ÌÀØÈÍÎÑÒÐÎÅÍÈÅ
ÝÍÖÈÊËÎÏÅÄÈß
MECHANICAL ENGINEERING
Encyclopaedia
Ãëàâíûé ðåäàêòîð àêàäåìèê ÐÀÍ
Ê.Â. Ôðîëîâ
ÌÀØÈÍÎÑÒÐÎÅÍÈÅ
ÝÍÖÈÊËÎÏÅÄÈß
 ÑÎÐÎÊÀ ÒÎÌÀÕ
ÐÅÄÀÊÖÈÎÍÍÛÉ ÑÎÂÅÒ
ÔÐÎËÎÂ Ê.Â.
Ïðåäñåäàòåëü ðåäàêöèîííîãî ñîâåòà
×ëåíû ñîâåòà:
Áåëÿíèí Ï.Í. (çàì. Ïðåäñåäàòåëÿ ðåäñîâåòà è ãëàâíîãî
ðåäàêòîðà), Êîëåñíèêîâ Ê.Ñ. (çàì. Ïðåäñåäàòåëÿ ðåäñîâåòà
è ãëàâíîãî ðåäàêòîðà), Àäàìîâ Å.Î., Àíôèìîâ Í.À.,
Àñòàøîâ Â.Ê., Áåññîíîâ À.Ï., Áþøãåíñ Ã.Ñ.,
Âàñèëüåâ Â.Â., Âàñèëüåâ Þ.Ñ., Âîðîíèí Ã.Ï.,
Äîëáåíêî Å.Ò., Æåñòêîâà È.Í., Êèðïè÷íèêîâ Ì.Ï.,
Êëþåâ Â.Â., Êîïòåâ Þ.Í., Êñåíåâè÷ È.Ï.,
Ìàðòûíîâ È.À., Ìèòåíêîâ Ô.Ì., Íîâîæèëîâ Ã.Â.,
Îáðàçöîâ È.Ô., Ïàíèí Â.Å., Ïàíè÷åâ Í.À.,
Ïàòîí Á.Å., Ïàøèí Â.Ì., Ïëàòîíîâ Â.Ô.,
Ïóãèí Í.À., Ðóìÿíöåâà Î.Í., Ñèëàåâ È.Ñ.,
Ôåäîñîâ Å.À., Ôîðòîâ Â.Å., ×åðíûé Ã.Ã.,
Øåìÿêèí Å.È.
ÌÎÑÊÂÀ “ÌÀØÈÍÎÑÒÐÎÅÍÈÅ” 2009
Ðàçäåë IV
ÐÀÑ×ÅÒ
È ÊÎÍÑÒÐÓÈÐÎÂÀÍÈÅ ÌÀØÈÍ
Òîì IV-18
ÊÎÒÅËÜÍÛÅ
ÓÑÒÀÍÎÂÊÈ
Ðåäàêòîðû-ñîñòàâèòåëè:
àêàäåìèê ÐÀÍ Þ.Ñ. Âàñèëüåâ,
ä-ð òåõí. íàóê Ã.Ï. Ïîðøíåâ
Îòâåòñòâåííûé ðåäàêòîð àêàäåìèê ÐÀÍ
Ê.Ñ. Êîëåñíèêîâ
Ðåäàêòîðû òîìà: Þ.À. Ðóíäûãèí (Òîïëèâî è ïðîöåññû ãîðåíèÿ),
Þ.À. Ðóíäûãèí, Å.Ý. Ãèëüäå, À.Â. Ñóäàêîâ (Ïàðîâûå êîòëû),
Â.Ì. Áîðîâêîâ, Å.Ý. Ãèëüäå, Þ.À. Ðóíäûãèí
(Âñïîìîãàòåëüíîå îáîðóäîâàíèå êîòåëüíûõ óñòàíîâîê)
ÌÎÑÊÂÀ “ÌÀØÈÍÎÑÒÐÎÅÍÈÅ” 2009
УДК 621.01/03
ББК 34.44
М38
Авторы: Ю.А. Рундыгин, Е.Э. Гильде, А.В. Судаков, Н.Т. Амосов, Д.Б. Ахмедов, И.И. Беляков, П.В. Белов, В.М. Боровков, В.И. Бреус, Г.В. Василенко, К.А. Григорьев, И.А. Данюшевский, Н.Г. Жмерик, М.А. Ицковский, Н.С. Клепиков, В.В. Кушнаренко, Б.М. Ларин, Л.С. Маркман,
А.П. Парамонов, А.А. Тринченко, Е.К. Чавчанидзе, С.М. Шестаков
Рецензент д-р техн. наук П.В. Росляков
Рабочая группа Редакционного совета: К.С. Колесников, П.Н. Белянин,
В.В. Васильев, В.К. Асташов, А.П. Бессонов, Е.Т. Долбенко, И.Н. Жесткова,
Н.Ф. Иванникова, Г.М. Москвитин
М38
Машиностроение. Энциклопедия / Ред. совет: К.В. Фролов (пред.) и др. – М. :
Машиностроение.
Котельные установки. T. IV-18 / Ю.А. Рундыгин, Е.Э. Гильде, А.В. Судаков и др. ;
Под ред. Ю.С. Васильева, Г.П. Поршнева. – 2009. – 400 с., ил.
ISBN 978-5-217-03417-8 (т. IV-18) (ОАО «Издательство «Машиностроение»)
ISBN 978-5-94275-497-6 (т. IV-18) (ООО «Издательство Машиностроение»)
ISBN 5-217-01949-2
Приведены виды и характеристики энергетических топлив, особенности процессов их
горения и методы снижения вредных выбросов котельных установок.
Рассмотрены основы теплового расчета котлов, топочных камер, горелочных устройств,
гидродинамики пароводяного тракта и аэродинамики котла, конструктивные особенности
его элементов, а также вспомогательного оборудования котельных установок.
Проанализирована эффективность циклов паротурбинных и парогазовых установок с
энергетическими котлами и котлами-утилизаторами.
УДК 621.01/03
ББК 34.44
ISBN 978-5-217-03417-8 (т. IV-18)
ISBN 978-5-94275-497-6 (т. IV-18)
ISBN 5-217-01949-2
© ОАО «Издательство «Машиностроение», 2009
© ООО «Издательство Машиностроение», 2009
Перепечатка, все виды копирования и воспроизведения материалов,
опубликованных в данной книге, допускаются только с разрешения
издательства и со ссылкой на источник информации
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ (Ю.А. Рундыгин) ………..
9
Раздел 1. ТОПЛИВО И ПРОЦЕССЫ
ГОРЕНИЯ …………………… 14
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ
ТОПЛИВА (Ю.А. Рундыгин,
К.А. Григорьев, А.А. Тринченко) .……………………………..
1.1.1. Классификация органического топлива ………………
1.1.2. Состав и состояние топлива ……………………………
1.1.3. Удельная теплота сгорания ……………………………..
1.1.4. Твердое топливо ……….
1.1.5. Жидкое топливо ……….
1.1.6. Газообразное топливо …
1.1.7. Биотопливо …………….
1.1.8. Приведенные характеристики. Условное топливо ……..
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И
ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА (Ю.А. Рундыгин, К.А. Григорьев, А.А. Тринченко) .........................................
1.2.1. Определение
объемов
необходимого воздуха и продуктов горения ……............................
1.2.2. Тепловой баланс горения.
Теоретическая
температура
горения …………………………
1.2.3. Энтальпии воздуха и
продуктов сгорания ………….
1.2.4. Балансовые расчеты при
горении топливных смесей …...
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ
ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА (Ю.А. Рундыгин, К.А. Григорьев, А.А. Тринченко) …………………………..
14
14
15
17
19
32
36
44
45
45
46
46
51
53
53
62
63
1.3.1. Физико-химический характер горения. Области горения ………………………..........
1.3.2. Основы
химической
кинетики процессов горения ...
1.3.3. Скорость реакций при
горении ………………………
1.3.4. Диффузия и массообмен
при горении …………………...
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ …………..
Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ
ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ
(Д.Б. Ахмедов, Ю.А. Рундыгин)
1.4.1. Самовоспламенение топливно-воздушных смесей ……...
1.4.2. Зажигание смесей ………
1.4.3. Распространение пламени ………………………………
1.4.4. Экспериментальное определение скорости распространения пламени ……………
1.4.5. Способы сжигания газообразных топлив ……………...
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………
Глава 1.5. ГОРЕНИЕ ЖИДКОГО
ТОПЛИВА (Д.Б. Ахмедов) ….
1.5.1. Особенности
горения
жидкого топлива ………………
1.5.2. Диффузионное горение
капли жидкого топлива ...........
1.5.3. Сжигание жидкого топлива в факеле ……………………
1.5.4. Распыливание жидкого
топлива …………………..........
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ………….
63
64
67
72
76
77
77
82
84
87
88
91
91
91
92
95
96
99
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО
ТОПЛИВА (С.М. Шестаков,
А.П. Парамонов, Ю.А. Рундыгин) .……………………………. 100
6
ОГЛАВЛЕНИЕ
1.6.1. Стадии горения ………
1.6.2. Кинетика
основных
реакций при горении углерода
1.6.3. Области и схемы горения
углеродных частиц ……………
1.6.4. Основы теории расчета
выгорания топливной пыли в
факеле ………………………….
1.6.5. Основы теории выгорания
и газификации слоя топлива …...
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………
100
105
111
119
127
136
Глава 1.7. ЭМИССИЯ
ВРЕДНЫХ
ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ
ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
(Н.Г. Жмерик) ............................
1.7.1. Виды вредных веществ и
их нормирование ……..................
1.7.2. Эмиссия оксидов азота …
1.7.3. Образование оксидов серы
1.7.4. Образование
сжатых
частиц и полициклических
ароматических углеводородов
1.7.5. Методы снижения вредных выбросов и образования
оксидов азота ………………….
1.7.6. Очистка дымовых газов
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………
145
150
153
Раздел 2. ПАРОВЫЕ КОТЛЫ ……..
154
Глава 2.1. ТИПЫ И ПАРАМЕТРЫ
ПАРОВЫХ КОТЛОВ
(М.А. Ицковский, Е.Э. Гильде,
Ю.А. Рундыгин) ……….............
2.1.1. Параметры и классификация стационарных паровых
котлов ………………………….
2.1.2. Котлы с естественной
циркуляцией …………………..
2.1.3. Котлы с многократной принудительной циркуляцией ……...
2.1.4. Прямоточные
паровые
котлы …………………………..
2.1.5. Паровые котлы специальных типов …………............
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………
137
137
140
142
143
154
154
156
158
158
161
164
Глава 2.2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ
ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И
ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА
(Д.Б. Ахмедов, М.А. Ицковский,
Ю.А. Рундыгин) ………............. 164
2.2.1. Расчетное задание и
выбор основных компоновочных решений при проектировании …………………………..
2.2.2. Тепловая схема котла ….
2.2.3. Этапы теплового расчета
котла …………………………..
2.2.4. Специальные
расчеты
при проектировании котельной
установки ……………………...
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И
РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ (С.М. Шестаков) ………………………….
2.3.1. Конструктивные и тепловые характеристики топок …
2.3.2. Расчет теплообмена в
однокамерных топках ………...
2.3.3. Конструктивные характеристики топки при установке
двухсветных экранов и ВТШ
2.3.4. Расчет теплообмена при
сжигании газа и мазута ………
2.3.5. Особенности
расчета
теплообмена в низкотемпературных вихревых топках …….
2.3.6. Расчет теплообмена в
двухкамерных топках ………..
2.3.7. Расчет суммарного теплообмена в слоевых топках …
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК
И
ГОРЕЛОЧНЫХ
УСТРОЙСТВ (Н.Г. Жмерик, С.М. Шестаков) ………………………….
2.4.1. Виды топок ……………
2.4.2. Пылеугольные топки ….
2.4.3. Горелки камерных пылеугольных топок ……………….
2.4.4. Газовые, мазутные и
газомазутные горелки ………..
2.4.5. Конструкции газомазутных горелок …………………...
2.4.6. Мазутные форсунки ……
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………
164
167
170
172
173
173
173
182
188
189
191
195
199
199
200
200
202
209
216
221
231
233
7
ОГЛАВЛЕНИЕ
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
КОТЛОВ
(С.М. Шестаков, М.А. Ицковский) …………………………...
2.5.1. Настенные экраны топки
2.5.2. Пароперегреватели …….
2.5.3. Особенности
расчета
ширмовых и конвективных
поверхностей нагрева ………..
2.5.4. Экономайзеры и воздухоподогреватели ………………
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ………….
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА
ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА
КОТЛА (А.В. Судаков,
И.И. Беляков, В.И. Бреус) ……
2.6.1. Основы гидродинамического расчета элементов ………
2.6.2. Показатели надежности
поверхностей нагрева ………..
2.6.3. Гидравлический расчет
циркуляционных
контуров
котлов ………………………….
2.6.4. Скачки и пульсации
температур при кризисах теплообмена ……………………...
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………
233
233
238
241
243
246
246
246
252
256
262
270
Глава 2.7. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ
РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК (Е.Э. Гильде) ……
271
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ …………… 273
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА (А.В. Судаков, П.В. Белов,
И.А. Данюшевский,
Л.С. Маркман) ………………...
2.8.1. Этапы создания отечественной нормативной документации …………………………..
2.8.2. Основные положения по
расчету на прочность элементов, работающих под давлением ………………………………
2.8.3. Методы
определения
толщины стенки элементов,
работающих под давлением …
2.8.4. Методика поверочного
расчета на прочность ………..
273
273
274
279
285
2.8.5. Оценка
остаточного
ресурса ………………………...
2.8.6. Влияние колебаний температур на ресурс элементов
котла …………………………...
2.8.7. Методы расчета на прочность и техническое диагностирование металлоконструкций ……………………………..
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………
Раздел 3. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Глава 3.1. СИСТЕМЫ
ПРИГОТОВЛЕНИЯ
ТВЕРДОГО
ТОПЛИВА (Н.С. Клепиков,
В.В. Кушнаренко) …………….
3.1.1. Основные виды систем
3.1.2. Мельницы ………………
3.1.3. Системы газораспределения и газопотребления ………
3.1.4. Мазутное хозяйство ……..
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ………….
3.2. СИСТЕМЫ
ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ (А.А. Тринченко)
3.2.1. Характер золошлаковых
остатков ……………………….
3.2.2. Оборудование
систем
золоулавливания ………………
3.2.3. Системы удаления золошлаковых отходов …………
3.2.4. Использование золошлаковых отходов ТЭС …………..
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ …………..
293
296
300
304
305
305
305
311
327
331
335
Глава
Глава
3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА
ТЭС И АЭС (В.М. Боровков,
Б.М. Ларин) ……………………
3.3.1. Использование природной воды на тепловой станции
3.3.2. Примеси природных вод.
Показатели качества исходной
воды ……………………………
3.3.3. Основные методы обработки природных вод ………
335
335
339
347
350
350
351
351
353
357
8
3.3.4. Опыт
использования
обратного осмоса и ультрафильтрации на установках
обработки воды ……………….
3.3.5. Опыт
использования
термического метода подготовки добавочной воды барабанных котлов ………………..
3.3.6. Удаление из воды растворенных газов ………………
3.3.7. Технологии обессоливания природной воды …………
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ …………..
ОГЛАВЛЕНИЕ
363
366
368
369
372
Глава 3.4. ПОВЕДЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ И ХИМИЧЕСКИЙ
КОНТРОЛЬ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ПО ПАРОВОДЯНОМУ ТРАКТУ (В.М. Боровков,
Б.М. Ларин, Г.В. Василенко) … 372
3.4.1. Распределение примесей
между водой и насыщенным
паром ………………………….. 373
3.4.2. Поведение органических
примесей по тракту водоподготовки ……………………….. 375
3.4.3. Поступление примесей в
пароводяной тракт ……………
3.4.4. Организация химического контроля водяного режима
3.4.5. Система контроля и
управления (СКУ) воднохимического режима второго
контура АЭС с ВВЭР …………
3.4.6. Химическая
очистка
оборудования ТЭС ……………
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ …………..
Раздел 4. КОТЛЫ В СОСТАВЕ
ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С ПАРОТУРБИННЫМИ И ПАРОГАЗОВЫМИ УСТАНОВКАМИ
(Н.Т. Амосов, Е.К. Чавчанидзе)
Глава
Глава
4.1. ПАРОТУРБИННЫЕ
УСТАНОВКИ (ПТУ) И ПОКАЗАТЕЛИ ИХ РАБОТЫ …
376
378
379
382
383
385
385
4.2. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ
УСТАНОВОК (ПГУ) ………… 389
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ ……..
397
9
ВВЕДЕНИЕ
Применение паровых котлов для промышленных целей началось на рубеже XVII и
XVIII веков, и на протяжении более чем двухвековой истории развития конструкции котлов
и их эксплуатационные показатели непрерывно совершенствовались.
Первый паровой котел представлял собой
медный сосуд шарообразной формы, заполненный на 2/3 водой, и обогреваемый снизу за
счет сжигания топлива. Примерно такую конструкцию имел паровой котел, построенный в
1765 г. И.И. Ползуновым, который вырабатывал пар для паровой машины Ползунова.
К концу XVIII века развитие металлургии позволило перейти к созданию стальных
цилиндрических котлов (рис. 1), которые явились родоначальниками паровых котлов с естественной циркуляцией воды. Первые цилиндрические котлы, заполненные на 2/3 водой,
отличались небольшой площадью поверхности
нагрева, размещенной в топке. Такой котел
отличался большой металлоемкостью, низкой
удельной паропроизводительностью (количеством вырабатываемого пара с 1 м2 площади
поверхности нагрева), низким КПД, был взрывоопасным вследствие большого водяного
объема агрегата. Однако он имел высокую
тепловую аккумулирующую способность, невысокие требования к качеству питательной
воды, простое устройство и обслуживание. Эти
достоинства котла стремились сохранить при
дальнейшем его совершенствовании.
Появление цилиндрических котлов с жаровыми трубами, размещенными во внутреннем водяном объеме, позволило увеличить
площадь поверхности нагрева и сократить
водяной объем котла. Жаровые трубы имели
диаметр около 0,8 м и соединялись с топкой
котла.
Дальнейшее увеличение площади теплообменной поверхности нагрева осуществлялось по двум направлениям. Первое направление связано с размещением в водяном объеме
барабана котла большого количества труб
а1
б)
6)
Рис. 1. Конструктивные схемы цилиндрических
котлов:
а – простого; б – с жаровыми трубами;
в – с дымогарными трубами
меньшего диаметра, чем жаровые трубы, по
которым проходили дымовые газы. Это направление развития внутренней теплообменной поверхности привело к созданию газотрубных котлов. Второе направление увеличения поверхности нагрева заключалось в размещении в топке и газоходах котла большого
количества труб, заполненных водой. При
этом шло развитие внешней поверхности нагрева. Так появились водотрубные котлы.
На рис. 2 представлены основные конструктивные схемы водотрубных котлов с естественной циркуляцией рабочего тела (воды).
В водяном объеме котла невозможно размес-
10
ВВЕДЕНИЕ
5
2
6
з
а)
Рис. 2. Конструктивные схемы водотрубных котлов с естественной циркуляцией:
а – горизонтально-водотрубного конструкции В.Г. Шухова; б – вертикально-водотрубного многобарабанного;
в – современного вертикально-водотрубного;
1 – барабан; 2 – пучки труб; 3 – топка; 4 – пароперегреватель; 5 – водяной экономайзер;
6 – воздухоподогреватель
тить большую теплообменную поверхность в
виде жаровых и дымогарных труб. Поэтому
максимальная паропроизводительность таких
котлов ограничена, в то время как котлы с
водотрубными поверхностями имели практически неограниченные возможности развития
теплообменных поверхностей, что и определило дальнейшее развитие конструкций котлов
по водотрубному направлению.
В первых горизонтально-водотрубных
котлах применялись слабонаклонные пучки
труб. Пример горизонтально-водотрубного
котла представлен на рис. 2, а котлом В.Г. Шухова. Талантливый конструктор В.Г. Шухов
внес весомый вклад в создание конструкций
котлов для отечественной энергетики. Им
впервые были предложены решения по газовому регулированию перегрева пара, продувочным устройством, изготовлению и сборке
котлов из стандартных (заводского изготовления) элементов и многое другое.
Наряду с горизонтально-водотрубными
котлами
развивались
вертикально-водотрубные котлы, которые обладали существенными преимуществами по надежности гидродинамики испарительных поверхностей. Первые вертикально-водотрубные котлы выполнялись в виде крутонаклонных или вертикальных трубных пучков, которые через барабаны
объединялись в единую циркуляционную систему (рис. 2, б). Такие котлы имели несколько
барабанов большого диаметра, что существенно увеличивало затраты металла и стоимость
котла. Кроме того, в этих котлах слабо экранировались трубами стены топки.
Дальнейшее развитие конструкций вертикально-водотрубных котлов характеризовалось переходом от многобарабанной пучковой
конструкции к однобарабанным котлам с экранной беспучковой системой испарительных
поверхностей нагрева (рис. 2, в). Применение
высокоэффективных газоплотных настенных
экранов из блоков заводского изготовления
существенно снизило материалоемкость, повысило их эффективность и надежность, сократило сроки монтажа котлов. В современных
вертикально-водотрубных котлах применяется
многоступенчатый перегрев пара наряду с
развитой системой хвостовых поверхностей
нагрева (экономайзеров и воздухоподогревателей), что повысило их экономичность.
С ростом рабочего давления котла, температуры перегрева пара и единичной мощности увеличивается экономичность установок,
снижаются затраты топлива на выработку
энергии, поэтому прогресс в котлостроении
сопровождается ростом параметров пара и
единичной мощности котлов. Появились котлы сверхвысокого (до 18 МПа) и сверхкритического (более 22,5 МПа) давления с принудительной циркуляцией воды.
В нашей стране широкое распространение получили прямоточные котлы на сверхкритическое давление, в которых отсутствует
дорогостоящий барабан, а теплообменные
поверхности выполнены в виде экранных газоплотных панелей, ширмовых или змеевиковых элементов пароперегревателей и экономайзеров.
ВВЕДЕНИЕ
Отечественное
энергомашиностроение
сегодня выпускает широкую гамму типоразмеров котельных установок различного назначения, спроектированных для работы на всем
многообразии видов энергетического топлива.
По назначению котлы можно разделить
на несколько видов:
энергетические котлы, предназначенные для выработки тепловой и электрической
энергии. Они отличаются высокой паропроизводительностью и повышенными параметрами
пара. К энергетическим котлам предъявляются
высокие требования по надежности, экономичности и экологическим показателям;
промышленные паровые котлы для
объектов промышленной энергетики, которые
вырабатывают пар для технологических нужд
предприятий и сельского хозяйства;
котлы-утилизаторы и энерготехнологические котлы для использования вторичных
энергоресурсов. Это особый вид котлов;
отопительные котлы, предназначенные для выработки пара и горячей воды для
теплоснабжения и коммунального хозяйства.
Одним из видов отопительных котлов являются водогрейные котлы, предназначенные для
получения горячей воды с давлением выше
атмосферного.
Производство энергетических и промышленных паровых котлов большой и средней мощности в Российской Федерации сосредоточено на крупных заводах энергетического
машиностроения: Таганрогском (ОАО ТКЗ
"Красный котельщик"), Подольском машиностроительном заводе (ОАО "ЗИО-Подольск"),
Барнаульском
котельном
заводе
(ОАО
"БЗЭМ"), Белгородском заводе (ОАО "Белэнергомаш"). Котлы малой производительности и водогрейные изготовляют многие заводы, среди них основными являются Бийский и
Дорогобужский котельные заводы (соответственно ОАО "БиКЗ" и ОАО "ДКМ").
Отечественные энергомашиностроительные объединения выпускают паровые котлы
производительностью 0,5 … 4000 т/ч. Значительная часть выпускаемых котлов экспортируется за рубеж.
По многообразию протекающих физикохимических явлений и процессов современный
котел является одним из наиболее сложных
устройств. Для обеспечения его работы необходима совокупность дополнительных систем
и механизмов, которые вместе с котлоагрегатом образуют котельную установку.
11
Котельными установками называют
совокупность устройств, систем и механизмов,
предназначенных для преобразования энергии
топлива в тепловую энергию пара или горячей
воды. Основной частью котельной установки
является котел (паровой или водогрейный), в
котором вода нагревается и превращается в
насыщенный пар (рис. 3). Выработка теплоты
для повышения энтальпии воды и пара осуществляется в топке, где происходит сжигание
органического топлива и частичное охлаждение продуктов горения до температуры, обеспечивающей надежную работу последующих
элементов котла.
С целью повышения экономичности котельной установки современные котлы дополняются рядом связанных в единый агрегат
элементов: пароперегревателями, водяными
экономайзерами и воздухоподогревателями.
Пароперегреватель используется для
повышения температуры и энтальпии пара,
полученного в испарительных поверхностях
нагрева котла. Это позволяет поднять экономичность паросиловой установки. Экономайзер позволяет за счет более глубокого использования теплоты дымовых газов подогреть
воду, подаваемую в котел, а воздухоподогреватель обеспечивает подогрев воздуха, поступающего в топку для сжигания топлива, что не
только способствует снижению потерь теплоты с уходящими газами, но и улучшает воспламенение и горение топлива.
Таким образом, топка и собственно котел, пароперегреватель, водяной экономайзер,
воздухоподогреватель, связанные в органическое единое целое и примыкающие к этим
элементам паро- и водопроводами, соединительными газо- и воздухопроводами, запорной
и регулирующей арматурой, образуют котельный агрегат.
Современный котельный агрегат для
бесперебойной и надежной работы обслуживает ряд вспомогательных механизмов и устройств. К ним относятся: дымососы и дутьевые вентиляторы, питательные и водоподготовительные установки, системы подачи топлива
и пылеприготовления, системы золоулавливания и золоудаления (при использовании твердого топлива); мазутные подогреватели, насосы и мазутопроводы (при сжигании жидкого
топлива), а также газорегуляторные устройства
(при сжигании газообразного топлива).
12
ВВЕДЕНИЕ
Перегретмii пар н потреЬи тшщ1
(турбинм, пpmoflпi/r,mflп)
Нась1ше1<1нь1ii пар Ол11
cnlfcm8eнщ,1X нужd
,
t
11omCftMWIA
Дьто8JJ1е газы о
ltoнtlвнcam от
8
flompe§urлeлн
ППIHПL'qN?f.'f
Дь1мо8ь1е
газыот
8р11гого
Сь,рая 8oila из
шiпочнuна 8оifо­
нательного
____,---.__агрегата
сна0жения
,
,
Золаii,шлан
omdp!lгux
иотельны.:r
агрегатов
Зола и ш.паи
6 зало8оU
ат6ал
жг
Рис. 3. Принципиальная схема котельной установки:
А – котельный агрегат; А1 – топка; А2 – испарительные поверхности котла; А3 – барабан котла;
А4 – пароперегреватель; А5 – паропровод; А6 – экономайзер; А7 – воздухоподогреватель;
Б – тягодутьевая установка; Б1 – вентилятор; Б2 – дымосос; Б3 – боров и дымовая труба;
В – система золошлакоудаления; В1 – золоуловитель; В2 – система шлакоудаления;
В3 – гидрозатвор золоуловителя; В4 – линия сброса в систему золошлакоудаления;
Д – система питания котла; Д1 – питательные баки; Д2 и Д3 – питательные насосы;
Д4 – подогреватель питательной воды;
Г – система водоподготовки; Г1, Г2, Г3 и Г4 – элементы водоподготовки и питания котла
Тепловые, гидродинамические, аэродинамические процессы, а также топочные процессы, протекающие в котельном агрегате,
требуют системы контроля и регулирования.
Современный котельный агрегат оснащен системой контроля (контрольно-измерительными
приборами), защит и регулирования, образующих систему комплексной автоматизации
регулирования всех основных процессов. Таким образом, котельный агрегат и все перечисленные системы и устройства образуют
котельную установку.
Котельные установки являются одним из
основных видов оборудования современных
энергетических объектов: котельных, промышленных ТЭЦ и крупных электростанций.
Их надежность, экономичность и экологические показатели во многом определяют энергобезопасность страны.
В период 1991 – 2000 гг., ввод тепло- и
электрогенерирующих мощностей в России
снизился в несколько раз. Возрос объем устаревающего оборудования, требующего замены
на новое, отвечающего современным требованиям по экономичности и экологическим
показателям. В настоящее время разработана
программа обновления основного оборудования на период до 2010 г. и намечены варианты стратегии обновления оборудования на
более длительный период. При этом предусматриваются:
замещение энергоблоков мощностью
200 … 300 МВт на природном газе парогазовыми установками ПГУ-170 и ПГУ-540 с газовыми турбинами ГТЭ-110, ГТЭ-160, ГТЭ-180;
модернизация энергоблоков 800 и 1200 МВт
на газомазутном топливе путем повышения температуры перегретого пара до 565 °С с одно-
ВВЕДЕНИЕ
временной надстройкой энергоблоков газотурбинными установками (ГТУ) и последующее
замещение мощных энергоблоков установками
на суперкритические параметры пара (28 …
30 МПа и 600 °С) с надстройкой ГТУ. Применение парогазовых установок (ПГУ) позволит
поднять КПД крупных блоков до 52,4 % (нетто), а в перспективе – до 55 … 56 % и снизить
удельный расход условного топлива от 350 до
240 … 220 г / (кВт·ч);
модернизация тепловых электростанций
(ТЭС) на твердом топливе и постепенное увеличение доли твердого топлива в топливноэнергетическом балансе страны. При этом
предполагается постепенное замещение котлов
новыми, созданными с использованием более
совершенных технологий, с повышенными
параметрами пара, более экологичными и с
КПД не ниже 90 … 92 % (брутто).
Главными направлениями модернизации
котельных установок являются следующие:
создание прямоточных котлов для
мощных энергоблоков с повышенными параметрами пара (предельными по условиям
работы современных жаропрочных сталей) на
газомазутном топливе: с давлением р ≤ 28 …
30 МПа и температурой перегрева пара Тпп =
= 600 / 600 °С;
создание барабанных котлов с повышенными параметрами пара: р = 17 … 18 МПа и
Тпп = 565 / 565 °С;
техническое перевооружение блоков на
твердом топливе котлами с использованием
новых технологий сжигания топлива (с низкотемпературным вихревым сжиганием, с кольцевой топочной камерой и др.);
13
организация сжигания топлива при ступенчатом вводе воздуха в топочную камеру и
освоение сжигания твердых топлив с использованием технологии циркулирующего кипящего слоя (ЦКС) для глубокого снижения
вредных выбросов в атмосферу. Несмотря на
существенный прогресс в создании котлов с
ЦКС (в мировой практике созданы котлы
мощностью до 500 МВт) их массовое внедрение пока сдерживается вследствие более высоких капитальных затрат и пониженной экономичности котлов (по сравнению с традиционными котлами с камерной топкой). Кроме того, котлы с ЦКС отличаются более низкой
маневренностью и пониженным ресурсом работы ряда элементов (особенно на высокоабразивных углях);
совершенствование тепловых схем и
конструкций котлов, работающих в составе
комбинированных парогазовых установок
(котлов-утилизаторов ПГУ, котлов со сбросом
газов из ГТУ и др.);
разработка котлов для создания на твердом топливе ПГУ с газофикацией угля в кипящем слое под давлением;
совершенствование и разработка новых
образцов вспомогательного оборудования котельных установок (мельниц, дробилок, сепараторов пыли, тягодутьевого оборудования и
др.), оборудования для снижения вредных
выбросов в атмосферу;
создание высокоэффективных образцов
котлов малой мощности (в том числе для работы на местных топливах) на основе новых технологий сжигания (НТКС, ВТКС, с предварительной газофикацией твердого топлива и др.).
14
Раздел 1
ТОПЛИВО И ПРОЦЕССЫ ГОРЕНИЯ
Глава 1.1
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
1.1.1. КЛАССИФИКАЦИЯ
ОРГАНИЧЕСКОГО ТОПЛИВА
На протяжении многих лет количество
веществ, отнесенных к категории топливо,
непрерывно изменяется.
Различают два вида топлива, отличающиеся по принципу освобождения энергии:
органическое, которое выделяет тепловую энергию в результате химических экзотермических реакций окисления (горения)
входящих в его состав горючих компонентов;
ядерное, которое выделяет тепловую
энергию в результате физических процессов
преобразования вещества на ядерном уровне
(деление ядер тяжелых элементов, синтез ядер
легких элементов и др.).
Несмотря на бурное развитие ядерной
энергетики во второй половине XX века, доля
выработки энергии на основе использования
органического топлива остается преобладающей.
По сфере потребления топлива подразделяют на две группы:
энергетические, потребляемые энергопредприятиями при выработке электроэнергии
и теплоты;
технологические, используемые в качестве сырья для производства промышленных
продуктов (например, кокса).
Первичная классификация органических
топлив (по агрегатному состоянию и происхождению) приведена в табл. 1.1.1.
1.1.1. Первичная классификация органического топлива
Агрегатное состояние
Природное
Торф
Бурый уголь
Каменный уголь
Антрацит
Горючий сланец
Твердое
Древесина
Нефть
Газообразное
Природный
Попутный
Искусственное
Ископаемое
Торфяной брикет
Буроугольный брикет
Кокс
Полукокс
Возобновляемое
Древесный уголь
Древесные отходы
Гидролизный лигнин
Сельскохозяйственные отходы
Мазут
Дизельное топливо
Бензин
Керосин
Сланцевое масло
Газ
Сжиженный
Коксовый
Доменный
Пиролизный
СОСТАВ И СОСТОЯНИЕ ТОПЛИВА
По происхождению органические топлива подразделяют на естественные (природные)
и искусственные, полученные в результате
переработки природного топлива.
В свою очередь природные топлива подразделяют на ископаемые, которые добываются из недр, и возобновляемые, к которым относят различные биомассы (древесину, растительные отходы сельского хозяйства и др.).
К ископаемым топливам относятся: каменные и бурые угли, антрацит, нефть, природный и попутный газ естественных месторождений, торф, горючие сланцы и другие
топлива растительного и органического происхождения.
К искусственным топливам относят продукты технологической переработки природных топлив: бензин, керосин, мазут, топливные брикеты, изготовленные из низкосортных
естественных топлив, горючие отходы пищевой и целлюлозно-бумажной промышленности, обогащенное на обогатительных фабриках
топливо, газовое топливо, получаемое из твердого топлива в результате технологических
процессов (газ термической переработки сланцев, генераторный газ, доменный газ, газ коксовых печей) и др. Искусственные топлива
имеют характеристики, отличные от характеристик исходного топлива.
По агрегатному состоянию органическое
топливо может быть твердым, жидким и газообразным.
1.1.2. СОСТАВ И СОСТОЯНИЕ ТОПЛИВА
Все виды органического топлива состоят
из компонентов, которые можно разделить на
горючие и негорючие. Количество и качество
горючих компонентов в топливе определяет
его тепловую ценность. Негорючие компоненты "засоряют" топливо, ухудшая качество и
технологические показатели топлива, снижая
его тепловую ценность, а следовательно, экономические и экологические показатели котельных установок.
Состав топлива определяют путем лабораторного анализа и обычно выражают в процентных долях по массе (для твердого и жидкого топлива) или по объему (для газообразного топлива) входящих в его состав компонентов. При этом обязательно указывают, какая
часть топлива принята за 100 %, т.е. на какое
состояние дан состав.
15
Состав топлива является важнейшей характеристикой, которая в совокупности с другими показателями определяет его качество.
Твердое и жидкое топливо состоит из
сложных органических химических соединений. Однако путем лабораторного анализа
можно определить суммарную массу основных
химических элементов, содержащихся в топливе. Основу элементарного состава твердого и жидкого топлива составляют пять химических элементов: углерод C, водород H, азот
N, кислород O и сера S.
Кроме того, топливо содержит минеральные примеси (минеральная масса ММ), из
которых в процессе сжигания топлива образуется зольный остаток (A), и влагу (W). Зола и
влага составляют балласт топлива. Углерод,
водород и сера являются горючими элементами топлива.
Газообразное топливо представляет собой смесь различных горючих и негорючих
газов. Сведения о содержании в газообразном
топливе того или иного компонента должны
всегда сопровождаться указанием состояния
газа, к которому относятся сообщаемые показатели состава. Обычно задается состав сухого
газа при нормальных условиях. В газообразном топливе могут содержаться примеси в
виде водяных паров, смол, пыли. Содержание
примесей дается в граммах на 1 м3 сухого газа.
В теплотехнических расчетах используют пять состояний топлива.
Основные теплотехнические расчеты
производят по характеристикам, соответствующим рабочему состоянию топлива. Однако
для анализа, сопоставлений и некоторых специальных расчетов необходимо знать характеристики, соответствующие другим различным
состояниям топлива.
Показатели качества топлива обозначают
буквами с двумя индексами: верхним, отражающим состояние топлива, и нижним, уточняющим. Например содержание влаги топлива
обозначают Wt r , где W – вода (от английского
слова water), верхний индекс r – рабочее состояние топлива (от английского raw – сырьевой, исходный), а нижний t (от английского
total) уточняет, что в данном случае приводится общее количество влаги, которое включает
внешнюю влагу Wex и влагу воздушно-сухого
топлива Wh.
Различают следующие состояния твердого топлива:
16
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
рабочее (индекс r) – состояние топлива с
такими содержанием общей влаги и зольностью, с которыми оно добывается, отгружается
или используется:
C r + H r + N r + O r + Sr + A r + Wt r = 100 % ;
аналитическое (индекс a) – состояние
аналитической (измельченной до кусков размером менее 0,2 мм) пробы топлива, влажность которого доведена до равновесного состояния с влажностью воздуха в лабораторном
помещении:
C a + H a + N a + O a + Sa + Aa + W a = 100 % ;
сухое (индекс d – от английского слова
dry) состояние топлива, не содержащего общей
влаги (кроме гидратной):
C d + H d + N d + O d + Sd + A d = 100 % ;
сухое беззольное (индекс daf – от английских слов dry, ash, free) – условное состояние топлива, не содержащего общей влаги и
золы:
В классификации твердых топлив используют условное состояние, называемое
влажным беззольным (индекс af ).
В зависимости от состояния топлива
процентное содержание компонентов, входящих в состав топлива, изменяется. Так, наибольшее процентное содержание углерода и
других органических компонентов будет в
органической массе топлива.
Состав топлива можно пересчитать из
одного состояния в другое с помощью пересчетных коэффициентов (табл. 1.1.2).
Считается, что сухое беззольное состояние (горючая масса) топлива достаточно стабильно, так как элементарный состав зависит
от месторождения (степени метаморфизма)
топлива. Внешний балласт топлива (содержание влаги и золы), наоборот, может изменяться
в достаточно широких пределах.
При изменении значения одной из составляющих балласта (влажности или зольности) изменяется содержание остальных составляющих топлива, и пересчет состава рабочей
массы топлива производят по формуле
C daf + H daf + N daf + O daf + Sdaf = 100 % ;
органическая масса (индекс o) – условное состояние топлива, не содержащего влаги
и минеральной массы:
o
o
o
o
r
100 − Wt 2
x2r = x1r
r
100 − Wt1
,
(1.1.1)
.
(1.1.2)
или
x2r = x1r
o
C + H + N + O + S = 100 % .
r
100 − A2
r
100 − A1
1.1.2. Формулы для расчета коэффициентов, используемых при пересчете состава топлива
из одного состояния в другое
Исходное состояние
топлива
Рабочее r
Аналитическое a
Сухое d
Сухое беззольное daf
Пересчет в состояние топлива
рабочее r
1
100 − Wt r
100 − W
a
аналитическое a
100 − W
a
100 − Wt
r
сухое d
сухое беззольное daf
100
100
100 − Wt
r
100
1
100 − W
100 − W a
100
100
100 − (Wt r + A r )
100 − (W + A )
100 − A d
100
100
100
1
a
r
100
a
100 − Wt r
a
r
100 − (Wt + A )
100 − (W a + A a )
100
100 − A
1
d
17
УДЕЛЬНАЯ ТЕПЛОТА СГОРАНИЯ
В формулах (1.1.1) и (1.1.2) индекс 1 соответствует исходному состоянию топлива, а
индекс 2 – новому (измененному); составляющие топлива выражены в процентах от массы.
Состояния жидкого топлива в основном
соответствуют указанным выше состояниям
для твердого топлива.
Для газообразного топлива обычно различают два состояния: сухой газ и влажный
газ. Даже если в числе компонентов газообразного топлива присутствует водяной пар, то за
100 % чаще всего принимают суммарный объем всех компонентов без учета этого пара (сухой газ). Однако в некоторых случаях состав
выражают в процентах влажного газа, т.е.
с учетом наличия водяных паров.
1.1.3. УДЕЛЬНАЯ ТЕПЛОТА СГОРАНИЯ
Одной из основных технических характеристик топлива является его удельная теплота сгорания: количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании единицы массы твердого или жидкого топлива или единицы объема газообразного топлива.
Значение удельной теплоты сгорания
требуется при расчетах на всех стадиях проектирования, эксплуатации и исследования основного и вспомогательного оборудования
тепловых электрических станций и других
огневых устройств различного назначения,
работающих на органическом топливе.
Различают высшую и низшую удельную
теплоту сгорания. В отличие от второй в
первой не учитывается теплота, затрачиваемая
на подогрев и испарение влаги топлива и влаги, образующейся в результате сгорания водорода топлива.
В процессе горения топлива влага и вода,
образующаяся при сгорании водорода топлива,
переходят в парообразное состояние и обычно
в таком виде выбрасываются из котельных
установок. Для защиты поверхностей нагрева
и оборудования от низкотемпературной коррозии температура продуктов сгорания по всему
газовому тракту должна оставаться выше температуры конденсации водяных паров (точки
росы), содержащихся в продуктах сгорания.
Вследствие этого тепловые расчеты энергоустановок производят по низшей удельной теплоте сгорания топлива [6, 7].
В общем виде низшую удельную теплоту
сгорания Qi, кДж/кг, находят вычитанием
из высшей удельной теплоты сгорания
Qs, кДж/кг, теплоты парообразования воды,
содержащейся в топливе и образующейся при
сгорании водорода топлива:
Qi = Qs – 24,42(W + 8,94H),
(1.1.3)
где 24,42 – теплота парообразования при температуре 25 °С из расчета на 1 % выделившейся воды, кДж/кг; 8,94 – коэффициент пересчета
массовой доли водорода на воду; W, H – содержание влаги и водорода в топливе, %.
В формуле (1.1.3) верхние индексы опущены, так как теплоту сгорания можно определять для любого состояния топлива (например, подсушенного).
Для твердого и жидкого топлива формулы, связывающие низшую удельную теплоту
сгорания Qi с высшей Qs, для рабочего, сухого
и сухого беззольного состояний имеют вид,
кДж/кг:
(
)
Qir = Qsr − 24,42 Wt r + 8,94 H r ;
(1.1.4)
Qid = Qsd − 220 H d ;
(1.1.5)
Qidaf = Qsdaf − 220H daf .
(1.1.6)
При изменении составляющих балласта
(влажности и зольности) рабочего топлива
низшую удельную теплоту сгорания Qir из
исходного (индекс 1) в новое (индекс 2) состояние пересчитывают по формуле
(
Qir2 = Qir1 + 24,42Wt1r
−W
)100
100 − W
r
t2
r
t1
− A2r
−
− A1r
− 24,42Wt r2 .
(1.1.7 )
В формуле (1.1.7) составляющие топлива
r
(влажность Wt r и зольность A ) выражены в
процентах от массы.
Для пересчета низшей удельной теплоты
сгорания из одного состояния в другое используют коэффициенты (табл. 1.1.3).
Удельную теплоту сгорания любого вида
топлива определяют опытным путем в калориметрических установках (методом сжигания
порции топлива в калориметрической бомбе).
Существуют различные методы расчета
удельной теплоты сгорания по составу топлива. Наиболее близкую связь между составом
твердого и жидкого топлива и их низшей
удельной теплотой сгорания дает эмпирическая формула Д.И. Менделеева:
18
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
1.1.3. Формулы для расчета коэффициентов, используемых при пересчете низшей удельной
теплоты сгорания из одного состояния в другое для твердого и жидкого топлива
Пересчет в состояние топлива
Состояние
топлива
рабочее r
аналитическое a
100 − W a
Рабочее r
100 − Wt
1
r
(Qia +
+ 24,42Wt r ) −
сухое d
сухое беззольное daf
100(Qir + 24,42Wt r )
100(Qi + 24,42Wt )
100 − Wt
100 − (Wt + A )
r
r
r
r
r
− 24,42W a
100 − Wt
100 − W
Аналитическое а
r
a
(Qia +
1
+ 24,42W a ) −
100 (Q a + 24, 42W a )
100 − W a
100 (Qia + 24, 42W a )
100 − (W a + A a )
− 24,42Wt r
для теплоты сгорания рабочей массы
Qir = 340C r + 1030H r − 109(О r − Sr ) −
− 24,42Wt r ;
(1.1.8)
для теплоты сгорания сухой беззольной
массы
Qidaf = 340C daf + 1030H daf −
(
)
− 109 O daf − Sdaf .
(1.1.9)
Однако такие методы определения
удельной теплоты сгорания для твердого и
жидкого топлива рекомендуется использовать
только для оценочных расчетов.
Для газообразного топлива, если его состав определен с достаточной точностью, расчетные методы дают приемлемый результат.
Низшая удельная теплота сгорания газообразного топлива на сухое состояние Qid ,
кДж/м3, при нормальных условиях может быть
рассчитана по формуле смешения
n
Qid = ∑ ( X j / 100)(Qid ) j ,
(1.1.10)
j =1
где X
j
– объемное содержание j-го горючего
газа в топливе, %; (Qid ) j – низшая удельная
теплота сгорания на сухое состояние j-го горючего газа, входящего в состав топлива,
кДж/кг; n – число горючих газов в топливе.
Значения низшей удельной теплоты
сгорания отдельных газов, входящих в состав газообразного топлива, приведены в
табл. 1.1.4.
При содержании в топливе до 3 % непредельных углеводородов неизвестного состава,
их принимают состоящими из этилена; для
газа коксовых печей теплоту сгорания Qid
непредельных углеводородов неизвестного
состава принимают равной 71,18 МДж/м3.
В топочных камерах котлов тепловых
электростанций нередко сжигают одновременно топливо нескольких марок или даже
нескольких видов, например: смесь различных
марок твердого топлива; твердое и жидкое;
жидкое и газообразное; газообразное и
твердое и др.
Поскольку тепловой эффект полного сгорания какого-либо топлива не зависит от параллельного протекания других химических
реакций, в том числе реакций горения другого
топлива, удельная теплота сгорания топливной
смеси (Qir ) см , кДж/кг, может быть найдена по
закону аддитивности:
n
(Qir ) см = ∑ g j (Qir ) j ,
j =1
(1.1.11)
19
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
1.1.4. Низшая удельная теплота сгорания
газов (при T = 0 °С и p = 101,3 кПа)
Наименование газа
Удельная теплота
сгорания
Qid , МДж/м3
Метан СН4
35,88
Этан С2Н6
64,36
Пропан С3Н8
93,18
Бутан С4Н10
123,15
Пентан С5Н12
156,63
Гексан С6Н14
173,17
Гептан С7Н16
200,55
Этилен С2Н4
59,06
Пропилен С3Н6
86,00
Бутилен С4Н8
113,51
Бензол С6Н6
140,38
Водород Н2
10,79
Оксид углерода СО
12,64
Сероводород Н2S
23,37
(1.1.14)
(1.1.15)
где (Qir )1 – удельная теплота сгорания твер-
, кДж/кг, приобретает вид:
(1.1.12)
Соотношение между топливами в смеси
может быть задано не массовыми долями g j ,
а долями по тепловыделению q j . Поскольку
последние пропорциональны количеству теплоты, выделяемой j-м компонентом при сжигании 1 кг смеси, можно составить равенство
(например, для смеси из двух топлив)
(Q r ) g
q1
= r i 1 1 ,
1 − q1 (Qi ) 2 (1 − g1 )
q1 (Qir ) 2
.
q1 (Qir ) 2 + (1 − q1 )(Qir )1
(Qir ) см = (Qir )1 + x (Qid ) 2 ,
лива, кДж/кг; n – количество топлив в смеси.
Например, при сжигании смеси двух
твердых или жидких топлив, заданной массовыми долями ( g1 – доля одного из топлив),
формула (1.1.11) для расчета теплоты сгорания
(Qir ) см = (Qir )1 g1 + (Qir ) 2 (1 − g1 ) .
g1 =
(Qir ) см , кДж/кг, рассчитывается по формуле
(Qir ) j – удельная теплота сгорания j-го топ-
1 кг смеси
тепловыделения q1 для этого же топлива в
смеси):
При сжигании смеси твердого или жидкого топлива с газообразным расчет условно
ведется не на 1 кг сжигаемой смеси, а на 1 кг
твердого (жидкого) топлива с учетом количества газообразного топлива х, м3, приходящегося на 1 кг твердого (жидкого) топлива. Условная удельная теплота сгорания смеси
где gj – массовая доля j-го топлива в смеси;
(Qir ) см
из которого можно выразить массовую долю
g1 одного из топлив (при заданном значении
(1.1.13)
дого (жидкого) топлива; (Qid ) 2 – теплота сгорания газообразного топлива.
Если смесь задана по долям тепловыделения каждого топлива (доля твердого или
жидкого топлива в суммарном тепловыделении q1 и доля газа 1 − q1 ), то количество газообразного топлива, приходящегося на 1 кг
твердого (жидкого) топлива х, м3/кг,
x=
r
1 − q1 (Qi )1
q1 (Qid ) 2
.
(1.1.16)
1.1.4. ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
Характеристики и показатели твердого топлива. Наряду с удельной теплотой сго-
рания Qir , важнейшими показателями качества топлива являются: влажность, зольность,
выход летучих, температурные характеристики золы, состав золы и др.
Влажность (в общем виде обозначается
как Wt) является важнейшей технической характеристикой твердого топлива. Влага затрудняет воспламенение топлива, снижает
температурный уровень в топке, увеличивает
потери теплоты с уходящими газами.
Содержание влаги в топливе необходимо
учитывать при выборе методов подготовки
топлива к сжиганию, оборудования систем
транспортировки топлива и т.д.
20
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Содержание влаги в твердом топливе зависит от его химической природы и геологического возраста, условий залегания пластов и
способа добычи, а также от условий транспортировки и хранения. Геологически более древние топлива (антрацит, тощий уголь) содержат
гораздо меньше влаги, чем топлива со сравнительно небольшим геологическим возрастом
(бурый уголь, лигнит, торф).
Виды влаги по характеру ее связи с топливом. По форме связи влаги с топливом различают следующие основные ее виды: сорбционную, капиллярную, поверхностную, гидратную.
Сорбционная влага связана со способностью твердых топлив, относящихся к капиллярно-пористым коллоидным телам, впитывать и удерживать (адсорбировать) влагу за
счет сил межмолекулярного взаимодействия,
которое может иметь место как на поверхности этих тел, так и в их объеме. Первое приводит к адсорбции молекул воды на поверхности
раздела твердой и газовой фаз и обусловливает
присутствие в топливе адсорбционной влаги.
Сорбция влаги в объеме приводит к образованию коллоидно-химической (гелевой) структуры органической части топлива; входящую
в эту структуру воду называют коллоидной
влагой.
К капиллярной влаге относится та часть
влаги, которая заполняет достаточно узкие
поры топлива за счет капиллярной конденсации.
Поверхностная влага располагается
на наружной поверхности кусков (частиц)
топлива и в промежутках между кусками, если
эти промежутки имеют достаточно малые
размеры.
Гидратная влага (общее обозначение
WMM) входит в состав кристаллогидратов,
которые присутствуют среди минеральных
примесей топлива и представлены главным
образом силикатами (Al2O3⋅2SiO2⋅2H2O или
Fe2O3⋅2SiO2⋅2H2O) и сульфатами (CaSO4⋅2H2O,
MgSO4⋅2H2O). Вода в кристаллогидратах содержится в строго определенных стехиометрических количествах независимо от общей
влажности топлива и внешних условий.
Сорбционную, капиллярную и поверхностную влагу можно полностью удалить из топлива путем его просушивания при температуре
105 ... 110 °С, в то время как полное удаление
гидратной влаги может произойти только в
результате химических реакций разложения
кристаллогидратов при температуре 700 ...
800 °С. На гидратную влагу обычно приходится лишь несколько процентов общего содержания воды в топливе.
Технологические показатели влажности
топлива. При проектировании оборудования
тепловых электростанций обычно используют
различные показатели влажности топлива,
определяемые опытным путем. Наиболее важное значение имеет влажность топлива в его
рабочем состоянии Wt r , %.
Существует ряд стандартных методик
определения общего содержания влаги в топливе. Наиболее распространенный и точный из
них – весовой метод (ГОСТ 27314). Сущность
его заключается в определении количества
влаги по потере массы пробы при полном
ее высушивании на воздухе при температуре
105 ... 110 °С. В полученную таким способом
общую влагу Wt r не входит гидратная влага.
Для общего анализа (определения зольности, выхода летучих веществ, удельной теплоты сгорания) используется аналитическая
проба топлива. Поэтому различают также влагу
аналитической пробы W a – содержание влаги
в пробе с крупностью зерен менее 0,2 мм.
Кроме
того,
существует
понятие
гигроскопической влаги W ги – содержание
влаги в аналитической пробе в состоянии равновесия с окружающей атмосферой при относительной влажности (60 ± 2) % и температуре
(20 ± 5) °С (ГОСТ 8719).
Обычно колебания температуры и относительной влажности в лабораторных помещениях невелики, а значения их близки к упомянутым выше значениям, вследствие чего величины Wh , W a и W ги различаются незначительно, поэтому в некоторых случаях приближенно принимают Wh = W a = W ги .
Твердое топливо при транспортировке
(в открытых железнодорожных вагонах) и
хранении на топливных складах (как правило,
открытого типа) может подвергаться сильному
увлажнению атмосферными осадками. Однако
способность топлива удерживать в себе влагу
имеет предел, называемый максимальной
влагоемкостью Wmax , %. Величину Wmax
находят опытным путем (ГОСТ 8858) или оценивают по приближенной формуле:
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
Wmax = 1 + 1,07Wt r ,
(1.1.17)
где Wt r – влажность рабочего топлива, %.
Влага топлива может быть причиной перебоев в работе топливоподачи на ТЭС. С увеличением влажности твердого топлива ухудшается подвижность его частиц, и при достижении определенного, критического содержания влаги, называемой влагой сыпучести
Wсып (раньше этот показатель называли "предельной влажностью" Wпред), частицы топлива
настолько слипаются между собой, что лишаются способности свободного перемещения
друг относительно друга. Это может произойти при небольшом дополнительном увлажнении топлива, так как обычно показатель
Wсып ≈ Wt r . Потеря сыпучести топлива при-
водит к зависанию топлива в бункерах сырого
угля, "замазыванию" питателей и, в итоге, к
прекращению подачи топлива на сжигание
(обрыву подачи топлива).
В зимнее время (при отрицательной температуре) влажное кусковое топливо нередко
смерзается в монолит. Минимальная доля общей влаги, при которой становится возможным смерзание топлива, называется влагой
смерзания Wсм (раньше этот показатель называли "безопасной влажностью" Wбез).
Минеральные примеси. Минеральные вещества, содержащиеся во всех видах твердого
топлива и называемые примесями, в большей
своей части не связаны с органической массой
топлива. По происхождению примеси могут
быть разделены на внутренние и внешние.
Внутренние примеси сформировались в процессе образования топлива, а внешние – попали при добыче (из прослоев пустой породы)
или транспортировке и погрузке топлива.
Минеральные примеси топлива представляют собой сложную смесь различных
минералов, в состав которых входят самые
разнообразные соединения: силикаты; сульфиды; карбонатные соединения кальция, магния,
железа; сульфаты кальция и железа; фосфаты;
хлориды и т.д.
Превращения минеральной части топлива. При сжигании топлива его минеральная
часть подвергается высокотемпературному преобразованию. В результате полного выгорания
органической части и преобразования минеральной части топлива остается твердый негорючий остаток – зола (общее обозначение А).
21
При сжигании топлива и прокаливании
золы в атмосфере воздуха минеральные примеси подвергаются ряду превращений. Так,
силикатные соединения теряют гидратную
влагу; соли закиси железа превращаются в
оксидные соединения; карбонаты разлагаются,
образуя оксиды и выделяя CO2. Входящие в
состав минеральной части колчедан и другие
сернистые соединения окисляются, образуя
SО2. Соли щелочных металлов при температуре топки улетучиваются, а впоследствии конденсируются на более холодных поверхностях
труб или частицах золы. Эти процессы обусловливают значительное изменение химического состава минеральных примесей в ходе
сжигания топлива. Следовательно, состав,
масса и свойства золы существенно отличаются от тех же характеристик исходных минеральных примесей.
Превращение каждого из исходных минералов происходит при определенных температурных условиях, в связи с чем состав и
свойства золы зависят от условий озоления.
Образующиеся продукты распада исходных
минералов могут взаимодействовать между
собой и с газовой средой топки, поэтому на
состав и свойства конечных продуктов золы
оказывает влияние и газовая среда. Таким образом, качество, состав и свойства образующейся золы зависят от состава исходных минеральных примесей, а также от условий, в
которых происходит сжигание топлива.
Зольность топлива. Для сопоставления
различных топлив по количеству золы
его зольность A определяют при строго оговоренных ГОСТ 11022 условиях проведения
испытания проб топлива. Обычно зольность
получают в лаборатории при испытании аналитической пробы топлива методом достаточно длительного прокаливания в условиях
свободного доступа воздуха при температуре
800 ... 830 оС.
В реальных промышленных условиях
сжигания топлива газовая среда топок (низкое
содержание свободного кислорода) вносит
некоторые изменения в состав минеральной
части и оказывает влияние на ее превращения,
которые обычно не достигают полного окисления, как в лабораторных условиях, а завершаются на закисных соединениях. Кроме того,
в условиях высоких температур топочной среды зола может частично возгоняться, а также
расплавиться и перейти в жидкое состояние –
шлак. Расплав различных соединений создает
22
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
благоприятные условия для их контакта и
взаимодействия, что также приводит к отличию состава и свойств шлака и исходных минеральных примесей.
Состав и характеристики плавкости золы. В практике проектирования и эксплуатации котельных установок и оборудования тепловых электростанций, работающих на твердом топливе, необходимы данные не только о
количественном содержании золы, но и о ее
составе и свойствах. Именно эти характеристики определяют наиболее важные решения
по организации топочного процесса, тепловую
и конструктивную схемы котла, выбор оборудования систем шлакозолоудаления и золоулавливания.
Наличие золы в топливе, кроме загрязнения окружающей среды, приводит к таким
негативным явлениям, как шлакование и загрязнение поверхностей нагрева, их коррозионно-эрозионному износу. Интенсивность этих
воздействий золы на элементы котла в значительной степени зависит от организации топочного процесса.
Химический состав золы обычно задают
на "бессульфатную" массу золы и выражают в
процентах по массе содержания следующих
оксидов: кремния SiO2, алюминия Al2O3, титана TiO2, железа Fe2O3, кальция CaO, магния
MgO, калия Ka2O, натрия Na2O. Состав золы
твердых топлив приведен в табл. 1.1.5.
Особое значение при организации процесса сжигания топлива имеют температурные
характеристики плавкости золы. Температуры,
при которых зола переходит в размягченное и
расплавленное состояние, зависят от ее химического состава и кристаллического строения.
Температуры плавления определяют стандартным методом конусов (ГОСТ 2057), когда из
золы прессуется пирамидка с заданными размерами и помещается в печь. В процессе нагрева (в окислительной воздушной среде) фиксируют следующие характерные значения
температуры:
TA – начало деформации, когда появляется первое изменение формы пирамидки (округление кромок, наклон вершины);
TB – плавление, когда образец принимает
форму полусферы или его вершина касается
подставки;
TC – жидкоплавкое состояние, когда образец растекается по подставке.
Характеристики плавкости золы твердых
топлив приведены в табл. 1.1.5.
Выход летучих веществ (общее обозначение V) – важная техническая характеристика
топлива, дающая представление о частичном
его разложении при нагреве. Под действием
высоких температур нестойкие углеводородные комплексы, входящие в состав топлива,
расщепляются на более простые соединения;
при этом выделяются газообразные и парообразные легковоспламеняющиеся горючие продукты разложения – летучие топлива.
Разложение при 700 … 1100 °С называют
коксованием, твердый остаток после завершения выхода летучих – коксом К. Твердый остаток состоит практически из углерода и негорючих минеральных примесей.
Выход летучих характеризует реакционную способность топлив – способность к
воспламенению и активному горению.
Выход летучих зависит от вида твердого топлива, а также от условий нагрева и
температуры прокалки. Стандартный метод
(ГОСТ 6382) определения выхода летучих
веществ заключается в прокаливании навески
аналитической пробы топлива при температуре (850 ± 25) °С без доступа воздуха в течение
7 мин.
Выход летучих обычно относят к сухому
беззольному состоянию V daf. Значения V daf
для твердых топлив приведены в табл. 1.1.6.
Показатель выхода летучих веществ V daf
необходимо учитывать при обосновании рациональной организации топочного процесса,
при конструировании топки [6, 7], выборе оборудования и параметров системы пылеприготовления [8].
Спекаемость коксового остатка. В опыте по определению выхода летучих веществ
можно получить еще одну характеристику
угля – спекаемость. Она характеризует способность угля образовывать при нагревании
нелетучий остаток в виде кусочков кокса,
обладающих определенной прочностью.
Нелетучий остаток, полученный в тигле
после определения выхода летучих веществ,
в зависимости от внешнего вида и прочности классифицируют следующим образом
(ГОСТ 6382):
порошкообразный – мелкий сыпучий порошок;
1.1.5.
Состав, характеристики плавкости и шлакуемости золы твердых топлив
Температу ра плавкости
Бассей11 ,
месторождение
30.llbl ,
Класс или
Марка
Состав золы 11а бессульфатную массу,%
0С
проду кт
обогащения
Тл
Тв
Те
Si0 2
Аl 2Оз
Ti02
Fе, Оз
СаО
MgO
к, о
Na20
Темпера-
Склонносп
тура
к образова-
наL1ала
нию пpOLI-
шлакова-
ных пер-
ния
Тшл ,
До11ецкий
бассейн
д
р
г
р
г
Концентрат
0С
вичных
отл ожений
т
р
А
Штыб, СШ
1000
1050
1000
1120
1110
1200
1200
1220
1200
1210
1280
1280
1280
1250
1240
52,7
50,5
43,0
49,9
51,4
25,7
24,2
24,0
22,3
22,4
1,0
0,6
0,5
0,7
0,7
14, 1
16,7
23,5
17,5
15,3
2,0
2,5
3,5
4,0
3,8
0,9
1,4
1,7
1,6
1,6
2,6
3,1
2,8
2,8
3,3
1,0
1,0
1,0
1,2
1,5
1020
1010
1010
1000
1000
+
+
+
д
Р,СШ
1160
1310
1440
60,0
20,6
0,9
6,8
4,0
2,7
3,0
2,0
1000
-
г
Р, МСШ,СШ
1170
1140
1180
1190
1300
1290
1370
1340
1390
1380
1440
1410
55,9
58,7
58,9
49,7
21,8
20,3
22,2
24,4
0,9
0,9
1,0
1,0
7,9
6,9
7,5
16, 1
6, 1
7,8
5, 1
5,2
2,9
2,2
2,2
1,4
2,4
1,7
2,1
1,8
2,1
1,5
1,0
0,4
990
990
1000
1000
-
1270
1180
> 1500
> 1500
>1500
>1500
62,7
59,4
28,3
29,8
1,1
1,3
5,1
6,1
1, 1
1,7
0,8
0,7
0,6
0,7
0,3
0,3
1180
1180
+
+
-
Кузнецкий
бассейн:
шахты
разрезы
д
РОК
г
РОК
1
1
-
ICC
РОК!
первой
се
р
второй
се
р
2Б
Р,ОМСШ
1350
1500
1500
48,2
35,6
0,8
9,6
4,1
0,7
0,7
0,3
1090
+
д
Р,отсев
1050
1220
1300
54,6
18,6
0,8
14, 1
6,9
2,3
1,3
1,4
980
+
ж
Р,отсев
1050
1240
1360
62,6
19,4
1,0
8,6
3,0
2,3
2,1
1,0
1020
+
1280
1400
1460
49,0
28,8
1,6
16,7
0,6
1,0
2,1
0,2
1100
+
1180
1370
1450
56,0
25,0
0,9
8,6
3,0
2,8
2,5
1,2
990
+
-
Экибастузский
бассейн rруп -
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
под з емные
пы з ольности:
Подм осковный
бассейн
(в целом)
Печерский
бассейн:
Интинское
Воркутинское
Кизеловский
бассейн
Челябинский
3Б
Р, МСШ,
Промпродукт
Р, отсев
23
бассейн
г
Температура плавкости
золы,
Класс или
Бассейн,
месторожд ение
Марка
Состав золы на бессульфатную массу, %
0С
продукт
обогащения
Тл
Тв
Те
Si02
Аl 2Оз
Ti0 2
Fe20 3
СаО
MgO
к,о
Na20
1.1.5
Темпера-
Склонносп
тура
к образ ова-
на чала
1шю проч -
ш л акова-
ных пер-
ния
ВИЧНЬIХ
Тшл , 0 С
отложений
24
Продолжение табл.
Южно-Уральский бассейн :
lБ
р
Тюльrанское
lБ
р
2Б
Назаровское
Березовское
1160
1180
1270
1130
1340
1410
54, 1
55,9
24,0
23,9
2, 1
1,2
2,6
5,3
13,9
6,9
2,0
5,1
0,7
1,2
0,6
0,5
990
990
+
р
1180
1210
1230
46,8
12,9
0,6
7,9
25,8
5,0
0,5
0,5
950
+
2Б
р
р
1200
1270
1220
1290
1240
1310
30,5
30,0
10,0
11 ,0
0,6
2Б
-
19,0
9,0
35,0
42,0
4,0
6,0
0,5
1,2
0,4
0,8
950
950
+
+
3Б
р
1150
1260
1330
51 ,3
23,5
1,3
12,2
5,7
2,8
2,0
1,2
980
-
3Б
Р,СШ
1290
>1500
> 1500
60,6
25,8
1,0
4,5
1,7
1,7
3,4
1,3
1040
-
г
Р,СШ
1220
> 1500
>1500
63,5
23,0
0,8
4,0
4,7
1,5
2,0
0,5
1050
-
1200
1150
1180
1240
1130
1240
1150
1180
1140
1500
1240
1450
1450
1170
1340
1220
1340
1300
> 1500
1340
> 1500
> 1500
1200
1400
1260
1420
1360
64,4
55,6
59,0
58, 1
44,8
53,8
51 ,8
57,0
57,9
25, 1
25,5
27,0
26,8
12,4
27,7
15,5
26,0
25,0
1,2
0,8
1,0
0,7
0,9
1,3
0,9
1,0
1,0
4,0
7,8
4,9
5,3
10,l
8, 1
18,0
6,0
4,6
1,5
7,1
4,9
3,6
25,7
5,0
8,7
5,0
5,8
1,0
1,4
1,5
2,3
3,8
2,5
3,0
2,0
2,5
1,6
1,2
1,4
1,7
1,2
0,8
1,0
1,5
2,2
1,2
0,6
0,3
1,5
l,l
0,8
1,1
1,5
1,0
1100
1010
1050
1060
950
1010
970
1020
1010
-
5,2
50,4
2,5
3,4
0,5
950
+
-
Каиско-Ачинский бассейн:
Ирша-БороДИI IСКОе
ГусююозерскоеиХол-
больджш1ское
Артемовское
Партизанский
бассейн
Урrальское
г
р
2Б
Р,МСШ
Павловское
IБ
Р,СШ
Бикинское
IБ
р
Сангарское
д,г
р
Нерюнгринское
3СС
р
Райчихинское
Харанrа
т
р
Южный
3Б
Р, СШ
Сахалин
д
Лешшградсланец
Кашпирское
О
.. . 300
мм
1275
1360
1375
28,9
8,6
0,5
Сланец
О
. . . 300
мм
1110
1140
1170
44,0
11 ,0
0,5
9,5
28,5
1,8
2,5
2,2
950
+
1140
1280
1350
35,8
8,8
0,4
16,3
32,0
3,7
1,4
1,6
950
+
ный тооd:
,,
+
-
Сланец
Фрезер-
Росторф
П р и м е
Р,СШ
-
а н и е
. Знак" +" -
-
признак присутствует; з нак"-"
-
признак отсутствует .
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Бабаевское
1.1.6.
Расчетные характеристики некоторых твердых топлив
Низшая
Состав рабо ~1ей массы топлива,
Бассейн,
месторождение
'"'"
:::,'"
Q.
%
Класс или
продукт
обогащения
w•·
1
А'
s;
S'
р
с ··
Н'
N'"
о··
удельная
Зольность
те плота
сухой
сгорания
массы
, МДж
Q;, -
Аа %
Влага
гигроСКОПИLJе-
Приведенные
значения ,
Выход
%-кг/МДж
лету-
екая
w:p
А~Р
v (/af,
циент
раз моло-
чих
w ги,%
Коэффи-
%
способ-
НОСТИ Кло
кг
Донецкий
бассейн
д
г
г
т
А
р
13,0
27,8
1,7
1,2
44,1
3,3
0,9
8,0
17,25
32,0
4,5
0,75
1,61
43,0
1,28
р
10,0
28,8
2,0
1,0
48,3
3,4
0,9
5,6
18,92
32,0
3,0
0,53
1,52
40,0
1,40
13,0
14,8
1,2
1,2
57,8
3,8
1,1
7,1
23,03
17,0
3,0
0,56
0,64
39,0
1,20
Концентрат
р
Штыб,
32,0
1,5
0,7
55,2
2,5
1,0
1,1
20,60
34,0
1,5
0,29
1,55
12,0
1,60
8,5
34,8
1,0
0,5
52,2
1,0
0,5
1,5
18,23
38,0
2,5
0,47
1,91
4,0
0,95
11 ,5
15,9
0,4
56,4
4,0
1,9
9,9
21,90
18,0
4,5
0,53
0,73
40,5
1,10
Кузнецкий
бассейн:
подземные
шах ты
д
г
разрезы
Р, СШ
Р, МСШ,
сш
д
РОК
г
РОК
1
1
lCC
РОК[
первой
се
р
второй
се
р
8,5
16,9
0,4
60,1
4,2
2,0
7,9
23,57
18,5
3,0
0,36
0,72
39,5
1,20
18,0
15,0
10,5
17,2
17,0
14,8
0,4
0,4
0,4
48,3
53,4
61,4
3,2
3,5
3,4
1,4
1,6
1,5
11,5
9,1
8,0
18,00
20,52
23,11
21 ,0
20,0
26,5
8,5
3,2
1,00
0,73
0,45
0,96
0,83
0,64
41 ,0
39,5
33,5
1,10
1,20
1,36
6,5
5,0
36,9
45,6
0,4
0,3
44,8
38,4
3,0
2,7
0,8
0,8
7,3
6,9
17,38
14,61
39,5
48,0
2,5
2,1
0,37
0,34
2,12
3, 12
25,0
25,0
1,35
1,30
32,1
30,6
1,6
0,9
24,3
1,9
0,4
8,2
8,67
45,0
7,5
3,70
3,53
48,0
2,10
-
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
сш
6,0
Экибастузский
бассейн группы з ольности :
Под москов-
ный бассейн
2Б
(в целом)
Р,
омсш
0,6
Печорский
бассейн:
Интинское
Вор кути и-
Р,отсев
11 ,5
28,8
1,7
0,8
44,2
2,9
1,5
8,6
16,87
32,5
7,0
0,68
1,71
40,0
1,35
ж
Р, отсев
8,0
29,4
0,6
0,4
52,6
3,3
1,5
4,2
20,77
32,0
2,5
0,39
1,42
33,0
1,48
25
ское
д
Низшая
Состав рабочей массы топлива,
Бассейн ,
месторождение
""'
о.
:;;"
%
удель ная
Класс или
продукт
обогащения
W/
А'
S'
s;
р
С'
Н'
N'
О'
Зольность
теплота
сухой
сгорания
массы
,
МДж
Ad
%
Qi , - -
Влага
гигроскопиче-
1.1.6
26
Продолжение табл.
Приведенные
з наq е ния ,
Выход
%-кг/МДж
летучих
екая
wrи . %
w:p
A~r
V 'laf, %
Коэффициент
размоло-
способ-
НОСТИ Кло
кг
Кизеловский
бассейн
бассейн
пром-
7,5
37,9
1,3
3,0
41 ,5
3,2
0,5
5,1
16,71
41,0
1,2
0,45
2,27
45,0
0,80
продукт
3Б
Р, отсев
17,0
35,7
0,8
33,6
2,5
0,9
9,5
12,56
43,0
8,0
1,35
2,84
44,0
1,30
IБ
р
56,0
10, 1
0,9
23,2
2,1
0,2
7,5
8,10
23,0
10,0
6,91
1,25
65,0
1,70
lБ
р
52,0
14,4
0,4
22,2
2,1
0,3
8,6
7,45
30,0
8,5
6,98
1,93
65,5
1,25
2Б
р
33,0
7,4
0,2
42,6
3,0
0,6
13,2
15,28
11,0
12,0
2,16
0,48
47,0
1,20
2Б
р
39,0
7,9
0,4
37,2
2,5
0,5
12,5
12,85
13,0
13,0
3,04
0,61
47,0
1,15
2Б
р
33,0
4,7
0,2
44,2
3,1
0,4
14,4
15,66
7,0
12,0
2, 11
0,30
48,0
1,30
ЮжноУральский
бассейн :
Бабаеве кое
Тюльганское
Ка11ско-А чин-
ский бассейн:
ИршаБородинское
Назаровское
Березов ское
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Ч елябинский
Р,МСШ,
г
Продолжение табл . 1 . 1 .б
Гусиноозер-
3Б
р
26,0
18,5
0,4
39,4
2,8
0,6
12,3
14,32
25,0
10,0
1,82
1,29
43,0
1,00
3Б
Р,С Ш
23,0
33, 1
0,3
29,4
2,5
0,6
11 , 1
11 , 14
43,0
9,0
2,06
2,97
50,0
0,95
г
Р ,С Ш
5,5
34,0
0,4
49,8
3,2
0,8
6,3
19,47
36,0
2,0
0,28
1,75
36,0
1,50
г
р
10,0
3 1, 1
0,4
46,6
3,4
0,8
7,7
18,04
34,5
2,5
0,55
1,72
42,0
0,80
Райч ихинское
2Б
Р, МС Ш
37,0
13,9
0,3
34,9
2, 1
0,5
11 ,3
11 ,72
22,0
11 ,0
3, 16
1, 19
43,0
1,35
Павл овское
IБ
Р, С Ш
41 ,5
19,6
0,4
25,7
2,3
0,3
10,2
9, 13
33,5
10,0
4,55
2, 15
58,0
1,05
Бикин ское
IБ
р
41 ,0
23,0
0,3
23,8
1,9
0,6
9,4
7,83
39,0
10,0
5,24
2,94
53,0
1, 15
д, г
р
10,0
16,2
0,4
58,3
4,3
0,8
10,0
23,40
18,0
3,7
0,43
0,69
50,0
1,00
3СС
р
10,0
19,8
0,2
60,0
3, 1
0,6
6,3
22,48
22,0
3,5
0,44
0,88
20,0
1,80
Харанга
т
р
12,0
13,2
0,4
67,5
3,4
1,0
2,5
25,62
15,0
1,0
0,47
0,52
14,0
2,20
Юж н ый
3Б
Р, СШ
20,0
25,6
0,5
39,4
3,0
1, 1
10,4
15,03
32,0
10,0
1,33
1,70
48,0
0,95
Сахали н
д
Р, С Ш
11 ,0
24,0
0,3
49,4
3,8
1, 1
10,4
19,55
27,0
4,0
0,56
1,23
49,0
1,02
17,3
2,2
0, 1
2,5
7,66
54,2+
+ 19,6*
-
1,44
6,29
85,9
3,00
ское и Хол -
больджинское
Артемовское
П артизански й
бассей н
Ургальское
Нер юнгр инское
Лени н град слан е ц
Слане ц
Ка шпирское
Слан ец
0 ... 300
мм
11 ,0
48,2+
+ 17,4*
0 . .. 300
мм
14,0
58,9+
+8,3*
1,2
10,9
1,4
0,3
3,8
4,60
68,5+
+9,7*
3,5
3,04
12,80
80,0
0,80
-
50,0
6,3
0, 1
24,7
2,6
1, 1
15,2
8, 12
12,5
11 ,0
6, 16
0,78
70,0
-
-
40,0
0,6
-
30,3
3,6
0,4
25, 1
10,22
1,0
-
3,9 1
0,06
85,0
-
1,0
1
0,3
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
Сан гарское
Фре -
Росторф
з е р-
ный
тор ф
Дрова
слагае м ое
-
зола , второе
-
д иокс и д углерода карбон атов .
27
* Первое
28
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
слипшийся – при легком нажиме пальцем
рассыпается в порошок;
слабоспекшийся – при легком нажиме
раскалывается на кусочки;
спекшийся, не сплавленный – для раскалывания на отдельные кусочки необходимо
приложить усилие;
сплавленный, не вспученный – плоская
лепешка с серебристым металлическим блеском поверхности;
сплавленный, вспученный – остаток с серебристым металлическим блеском поверхности высотой менее 15 мм;
сплавленный, сильно вспученный – нелетучий вспученный остаток с серебристым блеском высотой более 15 мм.
В классификации углей имеют значение
еще две характеристики спекаемости:
индекс спекаемости по Рогу RI, характеризующий прочность кокса, получаемого из
смеси испытуемого угля с неспекающейся
добавкой (например, антрацитом);
толщина пластического слоя y, мм, характеризующая количество пластической массы, образующейся при термическом разложении пробы угля в специальном приборе – пластометре.
Теплофизические характеристики твердого топлива. Это прежде всего удельная теплоемкость и теплопроводность. Удельная теплоемкость твердого топлива в рабочем состоянии, кДж/(кг⋅К),
r
стл
= 4,19
Wt r
100
d
+ стл
100 − Wt
100
r
,
(1.1.18)
d
где стл
– удельная теплоемкость сухой массы
топлива, кДж/(кг⋅К) (табл. 1.1.7).
Средняя удельная теплоемкость золы
твердых топлив cзл , кДж/(кг⋅К), приведена в
табл. 1.1.8.
1.1.7. Удельная теплоемкость сухой массы твердого топлива, кДж/(кг·К)
Температура, °С
Топливо
0
100
200
300
400
Антрацит и тощий уголь
0,92
0,96
1,05
1,13
1,17
Каменный уголь
0,96
1,09
1,26
1,42
–
Бурый уголь
1,09
1,26
1,47
–
–
Горючий сланец
1,05
1,13
1,30
–
–
Торф фрезерный
1,30
1,51
1,80
–
–
1.1.8. Средняя удельная теплоемкость золы твердых топлив в зависимости от
температуры [6]
T, °С
сзл, кДж/(кг⋅К)
T, °С
сзл, кДж/(кг⋅К)
T, °С
сзл, кДж/(кг⋅К)
100
0,808
800
0,959
1500
1,172
200
0,846
900
0,971
1600
1,172
300
0,879
1000
0,984
1700
1,214
400
0,900
1100
0,996
1800
1,214
500
0,917
1200
1,005
1900
1,256
600
0,934
1300
1,047
2000
1,256
700
0,946
1400
1,130
П р и м е ч а н и е . Значения сзл при высоких температурах даны с учетом теплоты перехода из
твердого в жидкое состояние; при температуре T > 1600 °С они определены приближенно, экстраполяцией
опытных данных.
29
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
Поставляемое на ТЭС твердое топливо
имеет определенную крупность кусков, оговариваемую условиями поставки, которая зависит от условий добычи и подготовки к поставке (например, сортировка, обогащение).
Подготовку топлива на ТЭС к пылевидному сжиганию производят в два этапа: предварительное дробление в станционных дробилках до размеров 15 … 25 мм и последующее измельчение в мельницах до пылевидного
состояния. При слоевом сжигании в котлах
паропроизводительностью до 25 т/ч подготовка топлива заканчивается на стадии дробления.
Гранулометрический состав. Это количественная характеристика, отражающая распределение топлива по размеру кусков (зерен).
Для определения гранулометрического состава
твердого топлива, поставляемого на ТЭС,
после дробления и измельчения используют
метод ситового анализа, суть которого заключается в рассеве пробы топлива на стандартных ситах и определении выходов классов
крупности.
Классом крупности называют совокупность кусков топлива с размерами, определяемыми размерами отверстий сит, применяемых
для выделения этих кусков; это понятие используют для классификации ископаемых углей и сланцев по размеру кусков (табл. 1.1.9).
Выход класса крупности – это отношение
массы топлива данного класса крупности к
сумме масс топлива всех классов испытуемой
пробы, выраженное в процентах.
1.1.9. Классификация ископаемых углей
и сланца по размеру кусков (ГОСТ 19242)
Класс
крупности
Обозначение
Размер кусков,
мм
Плитный
П
100…200 (300)
Крупный
К
50…100
Орех
О
25…50
Мелкий
М
13…25
Семечко
С
6…13
Штыб
Ш
Менее 6
Рядовой
Р
0…200 (300)
П р и м е ч а н и е . Максимальный размер кусков классов П и Р: в скобках – для карьеров; без скобок – для шахт.
Совокупность кусков топлива, которые
после просеивания прошли через отверстия
сита, называют подрешетным продуктом, а
которые остались на сите – надрешетным продуктом.
Гранулометрический состав дробленого
топлива и пыли принято характеризовать выходом суммарного надрешетного продукта
(полным относительным остатком) Rd, %, на
соответствующем сите с отверстиями размером d (в мм для дробленки; в мкм для пыли).
Зерновые характеристики дробленки и
пыли описываются уравнением типа
n
Rd = 100 e – bd ,
(1.1.19)
где Rd – выход суммарного надрешетного продукта на каком-либо сите, %; d – размер ячейки данного сита, мкм; b – коэффициент, характеризующий тонкость помола; b = 0,025...0,1
(чем больше b, тем пыль тоньше); n – коэффициент, характеризующий равномерность гранулометрического состава; n = 0,6...1,8 (чем
выше значение n, тем меньше рассеянность
зерен по крупности от их среднего значения).
Показатель n называют коэффициентом
полидисперсности. Если известны значения
выходов суммарного надрешетного продукта
на каких-либо двух ситах, например, Rd1 и
Rd 2 , %, с размерами отверстий d1 и d2
(d1 > d2), мкм, то значение п можно определить по формуле
n=
(
) (
lg ln 100/Rd1 − lg ln 100/Rd 2
lg d1 − lg d 2
).
(1.1.20)
Определив n, легко найти значение b.
Для диапазона размеров частиц с постоянным значением коэффициента n по известному значению одного Rd1 можно найти значение любого другого Rd по зависимости
(
)
n
Rd = 100 Rd1 /100 (d/ d1 ) .
(1.1.21)
В большинстве случаев на ТЭС поставляют несортированный уголь класса Р с кусками размером до 200 … 300 мм.
Коэффициент
размолоспособности.
Способность топлива к измельчению характеризуют коэффициентом размолоспособности
Кло, определяемым в лабораторных условиях
30
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
(ГОСТ 15489.1). Методика определения Кло
заключается в измельчении порции воздушносухого топлива при принятой стандартом
крупности и условиях помола и последующем
ситовом анализе полученной пыли с определением полного остатка на сите 90 мкм: R90.
По найденному таким образом значению
R90, % вычисляют коэффициент размолоспособности по формуле
K ло = 2,32(ln 100/ R90 )0,83 .
(1.1.22)
Чем легче размалывается топливо, тем
тоньше получается пыль и, следовательно,
выше значение Кло. Для энергетических топлив Кло = 0,85 … 2,5 (см. табл. 1.1.6). Коэффициент размолоспособности Кло имеет важное
значение при выборе типа мельниц и расчете
их производительности.
Классификация и марки твердого
топлива. Уголь. К наиболее значимым из
твердых топлив относятся ископаемые угли.
В соответствии с действующей классификацией (ГОСТ 25543) различают три вида ископаемых углей в зависимости от основных генетических признаков (табл. 1.1.10). В качестве
признаков рассматриваются: средний показатель отражения витринита R0, %; удельная
теплота сгорания влажной беззольной массы Qsaf ; выход летучих веществ на сухое беззольное состояние Vdaf, %.
Бурые угли в зависимости от величины
максимальной влагоемкости на беззольное
af
состояние Wmax разделяют на три группы
(марки):
af
1Б – при Wmax ≥ 50 %;
2Б – при 30 ≤
3Б – при
af
Wmax
<
af
Wmax
<
50 %;
30 %.
Бурые угли характеризуются: высокой
гигроскопической и, как правило, повышенной
общей влажностью; высоким выходом летучих
daf
веществ (V > 40 %); неспекшимся коксовым
остатком; пониженным содержанием углерода
и повышенным – кислорода. Удельная теплота
сгорания бурых углей колеблется в широком
диапазоне: от 7 … 8 МДж/кг (у высоковлажных и высокозольных) до 18 … 20 МДж/кг
(у сухих и малозольных).
При длительном хранении на открытом
топливном складе бурые угли теряют механическую прочность и растрескиваются, проявляют повышенную склонность к самовозгоранию.
В основном бурые угли относятся к низкосортным видам топлива, их перевозка на
длинные расстояния нерентабельна, поэтому
их используют вблизи от места добычи. Исключение составляют бурые угли КанскоАчинского бассейна с достаточно высокой для
бурых углей удельной теплотой сгорания и
низкой себестоимостью добычи открытым
способом с использованием высокоэффективной техники.
Каменные угли и антрациты в зависимости от выхода летучих V daf и толщины пластического слоя y разделяют на марки, которые в
свою очередь подразделяют на группы
(табл. 1.1.11).
Для каменных углей и антрацитов характерны: высокая удельная теплота сгорания
( Qir = 15…25 МДж/кг), обусловленная повышенным содержанием углерода; низкая гигроскопическая и общая влажность (как правило,
Wt r < 20 %); высокая механическая прочность
(и соответственно низкий коэффициент размолоспособности Кло). Выход летучих веществ
V daf колеблется в достаточно широком диа-
пазоне: от 3 … 12 % у антрацитов и тощих
1.1.10. Классификационные признаки ископаемых углей
Средний показатель
отражения витринита
R0, %
Удельная теплота сгорания на
влажное беззольное состояние
Qsaf , МДж/кг
Выход летучих веществ
на сухое беззольное
состояние V daf, %
Бурый
Менее 0,6
Менее 24
–
Каменный
0,4…2,59
24 и более
8 и более
Антрацит
2,2 и более
–
Менее 8
Вид угля
31
ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО
1.1.11. Классификация каменных углей
и антрацитов
Марка угля
Обозначение
Группа
Длиннопламенный
Д
–
Газовый
Г
1Г, 2Г
Газовый жирный
ГЖ
1ГЖ,
2ГЖ
Жирный
Ж
1Ж, 2Ж
Коксовый
К
1К, 2К
Коксовый
отощенный
КО
1КО, 2КО
Коксовый слабоспекающийся
КС
1КС, 2КС
Отощенный
спекающийся
ОС
1ОС, 2ОС
Тощий спекающийся
ТС
–
СС
1СС,
2СС, 3СС
Тощий
Т
1Т, 2Т
Антрацит
А
1А, 2А,
3А
Слабоспекающийся
углей, считающихся самыми низкореакционными энергетическими топливами, до 40 …
45 % у высокореакционных длиннопламенных
и газовых углей.
В целом каменные угли относятся к кондиционным видам топлива, обладающим высокой конкурентной способностью на топливном рынке.
В условное обозначение углей входят:
наименование месторождения (бассейна); буквенное обозначение марки и класса крупности
(или название продукта обогащения), например:
Кузнецкий 2СС, СШ означает каменный
уголь Кузнецкого бассейна, марки 2СС (слабоспекающийся), класса СШ (крупность куска
0 … 13 мм – смесь семечка со штыбом);
Бабаевский 1Б, Р – бурый уголь Бабаевского месторождения, марки 1Б (высоковлажный), класс рядовой (т.е. поставляется без
предварительной сортировки по крупности).
Торф. В естественных условиях влажность торфа Wt r = 80 … 95 %. В процессе добычи торф подвергается длительной сушке на
воздухе, пока его влажность не снизится до
Wt r = 45 … 50 %. Удельная теплота сгорания
торфа при нормативной влажности составляет
примерно Qir = 8 … 9 МДж/кг. Торф – высокореакционное топливо с высоким выходом
летучих ( V daf > 70 %) и повышенной склонностью к самовозгоранию.
Топливный торф в зависимости от технологии добычи и подготовки разделяют на фрезерный и кусковой. Фрезерный торф используется для пылевидного сжигания, кусковой –
для сжигания в слоевых топках. В табл. 1.1.12
приведены требования, предъявляемые к топливному торфу. Торф относится к местным
видам топлива.
Горючий сланец. К особому виду твердого энергетического топлива относятся горючие
сланцы. Минеральная часть сланцев в рабочем
топливе достигает 70 … 75 %, что обусловливает низкое значение их удельной теплоты
r
сгорания ( Qi = 4,6 … 9 МДж/кг). Вместе с тем
отличительная особенность сланцев – самый
высокий выход летучих веществ среди тверdaf
= 80 … 90 %),
дых ископаемых топлив ( V
что относит его к высокореакционному
виду топлива. В целом горючий сланец –
низкосортный местный вид энергетического
топлива.
1.1.12. Нормы качества топливного торфа
Показатель
Марка торфа
фрезерный
кусковой
влаги Wt r ,
%, не более
52
48
Зольность Ad ,
%, не более
23
23
Засоренность (куски
свыше 25 мм), %, не
более
8
–
Содержание мелочи
(куски менее
25 мм), %, не более
–
30
Содержание общей
32
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Следует отметить, что при термической
обработке из сланца можно получить значительное количество ценных жидких продуктов
(например, сланцевое масло, являющееся в
свою очередь жидким видом топлива), а также
газообразных, с высокой теплотой сгорания.
Поэтому сланец используют в качестве сырья
в энерготехнологических производствах.
1.1.5. ЖИДКОЕ ТОПЛИВО
Топочные мазуты производят в процессе
переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах. Их получают путем смешения
различных тяжелых остатков: гудрона, остатка
вакуумной разгонки, крекингового остатка, к
которым иногда добавляют дистиллятные
фракции. Соотношения составных частей, из
которых производят мазут, подбирают в соответствии с требованиями стандарта, установленными для мазута определенной марки.
Подобно нефти, мазуты представляют
собой сложные коллоидные соединения,
способные образовывать в области температуры застывания псевдокристаллическую структуру, которая характеризуется пониженной
текучестью.
Элементарный состав. В состав мазутов
так же, как и нефти, входят углерод, водород,
сера, азот и кислород. Содержание химических
элементов в мазутах колеблется в расчете на
рабочую массу в относительно узких пределах:
Сr = 86 … 89 %;
Hr = 9,6 … 12,2 %;
Sr = 0,3 … 3,5 %;
Or + Nr = 0,5 … 1,7 %.
Элементарный состав топочных мазутов
приведен в табл. 1.1.13.
Основу элементарного состава составляют углеводороды, что предопределяет высокое
значение удельной теплоты сгорания мазута в
сравнении с другими видами органического
топлива, используемого на электростанциях.
Сернистые соединения. При переработке нефти подавляющая часть сернистых соединений (70…90 %) концентрируется в высококипящих фракциях, составляющих основу
мазута. В мазуте сера находится в составе сероорганических соединений (меркаптаны,
сульфиды и др.), а также в виде сероводорода
и элементарной серы. Все эти вещества хорошо растворимы в углеводородах.
Содержание серы в мазуте – очень важный показатель качества топлива. По общему
содержанию серы мазуты подразделяют на
классы:
1.1.13. Расчетные характеристики топочных мазутов
Низшая удельная
теплота
сгорания,
Состав рабочей массы топлива, %
Qir , МДж/кг
Класс мазута
марок 40 и 100
N r + Or
средняя
минимальная
87,33 11,90
0,20*
41,68
40,82
1,0
86,58 12,04
0,30*
40,53
39,21
1,80
2,0
85,71 11,45
0,50*
39,57
38,29
2,55
3,5
85,04 10,64
0,71*
39,06
37,57
Wtr
Ar
Srp + S or
S r , не
Низкосернистый
0,15
1
0,03
0,14
0,39
0,5
Малосернистый
0,20
1
0,03
0,14
0,85
Сернистый
0,49
1
0,05
0,14
Высокосернистый
1,00
1
0,06
0,14
более
Cr
Hr
* Для расчетов принимать как кислород.
П р и м е ч а н и е . В знаменателе даны предельные значения.
33
ЖИДКОЕ ТОПЛИВО
низкосернистый (Sr ≤ 0,5 %);
малосернистый (0,5 < Sr ≤ 1 %);
сернистый (1 < Sr ≤ 2 %);
высокосернистый (2 < Sr ≤ 3,5 %).
Следует отметить закономерность: чем
выше сернистость мазута, тем больше содержание в нем ванадия. В процессе сжигания
мазута образуются токсичные оксиды серы,
создающие также коррозионную опасность для
низкотемпературных поверхностей нагрева.
Влажность. Содержание воды в мазуте,
поставляемом на ТЭС, согласно требованиям
ГОСТ 10585, не должно превышать 1 %. Однако в процессе разогрева мазута перед сливом
из цистерн за счет конденсации используемого
при этом пара низкого давления возможно
значительное обводнение топлива (до 10 …
15 %). Влага в небольшом количестве способствует распылу мазута и улучшает условия
воспламенения. При повышенном содержании
влаги снижается удельная теплота сгорания
топлива, растет опасность коррозионных процессов в мазутопроводах и конвективных поверхностях нагрева, увеличиваются потери
теплоты с уходящими из котла газами.
Минеральные примеси и зольность.
При переработке нефти содержащиеся в ней
минеральные примеси концентрируются в
тяжелых фракциях, в основном в мазуте. Массовая доля минеральных примесей не превышает 1 %. Минеральные примеси могут отлагаться в мазутопроводах и мазутохранилищах,
а также перекрывать тонкие каналы мазутных
форсунок и таким образом препятствовать
нормальной работе горелочных устройств.
Общий золовой остаток после сжигания
мазута невелик и не превышает 0,14 % на рабочую массу. Состав золы мазутов приведен в
табл. 1.1.14. Отличительной особенностью
золы мазута является наличие в ней пентоксида ванадия V2O5, содержание которого может
достигать 50 %, что серьезно осложняет работу
мазутных котлов, вызывая ванадиевую коррозию поверхностей нагрева.
Удельная теплота сгорания. У обезвоженного мазута удельная теплота сгорания
составляет 39 … 41,7 МДж/кг и зависит от его
состава – соотношения главных горючих элементов Н и С, а также от содержания S, O и N.
Присутствие в составе мазута нефтяных смол
и асфальтенов, характеризующихся пониженным соотношением Н и С и высоким содержанием S и O, снижает удельную теплоту сгорания мазута.
Вязкость. Важнейшим показателем качества жидкого топлива является его условная
вязкость Е, которая определяется с помощью
вискозиметра Энглера, как отношение времени
истечения порции (200 см3) испытуемого продукта через градуированное отверстие при
стандартной температуре ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды
при 20 °С. Это безразмерное отношение называют градусами условной вязкости (°ВУ). Вязкость нефтепродукта составляет 1 °ВУ, если
время его истечения равно времени истечения
воды, измеренному при 20 °С. Стандартные
температуры определения вязкости – 50, 80,
100 °С (ГОСТ 6258).
Для нормального транспорта по трубопроводам и тонкого распыливания мазута в
механических форсунках необходимо поддерживать его вязкость на уровне 2 … 3,5 °ВУ.
Вязкость мазута существенно зависит от температуры (рис. 1.1.1). С повышением температуры вязкость резко снижается. Такой характер зависимости вязкости от температуры обусловлен присутствием в мазуте углеводородов
парафинового ряда. Для надежного транспорта
мазута по трубопроводам и нормальной работы топливных насосов его температура должна
поддерживаться на уровне не менее 60…70 °С.
1.1.14. Состав золы мазутов
Класс мазута марок
40 и 100
Элементарный состав золы на бессульфатную массу, %
V2O5
SiO2
Fe2O3
CaO
MgO
Na2O
K2O
Низкосернистый
5,5
18,8
15,31
27,05
8,75
24,10
0,5
Малосернистый
28,9
17,9
12,20
15,50
7,60
16,60
1,3
Сернистый
46,9
16,3
8,63
9,00
7,20
10,77
1,2
Высокосернистый
48,8
10,0
9,20
10,10
5,60
14,90
1,4
34
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
300
20,0
:?00
10,0
'
5,0
3,0
2,0
1,5
1,0
0,8
0,7
0,5
60
60
40
40
30
30
20
15
10
7
0, 4
0,3
Вязкость Е, °ВУ
Кинематическая вязкость ν · 104, м2 / с
00
''
15
'
'
'
'
, 1100
'
20
и мп
'
15
10
7
5
5
4
4
"'
'
'
' 1"\. '
'
'
"'
"
'
'
'
'
r,
'
'
'
'
'
'
'
'
'
'
М200
,r,
/
""
'
r '
'
r,.
,,
'
'
'
'
'
'
' '
"
'
'
2,5
'
2
20
О,
'
"'
"'
0,2
О,
'
'
нс
"
30
40
50
'
60
Ф5
'
1
70
1
'
80
90
"
Ф12
"'
100
110
М40
1
120 130
140 °С
1
Рис. 1.1.1. Зависимости вязкости мазутов от температуры:
Ф5 и Ф12 – флотские мазуты; М40, М100, М200 – топочные мазуты;
МП – топливо для мартеновских печей; НС – стабилизированная нефть
Для инженерных расчетов мазутного хозяйства имеет значение кинематическая вязкость топлива (например, для расчета числа
Рейнольдса Re при определении гидравлического сопротивления мазутопроводов). Кинематическая вязкость ν, м2/с, связана с условной вязкостью E, °ВУ, приближенными формулами:
при Е ≤ 10 °ВУ
ν = 10–6(7,2Е – 6,25 / Е);
(1.1.23)
при Е > 10 °ВУ
ν = 7,41 · 10–6Е.
(1.1.24)
Плотность. Нефтепродукты обычно характеризуют безразмерной относительной
20
плотностью ρ 4 , которую определяют для
топлива при температуре 20 °С, относя ее к
плотности воды при температуре 4 °С. Относительная плотность энергетических мазутов
ρ 20
4 = 0,95 … 1,06. Плотность в сочетании с
вязкостью определяет условия отстаивания
воды из мазутов и осаждения механических
примесей. Кроме того, плотность имеет значе-
ние для определения массы топлива по занимаемому им объему. С повышением температуры относительная плотность мазутов
уменьшается и может быть определена по
формуле
ρ 4t = ρ 20
4 − β(T − 20),
t
(1.1.25)
где ρ 4 , ρ 20
4 – относительная плотность мазута
соответственно при определяемой температуре
T, °С, и температуре 20 °С; β – коэффициент
объемного расширения топлива; для мазута
β = (5 … 6)10–4 1/°С.
Реологические свойства. При невысокой температуре (10 … 25 °С) слишком вязкий
мазут обладает свойством налипать на стенки
емкостей, труб, оборудования и прочно удерживаться на них тем большим слоем, чем ниже
температура. При этом образуются смолистые
и коксообразные отложения, трудно поддающиеся удалению. Это явление называется нестабильностью топлива и определяется его
реологическим свойством – способностью
перестройки структуры углеводородных молекул в зависимости от температуры.
35
ЖИДКОЕ ТОПЛИВО
Температура застывания. За температуру застывания принимают температуру нефтепродукта, при которой его вязкость увеличивается настолько, что при наклоне под углом
45° пробирки, наполненной испытуемым топливом, его уровень не переходит в горизонтальное положение в течение 1 мин. Высокой
температурой застывания (25 … 42 °С) характеризуются высокосернистые мазуты с высоким содержанием парафинов. Температура
застывания оказывает непосредственное влияние на выбор технологических решений при
выборе схемы транспортировки мазута и его
хранения.
Температуры вспышки и воспламенения характеризуют пожароопасность жидкого
топлива.
За температуру вспышки (или нижний
предел взрываемости) принимают температуру
топлива, при достижении которой из него выделяется столько паров, что смесь их с воздухом вспыхивает (взрывается) при поднесении к
ней пламени (ГОСТ 4333). После вспышки
горение сразу же прекращается.
Если повышать температуру жидкого топлива выше температуры вспышки, то будет
увеличиваться концентрация паров в воздухе;
происходящая при поднесении пламени
вспышка будет давать все большее тепловыделение. Дополнительное количество теплоты в
свою очередь интенсифицирует парообразование, что способствует ускоренному притоку
горючих паров в зону горения. В результате
процесс горения становится непрерывным.
Температуру, начиная с которой горение паров
после поднесения пламени продолжается не
менее 5 с, называют температурой воспламенения.
Чем ниже температура вспышки, тем
больше пожароопасность топлива. Температура вспышки топлива зависит от количества и
молекулярного состава наиболее легких фракций, содержащихся в нем. Эти фракции испаряются в первую очередь при нагревании топлива, и именно их пары создают взрывоопасные концентрации в воздухе. Мазут, сжигаемый на ТЭС, имеет температуру вспышки
90 … 140 °С; у мазутов с высоким содержанием парафинов она может снизиться до 60 °С;
у сырой нефти она составляет 20 … 40 °С.
Температура воспламенения для большинства
видов жидкого топлива превышает температуру вспышки на 60 … 70 °С.
Во избежание пожара температура подогрева мазута в открытых системах должна
быть ниже температуры вспышки и не выше
95 °С во избежание вскипания воды, содержащейся в топливе.
Существует также понятие температуры
самовоспламенения, при которой горение паров жидкого топлива начинается самопроизвольно, без поднесения пламени. Для мазутов
она составляет 500 … 600 °С и снижается в
присутствии катализаторов, а также при обогащении воздуха кислородом.
Удельная теплоемкость мазута см,
кДж/(кг⋅К), зависит от температуры T и определяется следующим образом:
при T < 100 °С
см = 1,89 + 0,0053T;
(1.1.26)
при T = 100 … 150 °С
см = 1,3 + 0,0112T.
(1.1.27)
Коэффициент теплопроводности. При
стандартных условиях (атмосферном давлении
и температуре 20 °С) коэффициент теплопроводности нефтепродуктов в зависимости от их
плотности λ = 0,12…0,16 Вт/(м⋅К). С повышением температуры коэффициент теплопроводности нефтепродуктов снижается линейно.
В табл. 1.1.15 приведены значения коэффициента теплопроводности для мазутов, используемых на ТЭС.
Марки мазутов. Нефтяные мазуты подразделяются на марки, различающиеся в первую очередь вязкостью. В обозначение марки
входит число, показывающее условную вязкость мазута при регламентируемой стандартом температуре (50 или 80 °С).
1.1.15. Значения коэффициентов
теплопроводности мазутов марок 40 и 100
T, °С
λ, Вт/(м⋅К)
T, °С
λ, Вт/(м⋅К)
40
0,140
90
0,127
50
0,138
100
0,125
60
0,135
110
0,122
70
0,133
120
0,119
80
0,130
130
0,117
36
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Флотские мазуты марок Ф5 и Ф12 являются наименее вязкими и предназначены для
использования в судовых котлах.
Мазут марки 40 относится к категории
среднего по вязкости топлива и обычно используется в промышленной энергетике.
На ТЭС в основном сжигают тяжелый
мазут марки 100 и реже марки 40.
Стандартная температура для определения условной вязкости мазута: 50 °С для марок
Ф5 и Ф12; 80 °С для марок 40 и 100.
В табл. 1.1.16 приведены нормируемые
показатели качества топочных мазутов. В нормах качества мазутов разных марок не указана
однозначно такая важная их характеристика,
как сернистость. Мазуты марок 40 и 100 по
содержанию серы могут относиться к любому
из четырех классов сернистости топлива.
Поэтому вместе с маркой обычно указывается
класс сернистости мазута: низкосернистый
(Sr ≤ 0,5 %); малосернистый (Sr ≤ 1 %); серr
≤ 2 %); высокосернистый
нистый (1 < S
r
(2 < S ≤ 3,5 %).
1.1.6. ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО
В энергетике широко используются горючие газы как природного, так и искусственного происхождения [3]. Природный газ чисто
газовых месторождений и попутный газ, получаемый при добыче нефти, добываются из
недр земли. Это основные виды газообразного
энергетического топлива. Искусственные газы
получают при переработке твердого или жид-
кого топлива. Они являются также побочными
продуктами некоторых производств. Наиболее
используемые искусственные газы – это коксовый и доменный.
Природный газ представляет собой
смесь различных углеводородов, причем основным компонентом является метан, содержание которого доходит до 97 … 98 %. В природном газе также в небольших количествах
содержатся диоксид углерода, азот, пыль и
водяной пар. В некоторых природных газах
присутствует сероводород, содержание которого не превышает 3 … 4 %. Перед подачей
потребителям природный газ осушается, обеспыливается, и из него удаляют сероводород.
Все природные газы чисто газовых месторождений легче воздуха. Состав природных газов
приведен в табл. 1.1.17.
Попутный газ (или нефтепромысловый)
содержится в растворенном виде в нефти (при
давлении в недрах земли, равном десяткам
мегапаскалей). Он выделяется при извлечении
нефти на поверхность и снижении давления.
Попутный газ отделяют от нефти в сепараторах, а затем из него выделяют ценные химические продукты и легко сжижаемые углеводороды. Нефтепромысловый газ в отличие
от природного содержит меньше метана и
больше тяжелых углеводородов. Поэтому
удельная теплота сгорания и плотность его
выше, чем природного. В табл. 1.1.17 приведен
состав попутных газов газонефтяных месторождений.
1.1.16. Нормы качества топочных мазутов (ГОСТ 10585)
Показатель
Значения для мазута марок
40
100
8
16
малозольного
0,04
0,05
зольного
Условная вязкость при температуре 80 °С, °ВУ, не более
Зольность, %, не более для мазута:
0,12
0,14
Массовая доля механических примесей, %, не более
0,5
1,0
Массовая доля воды, %, не более
1,0
1,0
Температура вспышки в открытом тигле, °С, не ниже
90
110
мазута из малопарафинистой нефти
10
25
мазута из высокопарафинистой нефти
25
42
Температура застывания, °С, не выше:
37
ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО
1.1.17 Расчетные характеристики газообразных топлив
Состав газа по объему, %
Газопровод
СН4
С2Н6
С3Н8
1111
С4Н10
С5 Н12
С 6 Н14
СО2
N2 / Н2S
1-11
Природные газы
Уренгой–Надым–
Пунга–Ухта
Низшая
Плотность
теплота
при 0 °C
сгорания и 101,3 кПа
Qid , МДж
ρ, кг/м3
1
98,72
0,12
0,01
< 0,01
–
0,14
1,00
35,50
0,724
Уренгой–Ужгород 98,90
0,12
0,01
0,01
–
< 0,06
0,90
35,59
0,724
Уренгой–
Новопсковск
98,90
0,13
0,01
< 0,01
–
0,08
0,87
35,59
0,723
Уренгой–Сургут–
Челябинск
98,24
0,29
0,20
0,09
0,04
0,14
1,00
35,80
0,729
Надым–Пунга–
Нижняя Тура–
Свердловск–
Челябинск
98,67
0,16
0,08
0,01
–
0,08
1,00
35,59
0,725
Н.Новгород–
Иваново–
Череповец
98,99
0,25
0,04
0,02
–
0,10
0,60
35,75
0,725
94,24
3,00
0,89
0,39
0,17
0,13
0,28
0,90
37,56
0,771
94,08
2,80
0,73
0,30
0,07
0,02
1,00
1,00
36,76
0,771
90,29
2,80
1,10
0,75
0,34
0,20
0,32
4,20
37,01
0,807
Мострансгаз
(кольцо)
96,57
1,40
0,40
0,18
0,07
0,03
0,15
1,20
36,30
0,747
Оренбург–
Александров Гай
86,43
3,90
1,72
0,87
0,30
0,07
0,01
6,70
36,80
0,828
Бухара–Урал
Средняя Азия–
Центр
Саратов–Москва
Попутные газы
Каменный Лог–
Пермь
38,70 22,60 10,70
2,70
0,70
–
23,80
0,80
42,37
1,196
38,00 25,10 12,50
3,30
1,30
–
18,70
1,10
46,89
1,196
Кулешовка–
Самара
58,00 17,20
7,40
2,00
0,50
0,80
13,60
0,50
41,74
1,052
Безенчук–
Чапаевск
42,70 19,60 12,60
5,10
1,30
1,00
16,90
0,80
46,98
1,196
0,70
0,20
0,40
0,10
38,10
0,778
Ярино–Пермь
Барса–Гельмес–
93,90
Вышка–Небит-Даг
3,40
1,30
38
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Продолжение табл. 1.1.17
Состав газа по объему, %
Газопровод
На входе в города
Краснодар,
Крымск, Новороссийск
Вознесенская–
Грозный, Карабулак–Грозный
Тэбук–Сосновка
Туймазы–Уфа
Шкапово–
Туймазы
Казань–Бугульма–
Лениногорск–
Альметьевск
Низшая
Плотность
теплота
при 0 °C
сгорания и 101,3 кПа
ρ, кг/м3
Qid , МДж
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5 Н12
С 6 Н14
СО2
N2 / Н2S
91,20
3,90
2,00
0,90
0,20
1,80
–
38,27
0,810
76,70 13,20
5,40
2,50
2,20
–
–
47,02
0,971
48,20 18,20 11,90
50,00 22,00 9,80
3,30
1,20
1,00
0,40
0,90
–
16,50
16,60
45,13
43,04
1,164
1,095
44,10 22,00
5,20
1,40
0,30
–
27,00
36,63
1,095
53,60 22,80
6,10
0,90
0,20
0,20
15,80
40,61
1,046
Промышленные газы
Газ доменных
печей*
Газ коксовых
печей*2
0,30
–
–
–
–
10,50
58,50
3,94
1,293
2,00
–
–
–
3,00
4,00
18,00
0,468
~111111111
25,00
* 28 % СО, 2,7 % Н2.
*2 7 % СО, 1 % О2, 58 % Н2.
Сжиженные газы представляют собой
смесь в основном пропана и бутана с небольшими примесями более тяжелых углеводородов. Источниками их получения являются попутные газы нефтяных и газоконденсатных
месторождений и газы, образующиеся при
переработке нефти. При атмосферных условиях сжиженные газы переходят в газообразное
состояние, а при повышении давления или при
снижении температуры переходят в жидкое
состояние. Для транспортировки и хранения
эти газы обычно сжижают, а у потребителей
их переводят в газовую фазу.
Коксовый газ вырабатывается на коксохимических заводах в качестве побочного продукта при производстве металлургического
кокса из коксующихся каменных углей. Высокотемпературное коксование угля заключается
в термической переработке измельченного
угля при температуре 1000 … 1500 °С в специальных печах. В результате этого процесса
получаются твердый остаток (кокс) и газооб-
разные продукты. После извлечения из исходного газа аммиака, ароматических углеводородов и очистки от примесей коксовый газ используется как топливо. Выход коксового газа
(2000 … 3200 м3 из 1 т угля) и его состав существенно зависят от температуры процесса и
марки угля. В табл. 1.1.17 приведен усредненный состав коксового газа.
Доменный газ получается при выплавке
чугуна в доменных печах как побочный продукт. Процесс образования доменного газа
связан со взаимодействием углерода кокса с
дутьем и реакциями восстановления железных
руд. Состав доменного газа зависит от влажности и температуры подогрева дутья, обогащения его кислородом, а также от добавки к дутью природного газа. Количество сухого доменного газа, образующегося на 1 т выплавляемого чугуна, составляет 2200 … 3200 м3.
Удельная теплота сгорания. Низшая
теплота сгорания сухого газообразного топлиd
ва Qi колеблется в широких пределах (от 4
39
ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО
до 47 МДж/м3) и зависит от его состава – соотношения и качества горючих и негорючих
d
компонентов. Наименьшее значение Qi у
доменного газа, средний состав которого примерно на 30 % состоит из горючих газов
(в основном оксида углерода СО) и примерно
на 60 % из негорючего азота N2. Наибольшее
d
значение Qi у попутных газов, состав которых отличается повышенным содержанием
тяжелых углеводородов. Удельная теплота
сгорания природных газов колеблется в узком
d
диапазоне ( Qi = 35,5…37,5 МДж/м3).
Низшая удельная теплота сгорания отдельных газов, входящих в состав газообразных топлив, приведена в табл. 1.1.17.
Плотность. Различают абсолютную и
относительную плотность газов.
Абсолютная плотность газа ρг, кг/м3, –
это масса газа, приходящаяся на 1 м3 занимаемого этим газом объема. При подсчете плотности отдельного газа объем 1 кмоль принимают
равным 22,41 м3 (как для идеального газа).
Относительная плотность газа ρотн представляет собой отношение абсолютной плотности газа при нормальных условиях и аналогичной плотности воздуха:
ρотн = ρг / ρв = ρг / 1,293,
(1.1.28)
где ρг, ρв – соответственно абсолютная плотность газа и воздуха при нормальных условиях, кг/м3. Относительную плотность газов
обычно используют для сопоставления различных газов между собой.
Значения абсолютной и относительной
плотности простых газов приведены в
табл. 1.1.18.
1.1.18. Характеристика компонентов простых газов (при Т = 0 °С и ρ = 101,3 кПа)
Газ
Молярная
масса М,
кг/кмоль
Плотность
абсолютная
ρг, кг/м3
относительная
ρотн
Объемные
концентрационные
пределы воспламенения
газа в смеси с воздухом, %
Метан СН4
Этан С2Н6
Пропан С3Н8
Бутан С4Н10
Пентан С5Н12
Гексан С6Н14
Гептан С7Н16
Этилен С2Н4
Пропилен С3Н6
Бутилен С4Н8
Бензол С6Н6
Водород Н2
Оксид углерода СО
Сероводород Н2S
16,043
30,070
44,096
58,123
72,150
86,176
100,203
28,054
42,080
56,108
78,110
2,016
28,010
34,082
Горючие газы
0,717
1,355
2,011
2,708
3,454
3,848
4,474
1,261
1,913
2,597
3,485
0,089
1,250
1,536
0,555
1,048
1,555
2,094
2,671
2,976
3,460
0,975
1,480
2,008
2,695
0,069
0,967
1,188
4,1 … 74,2
12,5 … 74,2
4,0 … 45,0
Диоксид углерода СО2
Диоксид серы SО2
Азот N2
Кислород O2
Атмосферный воздух
Водяной пар Н2O
44,011
64,066
28,013
32,000
28,960
18,020
Негорючие газы
1,977
2,926
1,250
1,429
1,293
0,833
1,529
2,262
0,967
1,105
1,000
0,644
–
–
–
–
–
–
5,3 … 14,0
3,2 … 12,5
2,4 … 9,5
1,9 … 8,4
1,4 … 7,8
3,0 … 29,0
2,0 … 11,1
1,7 … 9,0
40
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Т – соответственно действительное давление,
кПа, и абсолютная температура газа, К.
Практически все виды газообразного топлива легче воздуха, поэтому при утечке газ
скапливается под перекрытиями. В целях
безопасности перед пуском котла обязательно
проверяют отсутствие газа в наиболее вероятных местах его скопления.
Вязкость газов увеличивается с повышением температуры. Динамическую вязкость
µ, Па⋅с, можно подсчитать по эмпирическому
уравнению Сезерленда
Плотность газовой смеси ρсм, кг/м3, определяется на основе правила аддитивности,
согласно которому свойства газов суммируются соответственно их объемной доле в смеси:
n
ρ см = ∑ (X j / 100)(ρ г ) j ,
(1.1.29)
j =1
где X j – объемное содержание j-го газа в
топливе, %; (ρ г ) j – плотность j-го газа, входящего в состав топлива, кг/м3; n – число отдельных газов в топливе.
Значения плотности газообразных топлив
приведены в табл. 1.1.18.
Плотность газов ρ, кг/м3, в зависимости
от температуры и давления можно подсчитать
по формуле
pT0
,
ρ = ρ0
p0T
T +С ⎛ T ⎞
⎜ ⎟
µ = µ0 0
T + С ⎜⎝ T0 ⎟⎠
32
,
(1.1.31)
где µ 0 – динамическая вязкость газа при
нормальных условиях (Т0 = 273 К и p0 =
= 101,3 кПа), Па⋅с; Т – абсолютная температура газа, К; С – коэффициент Сезерленда, зависящий от вида газа, К, принимается по
табл. 1.1.19.
(1.1.30)
где ρ 0 – плотность газа при нормальных условиях (Т0 = 273 К и p0 = 101,3 кПа), кг/м3; p и
1.1.19. Значения вязкости и коэффициентов теплопроводности компонентов
газового топлива (при Т = 0 °С и ρ = 101,3 кПа)
Вязкость
Газ
динамическая
µ⋅106, Па⋅с
1
кинематическая
ν⋅106, м2/с
Коэффициент
теплопроводности
λ⋅103, Вт/(м⋅К)
Коэффициент
Сезерленда
С, К
30,4
18,8
15,2
13,3
14,0
198
287
324
349
322
329
83
102
331
Горючие газы
Метан
Этан
Пропан
Бутан
Пропилен
Бутилен
Водород
Оксид углерода
Сероводород
10,55
8,77
7,65
6,97
7,82
7,78
8,35
16,93
11,82
14,71
6,45
3,82
2,55
4,11
3,12
93,8
13,55
7,68
Диоксид углерода
Азот
Кислород
Воздух атмосферный
14,09
16,93
19,58
17,53
7,10
13,55
13,73
13,56
14,7
23,9
24,4
24,2
255
107
138
122
Водяной пар при 100 °С
8,70
14,80
23,72
673
169
23,3
Негорючие газы
41
ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО
Для смеси газов динамическую вязкость
приближенно можно определить по вязкости
отдельных компонентов:
µ=
100
n
∑ ( g j /µ j )
,
(1.1.32)
j =1
где g j – массовая доля j-го газа в топливе, %;
µ j – динамическая вязкость j-го компонента, Па⋅с; n – число отдельных газов в топливе.
В практике широко применяется кинематическая вязкость ν, м2/с, которая связана с
динамической вязкостью µ через плотность ρ
зависимостью
ν = µ / ρ.
(1.1.33)
С учетом выражений (1.1.32) и (1.1.33)
кинематическую вязкость ν в зависимости от
давления и температуры можно определить по
формуле
p (T + С ) ⎛ T ⎞
⎜ ⎟
ν = ν0 0 0
p (T + С ) ⎜⎝ T0 ⎟⎠
52
,
(1.1.34)
где ν 0 – кинематическая вязкость газа при
нормальных условиях, м2/с; p и Т – соответственно действительное давление, кПа, и абсолютная температура газа, К; С – принимается
по табл. 1.1.19.
Значения коэффициентов кинематической вязкости для газообразных топлив приведены в табл. 1.1.20.
Теплопроводность газов. Молекулярный перенос энергии в газах характеризуется
коэффициентом теплопроводности λ, Вт/(м⋅К),
который обратно пропорционален давлению и
увеличивается с повышением температуры.
Значения коэффициента λ можно рассчитать
по формуле Сезерленда:
λ = λ0
p0 (T0 + С ) ⎛ T ⎞
⎜ ⎟
p (T + С ) ⎜⎝ T0 ⎟⎠
52
,
(1.1.35)
где λ 0 – коэффициент теплопроводности газа
при нормальных условиях.
Значения коэффициентов теплопроводности для газообразных топлив приведены в
табл. 1.1.20.
Удельная теплоемкость газообразного
d
, кДж/(м3⋅К), отнесенная на 1 м3
топлива сг.тл
сухого газа, зависит от его состава и в общем
виде определяется как
d
сг.тл
= 0,01(cH 2 H 2 + cCO CO +
+ cCH 4 CH 4 + cCO 2 CO 2 + ... + cX i X i ) ,
(1.1.36)
где cH 2 , cCO , cCH 4 , cCO 2 , ..., c X i – теплоемкости составляющих компонентов топлива,
соответственно водорода, оксида углерода,
метана, диоксида углерода и i-го компонента,
кДж/(м3⋅К); H 2 , CO, CH 4 , CO 2 , ..., X i – содержание компонентов в топливе, соответственно водорода, оксида углерода, метана, диоксида углерода и i-го компонента, %.
Удельные теплоемкости горючих и негорючих составляющих газообразного топлива
приведены в табл. 1.1.21.
Удельная теплоемкость влажного газообразного топлива, кДж/(м3⋅К),
r
d
сг.тл
= сг.тл
+ 0,00124cH 2 O d г.тл ,
(1.1.37)
где d г.тл – влагосодержание газообразного
топлива, г/м3.
Взрываемость. Смесь горючего газа с
воздухом в определенных пропорциях при
наличии огня или даже искры может взорваться, т.е. происходит процесс воспламенения
газа и сгорания со скоростью, близкой к скорости распространения звука. Взрывоопасные
концентрации горючего газа в воздухе зависят
от химического состава и свойств газа. Объемные концентрационные пределы воспламенения для отдельных горючих газов в смеси с
воздухом приведены ранее в табл. 1.1.18. Наиболее широкими пределами воспламенения
обладают водород (4 … 74 % по объему) и
оксид углерода (12,5 … 74 %). Для природного
газа усредненные нижний и верхний пределы
воспламенения составляют по объему соответственно 4,5 и 17 %; для коксового – 5,6 и 31 %;
для доменного – 35 и 74 %.
Токсичность. Под токсичностью понимают способность газа вызывать отравление
живых организмов. Степень токсичности зависит от вида газа и его концентрации. Наиболее
опасными в этом отношении компонентами
газа являются оксид углерода СО и сероводород H2S.
Токсичность газовых смесей в основном
определяется концентрацией наиболее токсич-
42
1.1.20.
Физические характеристики газообразных топлив
Температура,
0С
Газ
100
о
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Коэффициент теплопроводности л-102, Вт/(м·К)
2,92
4,21
5,55
6,95
8,39
9,87
11,39
12,91
14,42
16,05
17,68
Доменных печей
2,48
3,22
3,94
4,64
5,31
5,98
6,63
7,27
7,90
8,51
9,12
очищенный
7,97
10,41
12,79
15,00
17,36
19,42
21,63
23,73
25,82
27,91
29,89
неочищенный
7,94
10,39
12,68
14,88
17,09
19,30
21,51
23,61
25,70
27,80
29,77
Коксовых печей:
Кинематическая вязкость, У· 106, м 2/с
Природный
14,3
24,6
37,7
52,6
70,3
90,0
112,0
136,0
161,0
188,0
217,0
Доменных печей
12,7
21,7
32,9
45,8
60,0
76,7
94,2
113,0
135,0
157,0
181,0
очищенный
25,9
44,2
66,7
92,9
122,0
156,0
193,0
233,0
273,0
319,0
368,0
неочищенный
24,6
41,6
64,7
89,2
117,0
149,0
185,0
223,0
264,0
307,0
353,0
Коксовых печей:
Критерий физических свойств
Pr
Природный
0,735
0,734
0,763
0,797
0,836
0,862
0,886
0,904
0,917
0,925
0,928
Доменных печей
0,682
0,672
0,668
0,665
0,668
0,673
0,678
0,682
0,686
0,690
0,693
очищенный
0,425
0,430
0,440
0,454
0,465
0,475
0,483
0,493
0,500
0,507
0,514
неочищенный
0,420
0,429
0,440
0,455
0,467
0,477
0,486
0,495
0,503
0,510
0,517
Коксовых печей:
П р и м е ч а н и е
. Приведены примерные значения
физических характеристик газообразных топлив каждого вида.
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
Природный
43
ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО
1.1.21. Средняя теплоемкость горючих и негорючих составляющих
газообразного топлива, кДж / (м3 · К)
T, °C
Горючие газы
СО
Н2
Н2S
CH4
C2H6
C3H8
C4H10
C5H12
1,3
1,278
1,508
1,548
2,210
3,049
4,129
5,130
100
1,303
1,289
1,534
1,642
2,495
3,510
4,705
5,836
200
1,307
1,300
1,562
1,757
2,776
3,964
5,256
6,516
300
1,314
1,300
1,595
1,883
3,046
4,370
5,774
7,135
400
1,328
1,303
1,634
2,012
3,308
4,759
6,268
7,740
500
1,343
1,307
1,670
2,138
3,557
5,094
6,689
8,255
600
1,357
1,307
1,710
2,261
3,776
5,429
7,114
8,784
700
1,372
1,310
1,746
2,380
3,985
5,724
7,484
9,230
800
1,386
1,314
1,782
2,495
4,183
5,987
7,808
9,626
900
1,397
1,325
1,818
2,603
4,363
6,232
8,114
9,990
1000
1,411
1,328
1,850
2,700
4,529
6,462
8,402
10,346
0
Негорючие составляющие газов и воздуха
T, °C
СО2
N2
O2
H2O
C воздуха
Воздух
0
1,6010
1,2955
1,3069
1,4954
1,2981
1,3198
100
1,7016
1,2968
1,3186
1,5063
1,3014
1,3253
200
1,7887
1,3006
1,3362
1,5235
1,3081
1,3328
300
1,8641
1,3077
1,3571
1,5436
1,3182
1,3433
400
1,9312
1,3173
1,3785
1,5666
1,3299
1,3555
500
1,9902
1,3286
1,3990
1,5909
1,3437
1,3693
600
2,0426
1,3412
1,4179
1,6161
1,3576
1,3840
700
2,0900
1,3546
1,4355
1,6425
1,3718
1,3986
800
2,1327
1,3680
1,4510
1,6693
1,3852
1,4124
900
2,1708
1,3806
1,4657
1,6969
1,3986
1,4259
1000
2,2052
1,3928
1,4786
1,7242
1,4108
1,4384
1100
2,2366
1,4045
1,4904
1,7514
1,4225
1,4594
1200
2,2655
1,4154
1,5017
1,7782
1,4338
1,4623
1300
2,2915
1,4263
1,5117
1,8042
1,4443
1,4736
1400
2,3154
1,4359
1,5214
1,8293
1,4539
1,4841
1500
2,3372
1,4451
1,5306
1,8541
1,4631
1,4937
1600
2,3573
1,4539
1,5390
1,8775
1,4719
1,5029
1700
2,3761
1,4623
1,5474
1,9010
1,4799
1,5113
1800
2,3933
1,4698
1,5553
1,9228
1,4879
1,5189
1900
2,4092
1,4770
1,5629
1,9437
1,4950
1,5268
2000
2,4239
1,4837
1,5704
1,9643
1,5021
1,5340
2100
2,4377
1,4904
1,5771
1,9840
1,5084
1,5411
2200
2,4503
1,4962
1,5842
2,0024
1,5147
1,5474
2300
2,4620
1,5021
1,5909
2,0204
1,5205
1,5536
44
Глава 1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТОПЛИВА
ного из присутствующих в смеси компонентов,
при этом его вредное воздействие, как правило, заметно усиливается в присутствии других
вредных газов.
Наличие и концентрацию в воздухе
вредных газов можно определить газоанализатором.
Почти все природные газы не имеют запаха. Для обнаружения утечки газа и принятия
мер безопасности природный газ до поступления в магистраль одорируют, т.е. насыщают
веществом, имеющим резкий запах (например,
меркаптанами).
1.1.7. БИОТОПЛИВО
Энергетическое использование ресурсов
растительных биомасс сегодня привлекает
энергетиков всего мира, поскольку это возобновляемые и экологически приемлемые энергетические ресурсы. Ежегодный прирост
растительной массы несет энергию 1,75 …
2,2⋅1025 Дж, т.е. эквивалентен энергии более
чем 40 млрд. т нефти. Энергетическое использование (сжигание) растительных биомасс
практически не нарушает экологического равновесия и вписывается в экологическую систему планеты.
Наибольший интерес для энергетики
представляют отходы растительных биомасс:
отходы лесопиления и переработки древесины
(лесосечные отходы, кора, гидролизный лигнин, отходы переработки древесины), а также
отходы переработки сельскохозяйственных
культур (лузги подсолнечника, стеблей хлопчатника, подсолнухов, кукурузы и др.).
Биомассы могут перерабатываться в искусственные топлива путем газификации,
ферментации, изготовления гранулированного
топлива (pellet) или просто сжигаются в специальных топочных устройствах.
Отходы растительных биомасс, предназначенные для сжигания в энергоустановках,
сильно различаются по влажности, гранулометрическому составу, аэродинамическим
характеристикам частиц. Для оценки качества
биотоплива обычно используют основные
показатели, принятые для твердого топлива.
Техническая характеристика биомасс некоторых видов представлена в табл. 1.1.22.
1.1.22. Состав и некоторые показатели качества биомасс
W r, %
Ad, %
Cdaf, %
Ndaf, %
Hdaf, %
Odaf, %
Стволовая древесина*
50
0,2 … 1,0
51
6,0
0,6
42,3
0,03
85
9,2
Еловая кора
51
2…7
52
6,4
0,7
40
0,04
72
8,8
Сосна
50
5
53
7,5
0,8
39
0,03
80
9,0
Береза
48
4,5
59
7,5
0,5
32,5
0,03
77
–
Гидролизный
лигнин*
65
3…8
61,1
5,9
0,6
32,3
1,0
70
7,5 … 8,0
Кора мокрой
окорки
55 … 60
5,6
55,6
7,2
0,8
39,2
0,03
74
8,0
Лузга
подсолнечника
15
2,5
51,5
5,93
0,5
41,86
0,01
75
15,4
Солома хлопка
10 … 15
6
47,2
6,5
1,6
45,0
0
70
14,4
6,3
56,3
5,6
2,5
35,2
0,2
70
8,1
Фрезерный
торф
50
* Средние значения.
Sdaf, % V daf, %
Qri,
МДж/кг
Вид биомассы
45
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Содержание минеральных примесей в
биомассах может изменяться в широких пределах, так же как и состав золы. Они зависят
от типа растений, особенностей почв и дополнительного загрязнения при транспортировке
и переработке. Существенно изменяется и
гранулометрический состав отходов биомасс.
Он зависит от происхождения и технологии
получения данного продукта. Гидролизный
лигнин после завершения технологического
цикла имеет достаточно мелкую структуру
частиц, которая характеризуется R90 = 90 …
98 %, R200 = 65 … 80 %, R1000 =15 … 45 %, при
этом максимальные размеры частиц обычно
менее 50 мм. Отходы окорки и лесопиления
имеют обычно резко переменный гранулометрический состав. При этом R5000 = 15 … 90 %,
а максимальные по длине включения могут
достигать 1000 мм. Поэтому при характеристике биомассы ее гранулометрические характеристики должны быть заданы. Практически
все виды растительных отходов биомасс можно отнести к высокореакционным, но низкосортным местным видам топлива.
1.1.8. ПРИВЕДЕННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ.
УСЛОВНОЕ ТОПЛИВО
Удельная теплота сгорания различных
видов топлива колеблется в широких пределах.
Для мазута, например, она составляет свыше
40 МДж/кг, а для доменного газа и некоторых
марок горючего сланца – около 4 МДж/кг.
Состав энергетических топлив также изменяется в широких пределах. Таким образом, одни
и те же качественные характеристики в зависимости от вида и марки топлива могут резко
отличаться между собой количественно.
Приведенные характеристики топлива. Для сопоставительного анализа и выявления роли характеристик, обобщающих качество топлива, используют приведенные характеr
ристики топлива xпр
, %⋅кг/МДж, которые в
общем виде рассчитывают по формуле
r
xпр
= x r Qir ,
r
/
(1.1.38)
где x – показатель качества рабочего топлива, %; Qir – низшая удельная теплота сгорания, МДж/кг.
Так, для расчета приведенной влажности
r
r
r
r
Wпр
, зольности Aпр
, серы Sпр
и азота N пр
(для рабочего состояния топлива) формула
(1.1.38)
приобретает
%⋅кг/МДж:
следующий
вид,
r
Wпр
= Wt r Qir ;
/
r
A пр
= Ar Qir ;
r
Sпр
r
N пр
/
= S /Q ;
= N /Q .
r
r
i
r
r
i
Приведенные характеристики позволяют
сопоставить топлива по определенным показателям качества, так как они отнесены к 1 МДж
его теплоты сгорания.
Условное топливо. В энергетике для
сравнения эффективности использования топлива в различных котельных установках, для
планирования добычи и потребления топлива в
экономических расчетах введено понятие условного топлива. В качестве условного топлива принято такое топливо, удельная теплота
сгорания (низшая) которого в рабочем состоянии Qу.т = 29300 кДж/кг (или 7000 ккал/кг).
Для каждого натурального топлива имеется так называемый безразмерный тепловой
эквивалент Э, который может быть больше
или меньше единицы:
Э = Qir Qу.т .
/
Расходы условного топлива Bу.т и натурального топлива В связаны соотношением
Bу.т B = Qir Qу.т .
/
/
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Белосельский Б.С., Вдовченко В.С.
Контроль твердого топлива на электростанциях. М.: Энергоатомиздат, 1987. 176 с.
2. Белосельский Б.С. Технология топлива и энергетических масел: Учебник для вузов.
М.: Изд-во МЭИ, 2003. 340 с.
3. Энергетические угли восточной части
России и Казахстана: Справочник / В.В. Богомолов, Н.В. Артемьева, А.Н. Алехнович и др.
Челябинск: Изд-во УралВТИ, 2004. 304 с.
4. Энергетическое топливо СССР (ископаемые угли, мазут и горючий природный газ):
Справочник / В.С. Вдовченко, М.И. Мартынова, Н.В. Новицкий, Г.Д. Юшина. М.: Энергоатомиздат, 1991. 148 с.
46
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
5. Аданов В.А. Сжигание мазута в топках котлов. Л.: Недра, 1989. 304 с.
6. Тепловой расчет котлов (нормативный
метод). СПб.: Изд-во АООТ "НПО ЦКТИ",
1998. 270 с.
7. Иссерлин А.С. Основы сжигания газового топлива: Справочное пособие. Л.: Недра,
1987. 336 с.
Глава 1.2
32/12 = 2,67 кг кислорода, и при этом получится 44/12 = 3,67 кг углекислого газа.
Для серы, водорода и метана из следующих уравнений
S + О2 = SО2;
32 кг S + 32 кг О2 = 64 кг SО2; (1.2.2)
2H2 + О2 = 2H2О;
4 кг H2 + 32 кг О2 = 36 кг H2О; (1.2.3)
МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ
БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
СH4 + 2О2 = СО2 + 2H2О;
1.2.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ
НЕОБХОДИМОГО ВОЗДУХА
И ПРОДУКТОВ ГОРЕНИЯ
= 44 кг СО2 + 36 кг H2О.
Горение – процесс химического взаимодействия горючих компонентов топлива с
окислителем, приводящий к интенсивному
саморазогреву реакционной системы вследствие экзотермического эффекта протекающих в
ней реакций.
Окисление топлива идет за счет кислорода атмосферного воздуха. Объемная доля кислорода в воздухе составляет около 21 %, остальные 79 % почти полностью приходятся на
нейтральный азот.
В результате полного сгорания углеводородного топлива образуются продукты горения, включающие трехатомные газы СО2 и SO2
(при наличии в топливе серы), сумму которых
обозначают как RO2, а также вода Н2О. Кроме
того, в продукты сгорания переходит азот N2,
содержащийся в воздухе.
Если при полном сгорании топлива прореагирует весь поданный с воздухом кислород,
то имеющееся при этом соотношение количеств кислорода и топлива называют стехиометрическим, а количество соответствующего воздуха – теоретически необходимым
количеством воздуха V 0 , м3/кг (для твердого
и жидкого топлива) или м3/м3 (для газообразного топлива).
Расход реагирующих в процессе горения
веществ и конечных продуктов можно определить из стехиометрических уравнений горения
для 1 моля горючего компонента топлива. Так,
для углерода имеем
С + О2 = СО2;
12 кг С + 32 кг О2 = 44 кг СО2. (1.2.1)
Из выражения (1.2.1) следует, что при
сжигании 1 кг углерода необходимо затратить
16 кг СH4 + 64 кг О2 =
(1.2.4)
можно найти количество кислорода, необходимого для их сжигания.
Знание плотности газов дает возможность перейти от массовых единиц к объемным. Расчет обычно проводят для нормальных
условий (0 °С и 101,3 кПа). Плотность разных
газов приведена в табл. 1.1.18.
Выражения типа (1.2.1) – (1.2.4) представляют собой уравнения материального
баланса окисления горючих элементов.
Используя стехиометрические соотношения
масс компонентов из уравнений материального
баланса горения и данные о составе топлива,
можно получить зависимости для расчета
теоретически необходимого количества кислорода, воздуха и продуктов сгорания для любого топлива. Например, в состав горючих
компонентов твердого и жидкого топлив входят углерод, водород и сера. Массовое теоретически необходимое количество кислорода
GO0 2 , кг/кг, для сжигания 1 кг указанных топ-
лив (с учетом кислорода топлива) составит
GO0 2 = 2,67
Сr
+8
Hr
+
Sr
−
Or
. (1.2.5)
100
100 100 100
Здесь состав топлива выражен в процентах по массе. Объемный расход кислорода
можно определить, разделив выражение (1.2.5)
на значение плотности кислорода при нормальных условиях.
При практических расчетах обычно определяют теоретически необходимое количе0
0
ство воздуха V и продуктов сгорания Vг ,
расчетные зависимости для которых приведены ниже.
При расчете теоретического количества
воздуха учитывается, что содержание кислорода в воздухе составляет 21 % по объему.
47
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ НЕОБХОДИМОГО ВОЗДУХА И ПРОДУКТОВ ГОРЕНИЯ
объем трехатомных газов, м3/кг,
Коэффициент избытка воздуха. В реальных условиях для полного сжигания топлива в топку подают количество воздуха Vд ,
всегда большее теоретически необходимого
0
V . Это связано с трудностью обеспечения
идеального перемешивания и контакта реагирующих веществ. Отношение Vд к V
0
– ко-
эффициент избытка воздуха:
0
α = Vд / V .
(1.2.6)
Оптимальное значение α определяют в
результате режимно-наладочных испытаний
котельной установки. При сжигании в камерных топках оптимальное значение α, как правило, находится в пределах: 1,15 … 1,25 для
твердых топлив; 1,02 … 1,1 для жидких и газообразных топлив [1].
Объемы воздуха и продуктов сгорания
для твердых и жидких топлив. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания проводится
на основе состава топлива. Эти величины рассчитывают на 1 кг топлива при нормальных
условиях в предположении, что топливо сгорает полностью.
Объемы воздуха и продуктов сгорания
при сжигании твердых и жидких топлив в атмосферном воздухе определяют по приведенным ниже формулам. Состав топлива в формулах выражен в процентах от массы. Для серы
Sr берется общее содержание элемента в топ-
ливе. Особенности расчета объемов для сланцев и топлив с большим содержанием карбонатных минералов приведены в [1].
Теоретическое количество сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топлива, м3/кг (при коэффициенте избытка воздуха
α = 1)
V 0 = 0,0889( C r + 0,375 Sr ) +
r
+ 0,265 H – 0,0333 O r .
(1.2.7)
Теоретические объемы продуктов сгорания, полученные при полном сгорании топлива
с теоретически необходимым количеством
воздуха (при α = 1), определяют следующим
образом:
теоретический объем азота, м3/кг,
V
0
N2 =
0,79V 0 + 0,008N r ;
(1.2.8)
VRO 2 = 0,0187(C r + 0,375Sr ) ;
(1.2.9)
теоретический объем водяных паров,
м3/кг,
V
0
H 2O=
0,111H r + 0,0124Wt r + 0,0161V 0 ;
(1.2.10)
при наличии парового дутья или парового распыливания мазута с расходом пара Gф , кг/кг,
к
VH02 O
величине
добавляется
величина
1,24 Gф ;
теоретический объем дымовых газов,
м3/кг,
Vг0 = VRO + VN0 2 + VH0 2 O .
2
(1.2.11)
Для твердых и жидких топлив значения
теоретически необходимого количества воздуха и продуктов сгорания представлены в
табл. 1.2.1.
При избытке воздуха α > 1 расчетные зависимости следующие:
объем водяных паров, м3/кг,
VH
2O
= VH0 2 O + 0,0161(α − 1)V 0 ;
(1.2.12)
объем дымовых газов, м3/кг,
Vг = VRO + VN0 2 + VH
2
объемные
+ (α − 1)V 0 ; (1.2.13)
2O
доли
трехатомных
газов
rRO 2 и водяных паров rH 2 O , равные парциальным давлениям газов при общем давлении
смеси 101,3 кПа,
и
rRO 2 = VRO 2 /Vг
(1.2.14)
rH 2 O = VH 2 O /Vг ;
(1.2.15)
концентрация золы в продуктах сгорания
µзл, кг/кг,
µ зл =
Ar a ун
100Gг
,
(1.2.16)
где аун – доля золы топлива, уносимой газами;
при твердом шлакоудалении аун = 0,95, при
жидком аун = 0,65 … 0,9; Gг – масса продуктов сгорания, кг/кг:
48
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
1.2.1. Объемы воздуха и продуктов сгорания твердых, жидких и газообразных топлив
Бассейн,
месторождение
Марка
Класс
VRO 2
V0
VN0 2
VH0 2 O
Vг0
м3/кг при α = 1, T = 0 оC и p = 101,3 кПа
Твердое топливо
Д
Р
4,63
0,84
3,66
0,60
5,10
Г
Р
5,11
0,92
4,04
0,58
5,54
Г
Концентрат
5,99
1,10
4,74
0,68
6,52
Т
Р
5,61
1,05
4,44
0,44
5,93
А
Штыб, СШ
4,91
0,98
3,88
0,29
5,15
Д
Р, СШ
5,76
1,06
4,56
0,68
6,30
Г
Р, МСШ
6,21
1,12
4,92
0,67
6,71
Д
РОК 1
4,77
0,90
3,78
0,65
5,33
Г
РОК 1
5,39
1,00
4,27
0,66
5,93
первой
СС
Р
4,56
0,84
3,61
0,49
4,94
второй
СС
Р
3,92
0,72
3,10
0,42
4,24
Подмосковный
бассейн (в целом)
2Б
Р, ОМСШ
2,47
0,47
1,96
0,65
3,08
Интинское
Д
Р, отсев
4,49
0,84
3,56
0,54
4,94
Воркутинское
Ж
Р, отсев
5,44
0,99
4,31
0,55
5,85
Кизеловский бассейн
Ж
Р
5,29
0,94
4,19
0,55
5,68
Челябинский бассейн
3Б
Р, отсев
3,36
0,63
2,66
0,54
3,83
Бабаевское
1Б
Р
2,40
0,44
1,90
0,97
3,31
Тюльганское
1Б
Р
2,26
0,42
1,79
0,91
3,12
Ирша-Бородинское
2Б
Р
4,15
0,80
3,28
0,81
4,89
Назаровское
2Б
Р
3,57
0,70
2,82
0,82
4,34
Березовское
2Б
Р
4,28
0,83
3,38
0,82
5,03
Гусиноозерское и
Холбольджинское
3Б
Р
3,85
0,74
3,05
0,69
4,48
Артемовское
3Б
Р, СШ
2,92
0,55
2,31
0,61
3,47
Партизанский бассейн
Г
Р, СШ
5,08
0,93
4,02
0,50
5,45
Ургальское
Г
Р
4,80
0,87
3,80
0,58
5,25
Донецкий бассейн
Кузнецкий бассейн:
шахты
разрезы
Экибастузский
бассейн группы
зольности:
49
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ НЕОБХОДИМОГО ВОЗДУХА И ПРОДУКТОВ ГОРЕНИЯ
Продолжение табл. 1.2.1
Бассейн,
месторождение
VRO 2
V0
VN0 2
VH0 2 O
Vг0
Марка
Класс
Райчихинское
2Б
Р, МСШ
3,29
0,65
2,61
0,74
4,00
Павловское
1Б
Р, СШ
2,57
0,48
2,03
0,81
3,32
Бикинское
1Б
Р
2,32
0,45
1,83
0,76
3,04
Сангарское
Д, Г
Р
6,00
1,09
4,75
0,70
6,54
Нерюнгринское
3СС
Р
5,95
1,12
4,71
0,56
6,39
м3/кг при α = 1, T = 0 оC и p = 101,3 кПа
Харанга
Т
Р
6,83
1,26
5,41
0,64
7,31
Южный Сахалин
3Б
Р, СШ
3,97
0,74
3,14
0,64
4,52
Ленинград-сланец
Сланец
0…300 мм
2,08
0,33
1,64
0,41
2,38
Кашпирское
Сланец
0…300 мм
1,29
0,22
1,02
0,35
1,59
Росторф
Фрезерный
торф
–
2,38
0,46
1,89
0,95
3,30
Дрова
Дрова
–
2,81
0,57
2,23
0,95
3,75
Жидкое топливо
Мазут
40 и
100
Низкосернистый
10,92
1,63
8,63
1,50
11,76
40 и
100
Малосернистый
10,91
1,62
8,62
1,52
11,76
40 и
100
Сернистый
10,70
1,61
8,45
1,45
11,51
40 и
100
Высокосернистый
10,44
1,61
8,25
1,36
11,22
VN0 2
VH0 2 O
Vг0
Газообразное топливо
V0
Газопровод
VRO 2
м3/м3 при α = 1, T = 0 оC и p = 101,3 кПа
Природные газы
Уренгой–Надым–Пунга–Ухта
9,42
0,99
7,46
2,13
10,58
Уренгой–Ужгород
9,44
0,99
7,47
2,13
10,59
Уренгой–Новопсковск
9,44
0,99
7,47
2,14
10,60
Уренгой–Сургут–Челябинск
9,49
1,00
7,51
2,14
10,65
Надым–Пунга–Нижняя Тура–Свердловск–
Челябинск
9,44
0,99
7,47
2,13
10,59
Н. Новгород–Иваново–Череповец
9,48
1,00
7,50
2,14
10,64
50
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Продолжение табл. 1.2.1
VRO 2
V0
Газопровод
VN0 2
VH0 2 O
Vг0
м3/м3 при α = 1, T = 0 оC и p = 101,3 кПа
Бухара–Урал
9,93
1,06
7,85
2,21
11,12
Средняя Азия–Центр
9,73
1,05
7,69
2,17
10,91
Саратов–Москва
9,78
1,05
7,77
2,16
10,98
Мострансгаз (кольцо)
9,62
1,02
7,61
2,16
10,79
Оренбург–Александров Гай
9,70
1,05
7,73
2,14
10,92
Попутные газы
Каменный Лог–Пермь
11,16
1,31
9,05
2,25
12,61
Ярино–Пермь
12,37
1,47
9,96
2,47
13,90
Кулешовка–Самара
10,99
1,26
8,82
2,28
12,36
Безенчук–Чапаевск
12,46
1,48
10,01
2,49
13,98
Барса–Гельмес–Вышка–Небит-Даг
10,11
1,09
7,99
2,24
11,32
На входе в города Краснодар, Крымск,
Новороссийск
10,16
1,11
8,03
2,24
11,38
Вознесенская–Грозный,
Карабулак–Грозный
12,40
1,40
9,79
2,60
13,79
Тэбук–Сосновка
11,86
1,39
9,53
2,40
13,32
Туймазы–Уфа
11,28
1,30
9,08
2,32
12,70
Шкапово–Туймазы
9,65
1,11
7,89
1,99
10,99
Казань–Бугульма–Лениногорск–
Альметьевск
10,69
1,22
8,60
2,23
12,05
Промышленные газы
Газ доменных печей
0,76
0,39
1,18
0,05
1,62
Газ коксовых печей
4,16
0,39
3,33
1,19
4,91
Gг = 1 − 0,01Ar + 1,306αV 0 .
(1.2.17)
Объемы воздуха и продуктов сгорания
для газообразных топлив. Расчет объемов
воздуха и продуктов сгорания проводится на
основе состава топлива, выраженного в процентах по объему. При содержании в газообразном топливе до 3 % непредельных углеводородов неизвестного состава их принимают
состоящими из этилена С2Н4.
Объемы воздуха и продуктов сгорания
рассчитывают на 1 м3 сухого газообразного
топлива при нормальных условиях.
При сжигании газообразных топлив в атмосферном воздухе расчеты производят по
приведенным ниже формулам. Состав топлива
в формулах выражен в процентах от объема.
Теоретическое количество сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топлива, м3/м3 (при коэффициенте избытка воздуха
α = 1)
V 0 = 0,0476 [0,5 СO + 0,5 H 2 + 1,5 H 2S +
n⎞
⎛
+ ∑ ⎜ m + ⎟ Cm H n − O 2 ].
4⎠
⎝
(1.2.18)
ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ТЕМПЕРАТУРА ГОРЕНИЯ
Теоретические объемы продуктов сгорания, полученные при полном сгорании топлива
с теоретически необходимым количеством
воздуха (при α = 1), определяют следующим
образом:
теоретический объем азота, м3/м3,
VN0 2 = 0,79V 0 + 0,01N r ;
(1.2.19)
объем трехатомных газов, м3/м3,
VRO 2 = 0,01(СO 2 + CO + H 2S +
+ ∑ m Cm H n ) ;
(1.2.20)
теоретический объем водяных паров,
м3/м3,
VH0 2 O = 0,01(H 2S + H 2 +
n
∑ 2 CmH n +
+ 0,124d г.тл + 0,0161V 0 ,
(1.2.21)
где d г.тл – влагосодержание газообразного
топлива, отнесенное к 1 м3 сухого газа, г/м3.
Для газообразных топлив значения теоретически необходимого количества воздуха и
продуктов сгорания представлены в табл. 1.2.1.
При избытке воздуха α > 1 расчет объемов и объемных долей газов производят по
формулам (1.2.12) – (1.2.15).
Массу дымовых газов рассчитывают по
формуле
Gг = ρ сг.тл +
d г.тл
1000
+ 1,306αV 0 ,
(1.2.22)
ρ сг.тл –
плотность сухого газа при нормальгде
ных условиях.
1.2.2. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ.
ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ТЕМПЕРАТУРА
ГОРЕНИЯ
Тепловой баланс процесса горения составляется для определения температуры продуктов сгорания.
Тепловой баланс, как и материальный,
обычно составляют в расчете на 1 кг топлива
(для твердого и жидкого) или на 1 м3 топлива
(для газообразного), в предположении полного
сгорания топлива.
Уравнение теплового баланса горения
по сути является формой записи закона сохранения энергии применительно к данному процессу. При этом сумма приходных статей теп-
51
лоты в зону горения равна сумме расходных
статей.
В общем случае к приходным статьям
теплового баланса горения относят: физическую теплоту топлива Qтл и окислителя Qок ;
теплоту, дополнительно внесенную в зону
горения внешними источниками, Qвн ; экзотермический тепловой эффект реакций горения Qэкз . Расходными статьями уравнения
теплового баланса являются: суммарное теплосодержание продуктов сгорания Qп.с ; теплота, отведенная из зоны горения, Qотв ; эндотермический тепловой эффект сопутствующих
реакций Qэнд .
Таким образом, уравнение теплового баланса горения можно представить в виде
Qтл + Qок + Qвн + Qэкз =
= Qп.с + Qотв + Qэнд .
(1.2.23)
Физическая теплота топлива Qтл представляет собой энтальпию топлива hтл , кДж/кг
(кДж/м3), и подсчитывается по формуле
Qтл = hтл = стл t тл ,
(1.2.24)
где стл – теплоемкость рабочего топлива,
кДж/(кг⋅°С), или кДж/(м3⋅°С), t тл – температура рабочего топлива, °С.
Величину Qтл учитывают в тех случаях,
когда топливо предварительно подогревают
сторонними источниками (паровой подогрев
мазута и др.). При отсутствии подогрева величину Qтл можно учитывать только для бурых
углей и торфа. При этом температуру топлива
принимают 20 °С.
Физическая теплота окислителя Qок в
случае использования атмосферного воздуха
( Qок = Qв ) представляет собой его энтальпию
H в , кДж/кг (кДж/м3). Таким образом, для
воздуха можно записать
Qок = Qв = H в .
(1.2.25)
Величина Qвн учитывает теплоту, дополнительно внесенную в зону горения внешними источниками (например, при паровом
распыливании мазута, наличии рециркуляции
52
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
охлажденных продуктов сгорания в зону горения и др.). Зависимости для расчета Qвн приведены в [1].
Экзотермический
тепловой
эффект
реакций горения Qэкз совпадает с низшей
удельной теплотой сгорания на рабочую массу
Qir , кДж/кг, для твердого (жидкого) топлива
Qid
3
или на сухую массу
, кДж/м , для газообразного топлива. Соответственно:
Qэкз = Qir ;
(1.2.26)
Qэкз = Qid .
(1.2.27)
В практике инженерных расчетов вводят
понятие располагаемой теплоты Qр , кДж/кг
(кДж/м3), которая объединяет энтальпию топлива hтл , кДж/кг (кДж/м3), и его удельную
теплоту сгорания Qir , кДж/кг ( Qid , кДж/м3).
Соответственно для твердого (жидкого) и газообразного топлива имеем:
Qр = Qir + hтл ;
(1.2.28)
Qр = Qid + hтл .
(1.2.29)
Суммарное теплосодержание продуктов
сгорания Qп.с представляет собой их энтальпию H, кДж/кг (кДж/м3):
Qп.с = Н .
(1.2.30)
Теплота, отведенная из зоны горения,
Qотв складывается из тепловых потерь, сопутствующих процессу сжигания топлива (например, химический и механический недожог
топлива и т.п.) и тепловосприятия ограничивающих зону горения поверхностей (например, стены и экраны топки или камеры сгорания). Методика расчета теплообмена в топках
энергетических котлов приведена в [1].
Эндотермический тепловой эффект сопутствующих реакций Qэнд в уравнении теплового баланса обычно относится к реакциям
диссоциации продуктов сгорания (например,
для углекислого газа СО2, воды Н2О и др.).
Степень диссоциации оксидов существенно
зависит от их температуры, увеличиваясь с ее
ростом. Учитывать поглощение теплоты в
реакциях диссоциации необходимо только при
температуре выше 2000 °С. При более низкой
температуре продуктов сгорания (что имеет
место в энергетических котлах) можно считать
Qэнд = 0.
Теоретическая температура горения.
Если при полном сгорании топлива вся теплота, выделившаяся при сжигании и внесенная в
зону горения, пошла на нагрев продуктов сгорания (при отсутствии теплоотвода – в адиабатических условиях), то достигнутая таким образом температура продуктов сгорания называется теоретической температурой горения
ϑтеор.
Для определения теоретической температуры горения составляют тепловой баланс
полного сгорания топлива в адиабатических
условиях ( Qотв = 0). Тогда, например, для
твердого топлива уравнение теплового баланса
горения (1.2.23) можно представить в виде
H теор = Qir + hтл + Qв ,
(1.2.31)
где H теор – энтальпия продуктов сгорания,
кДж/кг, при температуре ϑтеор, °С; hтл – физическая теплота топлива, кДж/кг, при температуре Т тл , °С; Qв – теплота, внесенная с
воздухом, кДж/кг, при температуре ϑв, °С.
Уравнение (1.2.31) по сути трансцендентное, так как входящие в него теплоемкости дымовых газов cRO 2 , cN 2 , cH 2 O и воздуха св есть функции от температуры ϑтеор, которая является искомой величиной. Поэтому
решать уравнение относительно ϑтеор необходимо методом последовательных приближений. В практике теплового расчета для определения ϑтеор используют предварительно составленную Hϑ-таблицу.
Следует отличать теоретическую температуру горения ϑтеор от адиабатической ϑа.
Последняя определяется также при отсутствии
теплоотвода, однако при этом учитываются
сопутствующие горению потери теплоты (например, неполнота сгорания топлива). Расчетные значения ϑтеор и ϑа близки и обычно отличаются лишь на несколько градусов, поэтому
можно считать, что ϑтеор ≈ ϑа.
53
БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ГОРЕНИИ ТОПЛИВНЫХ СМЕСЕЙ
Для твердого топлива добавляют энталь-
1.2.3. ЭНТАЛЬПИИ ВОЗДУХА
И ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
Энтальпии воздуха и продуктов сгорания
рассчитывают на 1 кг твердого и жидкого топлива, а точнее для соответствующих объемов
их при сжигании 1 кг твердого топлива (или на
1 м3 для газообразного топлива) при нормальных условиях.
Современное буквенное обозначение энтальпии – H, h. В нормативной и технической
литературе также встречаются такие обозначения энтальпии: I – для воздуха и продуктов
сгорания, i – для топлива, воды и пара.
Энтальпия дымовых газов, кДж/кг
(кДж/м3), при коэффициенте избытка воздуха
α = 1 и температуре ϑ, °С,
H г0 = VRO 2 (cϑ)CO 2 + VN0 2 (cϑ)N 2 +
+ VH02 O (сϑ)Н 2 О ,
где VRO 2 ,
VN0 2
,
VH02 O
(1.2.32)
– теоретические объе-
мы соответственно трехатомных газов, азота и
водяных паров, полученные при полном сгорании топлива, м3/кг (м3/м3); (сϑ)СО ,
(сϑ)N 2 , (сϑ)H 2 О
2
– энтальпии соответственно
углекислого газа, азота и водяных паров,
кДж/м3, при температуре ϑ, °С, определяют по
табл. 1.2.2, табл. 1.2.3.
Энтальпия теоретически необходимого
количества воздуха, кДж/кг (кДж/м3), при температуре ϑ, °С,
H в0 = V 0 (cϑ)в ,
(1.2.33)
где V 0 – теоретический объем сухого воздуха,
м3/кг (м3/м3); (сϑ)в – энтальпия влажного
воздуха, кДж/м3, при температуре ϑ, °С, определяют по табл. 1.2.2, табл. 1.2.3.
При α > 1 энтальпия воздуха, кДж/кг
(кДж/м3),
Н в = αН в0 = αV 0 (cϑ)в .
(1.2.34)
Действительную энтальпию продуктов
сгорания H, кДж/кг (кДж/м3), находят суммированием теоретической энтальпии газов и
энтальпии избыточного воздуха:
H = H г0 + (α − 1)Н в0 .
(1.2.35)
пию золы H зл , кДж/кг, которую подсчитывают по формуле
H зл = 0,01(сϑ)зл Аr a ун ,
(1.2.36)
где (сϑ)зл – энтальпия 1 кг золы, кДж/кг, при
r
температуре ϑ, °С; А – зольность топлива на
рабочую массу, %; аун – доля летучей золы в
уносе.
1.2.4. БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ
ПРИ ГОРЕНИИ ТОПЛИВНЫХ СМЕСЕЙ
При сжигании смеси двух твердых или
жидких топлив, заданной массовыми долями
(g′ − доля одного из топлив), удельная теплота
сгорания 1 кг смеси
Qir = (Qir )′ g ′ + (Qir )′′(1 − g ′) .
(1.2.37)
Если смесь задана в долях по тепловыделению каждого топлива (q′ − доля одного из
топлив), то для перехода к массовым долям
используют формулу
g′ =
q ′(Qir ) ′′
q ′(Qir ) ′′ + (1 − q ′)(Qir ) ′
. (1.2.38)
При сжигании смеси твердого и жидкого
топлива с газообразным, расчет условно ведется не на 1 кг сжигаемой смеси, а на 1 кт твердого (жидкого) топлива с учетом количества
газообразного топлива х, м3, приходящегося на
1 кг твердого (жидкого) топлива. Условная
удельная теплота сгорания смеси
Qir = (Qir )′ + x(Qid )′′,
(1.2.39)
r
d
где (Qi )′ , (Qi )′′ − низшая удельная теплота
сгорания соответственно твердого (жидкого)
топлива, кДж/кг, и газообразного, кДж/м3.
Если смесь задана по долям тепловыделения каждого топлива (доля твердого или
жидкого топлива в суммарном тепловыделении q′ и доля газа 1 – q′ ), то количество газа,
приходящегося на 1 кг твердого (жидкого)
топлива, м3/кг,
x=
r
1 − q ′ Qi
q ′ Qid
.
(1.2.40)
Энгаль-
Бассейн,
месторожде-
Марка
Класс
ние
д
р
100
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2500
711
1440
2964
4573
6257
7976
9802
11609
13473
15368
17276
19203
21145
22117
но
614
1235
2507
3839
5222
6651
8113
9602
11115
12636
14181
15735
17299
18085
но
771
1562
3214
4959
6785
8647
10624
12580
14598
16648
18712 20796 22895
23946
но
678
1364
2769
4240
5767
7346
8960
10605
12275
13956
15662
19105
19974
но
908
1840
3787
5843
7995
10190
12520
14826
17203
19620 22052 24508 26982
28221
795
1599
3246
4971
6762
8612
10505
12433
14392
16362
18362 20375
22399
23417
но
824
1671
3439
5306
7260
9249
11361
13447
15597
17781
19978 22195
24428
25546
но
744
1497
3039
4653
6330
8062
9834
11639
13472
15317
17190
19073
20968
21921
717
1454
2995
4622
6325
8058
9896
11711
13581
15480
17390
19316 21255
22226
но
651
1310
2659
4072
5538
7054
8604
10184
11788
13402
15041
16689
18347
19181
но
878
1778
3660
5648
7729
9851
12105
14335
16634
18971
21325 23700 26094
27293
764
1537
3121
4779
6500
8279
10099
11953
13836
15730
17653
19587 21534
22512
н!о
933
1891
3891
6003
8213
10467
12860
15226
17667
20147
22644 25164 27702
28974
но
824
1657
3364
5151
7007
8924
10886
12884
14913
16955
19028 21113
23211
24266
744
1508
3105
4792
6558
8362
10276
12172
14128
16117
18119 20141
22179
23199
633
1274
2587
3961
5388
6863
8371
9907
11468
13038
14632
17848
18660
но
в
г
г
в
г
Концентрат
г
но
в
т
р
г
в
А
Штыб,
сш
0С
кДж/кг,
г
р
Температура,
и жидких топлив
пия,
при а~
бассейн
1 кг твердых
но
г
в
1
17379
Кузнецкий
бассейн:
шахты
д
Р,СШ
г
но
в
г
Р,МСЩ
сш
в
разрезы
д
POKI
но
г
но
в
16235
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Донецкий
Энтальпии воздуха и продуктов сгорания на
54
1.2.2.
г
POKI
но
3448
5321
7281
9281
11404
13506
15674
17877 20096 22335 24592
25722
715
1438
2919
4470
6080
7744
9445
11179
12940
14712 16511
18320 20140
21056
но
919
1863
3835
5917
8097
10319
12677
15009
17414
19857 22316 24798 27298
28549
но
810
1630
3310
5068
6894
8781
10711
12677
14674
16683
18722 20774 22838
23876
688
1394
2868
4426
6056
7717
9482
11227
13027
14855
16696
18555 20426
21364
605
1217
2470
3783
5146
6554
7995
9462
10953
12452 13975
15506
17047
17822
590
1196
2462
3798
5197
6623
8137
9635
11179
12748
14328
15923
17529
18333
520
1047
2124
3253
4425
5636
6875
8137
9419
10708
12017
13334
14659
15325
434
878
1808
2792
3824
4883
6005
7123
8278
9453
10640 11839
13050
13656
328
661
1341
2053
2793
3558
4339
5136
5945
6759
7585
8417
9253
9674
но
689
1396
2873
4434
6067
7734
9503
11255
13060
14896 16744
18610 20490
21431
но
596
1200
2436
3731
5075
6464
7884
9331
10801
12280 13781
15291
16811
17575
813
1649
3393
5234
7161
9125
11211
13273
15399
17559
19734 21929 24140
25247
но
722
1454
2951
4519
6146
7829
9549
11302
13082
14873
16692
18521
20361
21286
но
680
1378
2835
4373
5983
7625
9369
11094
12873
14681
16502
18340 20191
21119
599
1204
2445
3744
5093
6487
7912
9365
10840
12324 13830 15346
16871
17638
но
536
1085
2234
3448
4720
6019
7398
8766
10177
11613
13059 14519
15991
16729
но
446
897
1821
2789
3793
4831
5893
6975
8074
9179
10301
12566
13137
но
в
lCC
POKI
г
в
Экибастузский
бас-
сейн грушrы
зольности:
первой
се
р
но
г
но
в
второй
се
р
но
г
но
в
Подмосков-
2Б
Р,ОМСШ
но
г
ный бассейн
(в целом)
но
в
Интинское
д
Р, отсев
г
в
Воркутинс-
ж
Р, отсев
но
г
кое
в
Кнзеловский
г
бассейн
Р,МСШ,
промпродукт
г
но
в
Челябинский
сейн
бас-
3Б
Р, отсев
г
в
11430
55
1675
БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ГОРЕНИИ ТОПЛИВНЫХ СМЕСЕЙ
827
г
Энгаль-
Бассейн,
месторожде-
Марка
Класс
ние
кДж/кг,
100
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
р
469
949
1954
3017
4133
5284
6503
7724
8986
10272
11573
12889 14219
14886
318
641
1300
1991
2709
3450
4208
4981
5765
6555
7356
8162
8973
9381
но
442
895
1842
2845
3898
4984
6133
7285
8475
9688
10914 12155
13410
14038
но
300
603
1223
1873
2548
3246
3959
4686
5424
6166
6920
7678
8441
8825
но
686
1390
2863
4420
6052
7722
9493
11254
13070
14917
16780
18662 20560
21511
551
1108
2249
3444
4685
5967
7278
8614
9971
11336 12722
14116
15518
16224
610
1237
2548
3935
5389
6879
8458
10031
11654
13305
14971
16655
18353
19204
473
952
1933
2960
4027
5129
6256
7404
8571
9744
10935
12134
13339
13946
706
1430
2945
4547
6226
7944
9766
11577
13445
15345
17262
19197 21149
22126
568
1142
2319
3551
4830
6152
7504
8881
10280
11688
13116 14554
но
628
1272
2620
4044
5536
7063
8682
10290
11949
13636 15337
но
511
1028
2086
3194
4345
5534
6750
7989
9248
487
986
2031
3135
4292
5477
6733
7983
но
387
779
1581
2421
3293
4194
5116
но
758
1536
3161
4877
6673
8503
674
1356
2753
4215
5734
7303
но
г
но
в
Тюльган-
lБ
р
г
ское
в
2Б
Ирша-
р
г
Бородинское
но
в
Назаровское
2Б
р
но
г
но
в
Березовское
2Б
р
но
г
но
в
Гусиноозер-
3Б
р
г
ское и Хал-
больджин-
в
ское
Артемов-
3Б
Р,СШ
но
г
1
2400
2500
16000
16727
17054
18787
19654
10514 11799
13092
14393
15047
9273
10585
11908
13245
14594
15269
6055
7008
7968
8942
9922
10908
11404
10447
12368
14349
16362
18387 20432 22491
23522
8908
10544
12204
13875
15571
19858
ское
в
Партизанский
сейн
бас-
г
Р,СШ
г
но
в
17278
18995
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
lБ
0С
пия,
при а~
Бабаевское
Температура,
1.2.2
56
Продолжение табл.
Ургальское
г
р
но
731
1481
3048
4703
6436
8203
10079
11936
13851
15798
17758
но
637
1282
2602
3985
5420
6903
8420
9966
11536
13115
14719 16332
17954
18771
но
563
1140
2348
3626
4966
6339
7794
9243
10737
12258
13792 15343
16907
17690
437
879
1785
2733
3718
4735
5776
6836
7913
8996
10096 11202
12315
12875
468
949
1953
3016
4131
5278
6492
7706
8958
10235
11524 12828
14144
14804
341
686
1392
2131
2899
3693
4504
5331
6171
7016
7873
8736
9604
10041
430
871
1793
2769
3794
4847
5963
7079
8230
9404
10590 11788
12999
13605
307
618
1255
1923
2615
3331
4063
4809
5566
6328
7102
8663
9057
910
1845
3797
5858
8015
10216
12553
14865
17249
19672 22112 24575 27057
28299
797
1603
3253
4982
6777
8632
10529
12462
14425
16399
18404 20421
22450
23471
889
1803
3711
5727
7836
9986
12268
14523
16848
19211
21589 23989 26406
27616
790
1589
3226
4940
6720
8560
10440
12357
14304
16262
18250 20250 22262
23274
но
1017
2060
4240
6543
8951
11406
14012
16588
19243
21941
24657 27397
30157
31539
но
г
в
Райчихин-
2Б
Р,МСШ
г
ское
в
Павловское
lБ
Р,СШ
но
г
но
в
Бикинское
lБ
р
но
г
но
в
Сангарское
Д,Г
р
но
г
но
в
Нерюнгрин-
3СС
р
но
г
7880
22730
ское
но
в
Харанга
р
т
г
907
1824
3703
5670
7713
9824
11983
14183
16417
18665 20946 23242 25551
26712
но
632
1281
2636
4068
5568
7102
8729
10343
12008
13701
15407
17130
18868
19738
но
527
1059
2151
3293
4480
5706
6960
8238
9535
10841
12166
13499
14840
15515
но
776
1572
3236
4993
6832
8709
10701
12674
14708
16776
18859 20961
23080
24141
но
672
1352
2744
4202
5715
7280
8879
10509
12165
13830 15521
17222
18933
19794
но
332
671
1380
2129
2913
3715
4567
5413
6286
7175
8071
8976
9890
10347
но
276
556
1128
1727
2350
2993
3650
4320
5001
5685
6381
7080
7783
8137
в
Южный
3Б
Р,СШ
г
Сахалин
в
д
Р,СШ
г
в
Ленинградсланец
Сланец
о
...
300мм
г
57
в
БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ГОРЕНИИ ТОПЛИВНЫХ СМЕСЕЙ
но
19737 21731
Энталь-
Бассейн,
месторожде-
Марка
Класс
ние
кДж/кг,
100
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2500
но
223
452
929
1434
1964
2507
3083
3657
4250
4854
5464
6080
6703
7014
но
172
345
701
1074
1460
1860
2269
2685
3108
3534
3966
4400
4838
5058
но
468
948
1951
3014
4130
5280
6498
7718
8978
10263
11562
12876
14204
14869
но
316
636
1291
1977
2689
3425
4178
4945
5724
6508
7303
8104
8909
9314
но
531
1076
2217
3424
4692
5996
7376
8757
10183
11635
13103
14586
16085
16836
но
373
750
1523
2332
3172
4041
4929
5834
6752
7677
8615
9560
10509
10987
но
1628
3295
6769
10433
14267
18179 22341
35022 39373 43766 48195
50413
но
1449
2916
5919
9064
12329
15703
29833
42697
но
1628
3295
6769
10432
14266
18177 22339 26454 30702 35022 39373 43768
но
1448
2913
5913
9055
12317
15689
но
1594
3226
6627
10215
13969
17798 21873
но
1420
2857
5799
8881
12080
15387
но
1554
3146
6465
9966
но
1385
2787
5658
8665
приа-1
Сланец
о
...
300мм
r
в
Росторф
Фре-
-
r
зер-
ный
торф
Дрова
Дрова
в
-
r
в
Мазут
40и
Низко-
100
сернистый
r
в
40и
Мало-
100
сернистый
r
в
40и
Серии-
100
стый
r
в
40и
Высоко-
100
сернистый
0С
пия,
r
в
26456 30703
19154 22670 26241
33481
37150 40841
48198
50416
19136 22649 26217 29806 33450 37116 40803
42658
25901
30059 34287 38546 42846 47182
49352
25712 29232 32806 36401
40018
41837
13629
17365 21340 25269 29324 33447 37599 41792 46019
48135
11787
15013
40820
18768 22213
18312 21673
25087 28522 32009 35517
39046
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Кашпирское
Температура,
1.2.2
58
Продолж:ение табл.
1.2.3. Энтальпии воздуха и продуктов сгорания на 1 м 3 газообразных топлив
Энтальпия,
Температура,
кДж/м 3 ,при
Газопровод
0С
а~lи
p~l0l,3
100
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2500
кПа
Пунга-Ухта
но
1461
2951
6048
9310
12727
16223
19950
23644
27463
31352
35277
39244
43250
45256
но
1250
2515
5106
7819
10635
13546
16523
19556
22636
25735
28882
32047
35231
36832
но
1462
2954
6053
9318
12738
16237
19967
23665
27486
31378
35306
39277
43286
45294
но
1253
2520
5116
7835
10658
13575
16558
19597
22684
25790
28943
32115
35306
36910
1464
2957
6060
9328
12752
16254
19989
23690
27516
31413
35346
39321
43335
45345
но
1253
2520
5116
7835
10658
13575
16558
19597
22684
25790
28943
32115
35306
36910
но
1471
2971
6088
9373
12813
16332
20084
23803
27647
31562
35513
39507
43539
45558
но
1259
2534
5144
7877
10714
13647
16645
19701
22804
25927
29096
32285
35493
37106
но
1462
2954
6053
9318
12738
16237
19967
23665
27486
31378
35306
39277
43286
45294
но
1253
2520
5116
7835
10658
13575
16558
19597
22684
25790
28943
32115
35306
36910
но
1470
2968
6083
9365
12802
16318
20067
23783
27623
31535
35483
39474
43503
45520
но
1258
2531
5138
7868
10703
13632
16628
19680
22780
25899
29066
32251
35455
37067
но
1536
3102
6359
9789
13382
17057
20976
24859
28873
32961
37086
41256
45466
47574
но
1318
2651
5382
8242
11211
14279
17417
20615
23862
27129
30445
33782
37138
38826
но
1507
3045
6241
9609
13136
16744
20591
24403
28343
32356
36406
40500
44633
46702
1291
2598
5274
8076
10985
13992
17066
20199
23381
26582
29832
33101
36390
38044
г
в
Уренгой-Ужгород
г
в
Уренrой-Новопсковск
но
г
в
Уренrой---Сурrут-
Челябинск
г
в
Надым-Пунга-Ниж.
Тура-Свердловск-
Челябинск
г
в
Н. Новгород-ИвановоЧереповец
г
в
Бухара-Урал
г
в
Средняя Азия-Центр
г
но
59
в
БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ГОРЕНИИ ТОПЛИВНЫХ СМЕСЕЙ
Природные rазы
Уренгой-Надым-
ЭIПальпия,
Температура, 0 С
кДж/м 3 ,при
Газопровод
1.2.3
а~lи
р~101,з
100
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2500
Природные rазы
но
1516
3063
6277
9664
13211
16838
20706
24538
28499
32533
36604
40719
44873
46953
но
1298
2611
5301
8117
11042
14064
17154
20303
23501
26719
29985
33272
36577
38240
но
1490
3010
6169
9498
12983
16549
20352
24120
28014
31981
35985
40031
44117
46163
1277
2569
5214
7985
10861
13834
16873
19971
23117
26282
29495
32727
35979
37614
но
1508
3046
6244
9612
13140
16748
20595
24407
28346
32358
36407
40500
44631
46700
но
1287
2590
5257
8051
10951
13949
17014
20137
23309
26500
29740
32999
36278
37927
г
в
Мострансгаз
(кольцо)
г
но
в
ОренбургАлександров Гай
г
в
Попутные rазы
Каменный Лоr-Пермь
но
1741
3518
7213
11105
15181
19346
23787
28182
32724
37348
42012
46726
51482
53864
1481
2980
6049
9263
12600
16048
19575
23168
26817
30489
34217
37966
41738
43636
1920
3880
7956
12251
16748
21343
26242
31092
36102
41204
46349
51549
56796
59423
1641
3303
6705
10267
13966
17788
21697
25680
29725
33795
37926
42083
46264
48367
1707
3449
7071
10887
14883
18968
23322
27635
32091
36629
41206
45832
50501
52839
но
1458
2934
5957
9122
12408
15804
19276
22815
26409
30025
33695
37388
41103
42971
но
1931
3902
8003
12323
16846
21469
26397
31276
36316
41448
46625
51855
57134
59777
но
1653
3327
6753
10342
14067
17917
21855
25867
29941
34041
38202
42389
46600
48719
1564
3159
6475
9968
13627
17370
21360
25315
29401
33564
37765
42010
46297
48443
1342
2699
5480
8391
11414
14538
17733
20988
24294
27621
30997
34394
37811
39530
г
но
в
Ярино---Пермь
но
г
но
в
Кулешовка---Самара
но
г
в
Безенчук-Чапаевск
г
в
Барса-Гельмес-
Вьппка-Небиг-Даг
но
г
но
в
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
кПа
Саратов-Москва
60
Продолжение табл.
Продолж:ение табл.
1.2.3
Попутные газы
На входе в города
Краснодар, Крымск,
Новороссийиск
1572
3176
6511
10025
13705
17470
21483
25460
29570
33756
37980
42250
46560
48718
но
1348
2713
5507
8433
11471
14610
17821
21092
24414
27757
31151
34564
37998
39726
но
1905
3850
7893
12153
16615
21176
26039
30856
35834
40903
46017
51185
56402
59014
но
1645
3311
6721
10292
14000
17831
21750
25742
29797
33877
38018
42185
46376
48484
1840
3717
7622
11737
16045
20448
25142
29790
34591
39480
44412
49396
54425
56943
1574
3167
6428
9844
13390
17055
20802
24621
28500
32402
36363
40348
44356
46373
1754
3543
7264
11185
15290
19486
23960
28389
32966
37627
42328
47079
51873
54274
но
1497
3012
6114
9362
12735
16221
19785
23417
27106
30817
34584
38375
42187
44105
но
1517
3064
6281
9670
13218
16844
20711
24539
28494
32521
36583
40689
44832
46906
но
1281
2577
5230
8010
10895
13877
16926
20033
23189
26364
29587
32829
36091
37732
но
1664
3362
6892
10611
14506
18488
22732
26936
31279
35702
40164
44673
49224
51503
1419
2854
5794
8873
12069
15372
18750
22192
25688
29205
32776
36367
39981
41798
г
в
Вознесенская-
Грозный,
Карабулак-Грозный
г
в
Тэбук-Сосновка
но
г
но
в
Туймазы-У фа
но
г
в
Шкапово-Туймазы
г
в
Казань-БугульмаЛениногорск-
Альметьевск
г
но
в
Промышленные газы
Газ домеЮIЫХ печей
но
228
464
958
1482
2030
2588
3178
3762
4362
4972
5584
6202
6823
7134
но
101
203
412
631
858
1093
1333
1578
1826
2076
2330
2586
2842
2972
679
1371
2809
4324
5911
7539
9274
10998
12781
14598
16435
18291
20167
21107
552
1111
2255
3453
4697
5982
7297
8636
9996
11365
12755
14152
15558
16266
г
в
Газ коксовых печей
но
г
но
в
БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ГОРЕНИИ ТОПЛИВНЫХ СМЕСЕЙ
но
61
62
Глава 1.2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
При сжигании смеси топлив объемы и
энтальпии продуктов сгорания рекомендуется
рассчитывать для каждого топлива отдельно,
на 1 кг твердого или жидкого топлива и на 1 м3
сухого газа.
По полученным для каждого топлива
н
значениям объемов воздуха VRO 2 ,
VNн2 ,
VHн2 O определяют объемы воздуха и продуктов сгорания смеси:
а) для смеси двух однородных топлив
(твердых, жидких и газообразных) – по формуле смешения, м3/кг, (м3/м3),
( )
( )
′
″
V0н = g ′ V0н + (1 − g ′) V0н ,
(1.2.41)
где g ′ – массовая (объемная для газообразных
топлив) доля первого топлива в смеси, кг/кг
(м3/м3).
н
н
Аналогично определяются VRO 2 , VN 2 ,
VHн2 O смеси;
б) для смеси твердого или жидкого топлива с газообразным, м3/кг,
( ) ( )
′
″
V0н = V0н + х V0н ,
(1.2.42)
где x – количество газообразного топлива на
1 кг твердого (жидкого) топлива, м3.
Дальнейший расчет ведется на 1 кг твердого (жидкого) топлива.
Энтальпия продуктов сгорания смеси топлив вычисляется по следующим формулам:
а) для смеси двух однородных топлив,
кДж/кг (кДж/м3),
(
)
(
)
′
″⎤
⎡
н
н
I RO 2 = ⎢ g ′ VRO
+ (1 − g ′) VRO
⎥ (cϑ)CO 2 ;
2
2
⎣
⎦
(1.2.43)
б) для смеси твердого или жидкого топлива с газообразным, кДж/кг,
(
) (
)
″⎤
⎡ н ′
н
I RO 2 = ⎢ VRO
+ x VRO
⎥ (cϑ)CO 2 .
2
2
⎣
⎦
(1.2.44)
Объемная доля трехатомных газов продуктов сгорания смеси топлив:
а) для смеси двух однородных топлив
rRO 2
(
) (
)
″⎤
⎡ н ′
н
g ′ ⎢ VRO
+ х VRO
⎥ (сϑ)СО 2
2
2
⎦
= ⎣
,
Vгн
(1.2.45)
аналогично определяется rRO 2 ;
б) для смеси твердого или жидкого топлива с газообразным
rRO 2
′
″
(
)
)
V
+ х (V
;
=
н
RO 2
Vгн
н
RO 2
(1.2.46)
соответственно определяется rRO 2 .
Масса продуктов сгорания смеси топлив
находится по формулам:
а) для смеси двух однородных топлив,
кг/кг (кг/м3),
Gсм = g ′G ′ + (1 − g ′)G ′′;
(1.2.47)
б) для смеси твердого или жидкого топлива с газообразным, кг/кг,
Gсм = G ′ + x G ′′.
(1.2.48)
Если смесь топлива задана не в массовых
или объемных долях, а в долях тепловыделения каждого топлива g ′ и (1 − g ′) , то соответствующие массовые или объемные доли их
определяются по формулам (1.2.38) и (1.2.40).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Тепловой расчет котлов (нормативный
метод). СПб.: Изд-во АООТ "НПО ЦКТИ",
1998. 270 с.
2. Теория горения и топочные устройства / Под ред. Д.М. Хзмаляна. М.: Энергия,
1976. 320 с.
3. Основы практической теории горения:
Учебное пособие для вузов / Под ред. В.В. Померанцева. Л.: Энергоатомиздат, 1986. 312 с.
4. Парогенераторы: Учебник для вузов /
А.П. Ковалев, Н.С. Лелеев, Т.В. Виленский;
под общ. ред. А.П. Ковалева. М.: Энергоатомиздат, 1985. 376 с.
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЙ ХАРАКТЕР ГОРЕНИЯ. ОБЛАСТИ ГОРЕНИЯ
Глава 1.3
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
1.3.1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЙ ХАРАКТЕР
ГОРЕНИЯ. ОБЛАСТИ ГОРЕНИЯ
Ввиду сложности протекающих при горении процессов и разнообразия условий теория процессов горения далека от завершения.
Главные сложности связаны, во-первых, с особенностями топлива, представляющего собой
комплекс органических веществ сложного и
разнообразного химического строения. Поэтому при анализе процесса горения приходится
учитывать поведение горючего в его исходной
форме, а также промежуточные стадии его
преобразования в процессе горения.
Во-вторых, процесс горения имеет двойственную основу, и для его протекания обязательны два этапа: обеспечение на молекулярном уровне контакта между горючим и окислителем и их химическое реагирование с образованием продуктов реакции. Первый этап
является типичным физическим тепломассообменным процессом, а второй – химическим процессом, который подчиняется закономерностям химической кинетики. Таким
образом, задачи теории горения можно определить как нестационарные задачи тепло- и
массопереноса при наличии динамических
источников вещества и теплоты в результате
химических реакций.
Таким образом, процесс горения является
сложным явлением, имеющим физикохимическую основу. При его описании (моделировании) приходится одновременно решать
задачи нестационарного массо- и теплопереноса и химической кинетики в движущихся турбулентных потоках. Это предопределяет сложность решаемых задач, которые обычно приводят к сложным системам интегродифференциальных уравнений, дополняемых массивом
замыкающих уравнений. Применение ЭВМ
позволяет решать эти задачи, и на основе их
тестирования с использованием данных эксперимента выявлять соответствие математического описания процессов их истинному ходу.
Современные достижения математического
моделирования процессов горения открывают
возможность анализа и расчета выгорания
различных видов топлива в условиях разнообразной организации процесса, т.е. решать
главную задачу теории горения.
63
В сложном комплексе явлений, протекающих при горении топлива, можно выделить условия, при которых можно существенно упростить аналитическое описание процесса, выделив определяющие факторы и отбросив менее значимые. Такой подход используется при определении области протекания горения.
Кинетическая область горения. При низких температурах скорость химических реакций горения (взаимодействия горючего с окислителем) мала: она намного меньше скорости
взаимной диффузии, т.е. при низкой температуре скорость процессов окисления (горения)
не определяется интенсивностью массообмена,
а только закономерностями химической кинетики. В этом случае можно считать, что процесс окисления (горения) развивается как чисто химический процесс и протекает в кинетической области горения. Диффузия практически не оказывает влияния на его развитие и
факторы, связанные с молекулярным переносом и массообменном можно исключить из
рассмотрения.
Диффузионная область горения. При высоких температурах, наоборот, скорость реакции намного превышает интенсивность массообменных процессов. Диффузия молекул горючего, окислителя и продуктов горения является главным фактором, определяющим скорость горения. В этом случае процесс горения
развивается в диффузионной области и его
следует рассматривать с чисто физической
(массообменной) стороны, а влиянием химической кинетики можно пренебречь.
Диффузионно-кинетическая область горения. Вместе с тем, в определенных условиях
оба явления (химическое реагирование и интенсивность массообменных процессов) имеют
практически близкое влияние на развитие и
скорость горения. Это наиболее сложная для
расчета и анализа процесса область горения.
В этом случае процесс горения протекает в
промежуточной, или, точнее, в диффузионнокинетической области.
Основы диффузионно-кинетической теории горения топлива заложены Н.Н. Семеновым, а затем последовательно развивались
Г.Ф. Кнорре, Д.Б. Сполдингом, Г.А. Варшавским, И.И. Палеевым, Я.Б. Зельдовичем,
Л.Н. Хитриным, Д.А. Франк-Каменецким,
В.В. Померанцевым и многими другими исследователями, работающими в области исследования процессов горения [1 – 5 и др.].
64
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Можно привести множество примеров,
когда отчетливо выделяются крайние области
процесса. Так, при анализе воспламенения,
когда наблюдается резкое увеличение скорости химического взаимодействия, вначале
процесс горения имеет чисто химическую основу. При низких темпераутрах, когда энергия
столкновения молекул мала, процесс определяется ростом числа радикалов или атомов –
"осколков" молекул, у которых уже разрушены
первоначальные молекулярные связи. На этом
этапе он имеет чисто химическую (кинетическую) основу, определяемую изменением числа активных центров (атомов, радикалов) цепной химической реакции. Однако после воспламенения, когда температура резко возрастает, увеличивается роль химического взаимодействия целых молекул вещества, при этом на
первый план выходят процессы теплообмена.
Воспламенение становится тепловым, когда
его развитие определяется процессом теплообмена с окружающей средой и внутри горючей смеси.
Таким образом, выделение областей процесса, когда наблюдается преобладание только
химических или физических факторов, существенно облегчает его расчетный анализ. Для
дальнейшего анализа процесса в этом случае
необходимо рассмотреть закономерности развития тепломассообменных и химических явлений.
1.3.2. ОСНОВЫ ХИМИЧЕСКОЙ КИНЕТИКИ
ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ
Реакции, протекающие при горении топлива, подчиняются общим закономерностям
кинетики химических реакций, поэтому отметим только главные положения и особенности,
присущие протеканию реакций при горении.
Скорость химической реакции пропорциональна количеству активных контактов
молекул реагирующих веществ. Таких контактов тем больше, чем выше концентрация реагирующих веществ. Один из основных законов
химической кинетики – закон действующих
масс – гласит: в однородной среде при заданной температуре скорость реакции пропорциональна произведению концентраций реагирующих веществ. Для реакции вида
ν1 А + ν 2 В
Wпр
⎯⎯⎯→
←⎯⎯
⎯⎯
Wобр
ν3М + ν 4 N ,
(1.3.1)
где A, B, M, N – химические символы реагирующих веществ; ν1, ν2, ν3, ν4 – стехиометрические коэффициенты, ее скорость согласно
закону действующих масс
W = kC Aν1 CBν 2 ,
(1.3.2)
где k (при T = const) – постоянный коэффициент пропорциональности – константа скорости реакции; СА и СВ – концентрации исходных веществ; ν1 и ν2 – порядок реакции по
соответствующему компоненту (может не совпадать со стехиометрическим коэффициентом).
Химические реакции являются обратимыми. В начале скорость прямой реакции Wпр
значительно превышает скорость обратной
реакции Wобр, так как больше начальные концентрации исходных веществ. По мере реагирования различие в скоростях прямой и обратной реакции сокращается, так как концентрации исходных веществ убывают, а продуктов
реакции возрастают. В итоге наступает состояние динамического равновесия, при котором
ν3 ν 4
Wпр = Wобр = kC Aν1 C Bν 2 = kCМ
C N . (1.3.3)
При этом устанавливаются равновесные концентрации. Из (1.3.3) следует, что равновесные
соотношения концентраций определяются
константой Kc:
ν3 ν 4
CM
CN
C Aν1 C Bν 2
=
k1
= Kc .
k2
(1.3.4)
Константа равновесия реакции Kc является постоянной величиной при определенной
температуре и, следовательно, при заданной
температуре равновесие в реакции наступает
при определенном соотношении концентраций
реагирующих веществ и не зависит от начальных концентраций. Зная для каждой реакции
значение Kc, можно определить состав равновесной смеси при данной температуре.
При T = const парциальные давления газов в смеси пропорциональны концентрациям,
поэтому константу равновесия можно выразить не только через равновесные концентрации (Kc), но и через парциальные давления:
Kр =
ν3 ν4
рM
рN
р νA1 р Bν 2
.
(1.3.5)
ОСНОВЫ ХИМИЧЕСКОЙ КИНЕТИКИ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ
Чтобы определить состав равновесной
смеси для разных температур, нужно знать
зависимость константы равновесия от температуры. Соотношения, позволяющие проводить количественные расчеты, получены термодинамическими методами, которыми установлено, что при стремлении термодинамической системы к равновесию (при постоянных
давлении и температуре), изобарно-изотермический потенциал системы Z = H − Ts стремится к минимальному значению. Из условия
минимума изобарно-изотермического потенциала для реакции (1.3.1) получено соотношение
Kp = e
∆Z
/ RT
=e
∆s
∆H
/R e / RT ,
(1.3.6)
где ∆Z = ∆H − T∆s – изменение изобарноозотермического потенциала в реакции при
давлении 1,01⋅104 Па и температуре Т, равное
тепловому эффекту реакции Qр при постоянном давлении; ∆s – изменение энтропии в реакции при стандартном давлении и температуре Т; R – универсальная газовая постоянная.
Изменения ∆Z, ∆H и ∆s отнесены к
1 молю, так же, как и величина R. Изменения
∆H и ∆s определяются соотношениями:
n
∆Н = ∑ ν i ∆H i ;
i =1
n
∆s = ∑ ν i ∆si ,
i =1
где ∆Hi и ∆si – соответственно удельная теплота образования и энтропия исходных веществ и продуктов реакции при стандартном
давлении и температуре Т; n – число компонентов в смеси.
Соотношение (1.3.6) является отражением закона действующих масс в условиях равновесия реакции и дает возможность рассчитать Kp при различной температуре.
Для получения зависимости равновесия
от давления нужно в выражении (1.3.6) перейти от парциальных давлений к относительным
молярным концентрациям (молярным долям
реагирующих веществ):
xi = рi / р,
65
где рi – парциальное давление компонента;
n
р = ∑ pi − полное давление смеси.
i =1
Тогда
Kp
/
n
∑ νi
p i =1
= K x = Kc ,
(1.3.7)
где Kx – константа равновесия по молярным
долям, зависящая от температуры и давления;
n
∑ νi
– алгебраическая сумма стехиометриче-
i =1
ских коэффициентов реакции. Причем положительными являются νi для продуктов реакции и отрицательными для исходных веществ.
Соотношения (1.3.6), (1.3.7) удовлетворяют общему принципу Ле-Шателье–Брауна в
отношении влияния на равновесие реакции как
температуры, так и давления. Из уравнений
(1.3.6) и (1.3.7) следует, что если реакция эндотермическая (Qp > 0), то константы равновесия изменяются по мере роста температуры в
сторону увеличения равновесных концентраций исходных веществ и уменьшения концентраций продуктов реакции, т.е. возрастания
доли обратной реакции.
Явление уменьшения количества продуктов реакции с увеличение образования исходных веществ называют диссоциацией. С ростом температуры диссоциация в продуктах
горения увеличивается. Диссоциированное
количество продукта реакции, выраженное в
долях от его исходного количества (по стехиометрии прямой реакции) называют степенью
диссоциации αдисс. Обычно степень диссоциации выражают в %.
Направление смещения равновесия в
химической реакции при изменении условий можно оценить, пользуясь принципом
Ле-Шателье–Брауна, согласно которому, если
на систему, находящуюся в состоянии равновесия, воздействовать извне, изменяя условия,
то в ней произойдут самопроизвольные
процессы, стремящиеся ослабить внешнее
воздействие. Например, если из реагирующей
системы отводить продукты реакции, то это
будет способствовать смещению равновесия в
сторону уменьшения равновесных концентраций исходных веществ.
При горении топлива непрерывный отвод
продуктов горения способствует более полному сгоранию топлива. При протекании реак-
66
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
В табл. 1.3.1 даны значения константы
равновесия Kр для реакций горения и диссоциации при атмосферном давлении. Эти данные свидетельствуют о том, что при температурах до 2000 … 2500 К равновесие в реакциях
горения сильно смещено в сторону преобладания прямой реакции.
В табл. 1.3.2 приведены границы областей диссоциации. Реакции горения при
температурах, характерных для топочных устройств и камер сгорания энергоустановок,
протекают практически до полного завершения прямых реакций и при этом возможно
почти полное использование горючего. Вследствие этого при расчете горения в условиях
котельных установок диссоциация не учитывается.
ции с увеличением объема, рост давления вызовет повышение степени диссоциации (усиление обратной реакции), что приведет к
уменьшению объема продукта реакции.
Диссоциация по своему тепловому эффекту эквивалентна процессу неполного сгорания. Количество теплоты, выделяющейся
при реакциях горения (окисления) горючих
компонентов, будет тем меньше, чем выше
степень диссоциации. При полном сгорании
топлива, окисление горючих компонентов
(C, H, S, CO, H2 и др.) должно происходить до
полного окисления и образования в качестве
продуктов реакций СО2, Н2О, SO2 и др. Однако
вследствие диссоциации при высоких температурах возникает обратный распад СО2 и Н2О с
поглощением теплоты.
1.3.1. Константы равновесия Kp для некоторых реакций горения и диссоциации
Реакции
T, K
СО + 1/2О2 СО + 1/2О2 С + О2 СО2
СО2
СО2
H2O OH +
+ 1/2H2
H2 2H
O2 2O
300
5,50⋅1044
6,10⋅1039
5⋅1068
5,14⋅10-47
1,81⋅10-71
2,94⋅10-81
500
1,02⋅1025
7,69⋅1022
–
3,52⋅10-27
4,90⋅10-41
2,94⋅10-46
100
1,58⋅1010
1,14⋅1011
5,16⋅1020
3,60⋅10-12
5,15⋅10-18
3,63⋅10-20
1500
1,97⋅105
5,31⋅105
–
4,01⋅10-7
3,09⋅10-10
2,11⋅10-11
2000
7,30⋅102
3,46⋅103
2,30⋅1010
1,38⋅10-4
2,68⋅10-6
5,38⋅10-7
2500
2,62⋅101
1,65⋅102
–
1,46⋅10-2
6,28⋅10-4
2,42⋅10-4
3000
2,92
21,6
7,96⋅106
4,48⋅10-2
2,48⋅10-2
1,44⋅10-2
3500
6,21⋅10-1
5,0
–
2,60⋅10-1
3,46⋅10-1
2,68⋅10-1
П р и м е ч а н и е . При использовании данных давление следует выражать в физических атмосферах.
1.3.2. Границы областей диссоциации продуктов горения при изменении температуры
и давления [7, 8]
Давление, МПа
Отсутствие диссоциации
Слабая диссоциация
Сильная диссоциация
Температура, К
0,01 … 0,5
< 1600
1600 … 2400
> 2400
0,5 … 2,5
< 1800
1800 … 2600
> 2600
2,5 … 10
< 2000
2000 … 2800
> 2800
10 … 50
< 2200
2200 … 3000
> 3000
67
СКОРОСТЬ РЕАКЦИЙ ПРИ ГОРЕНИИ
При рассмотрении процессов горения
следует учитывать, что протекающие реакции
можно разделить на три следующих вида.
Гомофазные реакции, когда исходные
вещества и продукты реагирования находятся
в одной фазе:
лах. Эти связи будут разрушены, если кинетическая энергия соударения превысит определенное значение энергии (для данной реакции), которое получило название энергии активации Еа. Указанное положение известно
как постулат С.А. Аррениуса:
αАгаз + βВгаз γСгаз + δДгаз.
mU н2
Такие реакции протекают в объеме смеси
реагирующих веществ и называются гомогенными.
Гетерофазными являются реакции, когда
исходные вещества или продукты реакции
находятся в разных фазовых состояниях. Реакции этого типа протекают на границе раздела
фаз и их называют гетерогенными. Типичный
гетерогенный процесс – горение углерода:
С + О2 СО2.
При преобразовании органического и
минерального вещества топлива в процессе
горения протекают реакции распада (разложения) сложных молекулярных структур на более простые с образованием твердого и газообразного продуктов. Такие реакции, например, происходят при термическом разложении
органики и выделении летучих топлива. Этот
тип реакций протекает в объеме исходного
твердого вещества и их называют топохимическими: αАтв βВтв + γСгаз.
Тип реакций следует учитывать при расчете скорости реагирования.
2
1.3.3. СКОРОСТЬ РЕАКЦИЙ ПРИ ГОРЕНИИ
Скорость гомогенной реакции можно определить через скорость изменения концентраций реагирующих веществ или рассчитать
по закону действующих масс:
Wp = −
dC A
dC
dCC dCD
=− B =
=
=
dτ
dτ
dτ
dτ
= kC An1 CBn2 .
Используя общие положения молекулярно-кинетической теории и рассматривая молекулы как твердые сферы с радиусами rA и rB,
можно рассмотреть упрощенную схему химического взаимодействия. Химическое взаимодействие происходит при соударении молекул
реагирующих веществ. При этом нормальная
составляющая кинетической энергии соударяющихся молекул может быть затрачена на
разрушение первоначальных связей в молеку-
где m =
≥ Еа ,
(1.3.8)
m A mB
− приведенная масса мо(m A + mB )
лекул реагирующих веществ, соответственно
mA и mB (в предположении упругого соударения молекул); Uн – нормальная составляющая
относительной скорости молекул (скорости
соударения).
При температуре Т, доля молекул, удовлетворяющая условию (1.3.8), может быть
рассчитана с использованием закона Максвелла (распределения молекул по скоростям):
∞
ω=
∫
U н min
F2
mU
− н
m
e 2 kT .
2πkT
(1.3.9)
Число активных столкновений, приводящих к реакции при переходе к одному молю,
N акт = U σ e
E
− a
RT
n A nB ,
(1.3.10)
где σ = π(rA + rB)2 – площадь сечения соударения молекул А и В; nA, nB – количество молекул А и В в единице объема.
Введя геометрический фактор Р, отражающий вероятность столкновения молекул
при пространственной ориентации, необходимой для протекания реакции, и объединяя геометрические факторы, приводящие к реакции,
получим:
W p = k0 e
E
− a
RT
n A nB .
(1.3.11)
Величина k0 пропорциональна числу столкновений и стерическому (геометрическому)
фактору столкновения молекул. Ее называют
предэкспоненциальный множитель.
Сравнивая (1.3.11) с законом действующих масс и учитывая, что величины nA и nB
отражают концентрацию молекул А и В в реагирующей смеси, получим,
k = k0 e
E
− a
RT
.
(1.3.12)
68
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Формула (1.3.12) отражает зависимость
константы скорости реакции от температуры,
вытекающую из постулата С.А. Аррениуса.
Зависимость скорости химической реакции
от температуры носит экспоненциальный характер.
Представленная теория является упрощенной, но она позволяет выявить характер
влияния основных физических факторов на
скорость реакции. Сегодня имеются другие
теории вычисления скорости химической реакции, основанные на квантовой механике и
статистической физике, дающие возможность
найти Еа и k0 путем сложных физических и
статистических расчетов [5, 9]. Вместе с тем,
постулат Аррениуса и найденная на его основе
зависимость скорости от концентраций реагирующих веществ и температуры удовлетворительно соответствуют опытным данным.
Скорость гомогенной реакции определяется количеством вещества (обычно в молях),
реагирующего за единицу времени в единице
объема:
Wp = −
E
− a
dС А
= k 0 e RT C AC B .
dτ
(1.3.13)
При этом порядки реакции по веществу А и В
могут быть и не 1.
Для гомогенной реакции первого порядка
размерность k обратна единице времени [1 / c].
Величины k0 и Еа (кинетические характеристики реакции) обычно находят на основе обработки данных исследования скорости реакции
от температуры. Логарифмируя выражение
(1.3.12), получим
ln k = ln k0 − Ea / ( RT ) .
Эта зависимость при постоянном значении
k0 дает прямую линию в координатах ln k =
= f (1 / T), как показано на рис. 1.3.1.
Еа = R tgα.
Для различных реакций горения энергия
активации Еа может меняться в широких пределах (40 … 200) 103 кДж/кмоль.
Кинетические характеристики. Экспериментально кинетические характеристики
смесей могут быть найдены в опытах по определению периода индукции горючих смесей,
определению критических условий зажигания
и т.п. В табл. 1.3.3 приведены значения некоторых суммарных кинетических характеристик
горения гомогенных газовых смесей [10]. Гетерогенные реакции, такие как горение углерода кокса, протекают на углеродной поверхности. Горение углерода носит хемосорбционный характер, т.е. реакции протекают в адсорбированном слое окислителя на углеродной
поверхности. При этом существенными стадиями процесса являются адсорбция исходных
газообразных веществ (О2, Н2О и т.п.) и десорбция продуктов реакции. Согласно хемосорбционной теории Ленгмюра активная доля
площади поверхности, т.е. доля площади поверхности, покрытая адсорбционным веществом,
q=
pi
,
( pi + B )
..........
где рi – парциальное давление газообразного
компонента (реагента) в окружающей среде;
В – опытная константа, имеющая размерность
давления.
Тогда скорость гетерогенной реакции
пропорциональна величине q:
W p = k ′q = k ′
pi
,
pi + B
W p = k ′ pi / B ≈ ki Ci ,
1/Т
о
Рис. 1.3.1. Зависимость ln k от 1 / Т
(1.3.14)
(1.3.15)
где k´ – коэффициент, аналогичный константе
скорости реакции.
При рi << B
Ln k
lnk 0
При пересечении прямой с осью ln k =
= ln k0, а тангенс угла наклона α прямой к оси
1 / Т дает возможность найти энергию активации
(1.3.16)
где Сi – концентрация компонента в газовом
объеме на границе реакционной поверхности.
При pi << B реакция протекает по первому порядку, а при pi >> B – по нулевому.
В промежуточных случаях порядок гетероген-
69
СКОРОСТЬ РЕАКЦИЙ ПРИ ГОРЕНИИ
1.3.3. Кинетические характеристики горения в смеси с воздухом
Горючее
Еа, кДж/кмоль
k0, 1 / с
СО
96 800
7,05⋅105
Н2
129 000
2,14⋅1014
СН4
103 800
5,6⋅1012
С5Н12
146 000
–
С3Н8
61 500
4,2⋅1011
ной реакции дробный. При первом порядке
реакции константа скорости реакции k имеет
размерность м/с.
Зависимость (1.3.16) дает удовлетворительные результаты при описании гетерогенных реакций горения углерода, а константа
скорости реакции ki зависит от температуры по
закону Аррениуса. Следует отметить, что с
ростом температуры скорость адсорбционнодесорбционных процессов возрастает и доля
площади поверхности, занятая адсорбированными газовыми молекулами, стремится к нулю. Таким образом, реагирование углерода с
газовыми константами при высоких температурах приближается к Аррениусовскому механизму активных соударений молекул.
Основными реагентами, взаимодействующими с углеродом коксовых частиц топлива, являются О2, СО2 и Н2О. При высокотемпературном горении итогом является соединение кислорода с углеродом по реакциям:
С + О2 = СО2;
2С + О2 = 2СО.
Эти реакции принято называть первичными.
Наряду с ними возможно взаимодействие углерода с образовавшейся СО2 по реакции
С + СО2 = 2СО,
а также с водяным паром
С + Н2О = СО + Н2.
Каждая из протекающих на углеродной
поверхности реакций имеет свой тепловой
эффект. Предположительно на внешней углеродной поверхности при высокотемпературном горении протекают следующие реакции:
1. С + О2 = СО2 + 395 кДж/моль;
2. 2С + О2 = 2СО + 219 кДж/моль;
3. С + СО2 = 2СО – 175,5 кДж/моль;
3'. С + Н2О = СО + Н2 – 130 кДж/моль;
3''. С + 2Н2О = СО2 + 2Н2 – 132 кДж/моль;
3'''. С + 2Н2 = СН4 – 79 кДж/моль.
Эти реакции могут иметь место при высокой концентрации водяных паров в окружающей среде. Реакции 3' – 3'' могут протекать, в частности, при сжигании высоковлажных топлив, таких как торф, высоковлажные
бурые угли и древесные отходы. Имеется обширный материал по экспериментальному
определению кинетических констант и кинетических характеристик для реакций углерода
с газами [10]. Эти данные получены с применением различных методик на многих видах
углеродного материала, что приводит к существенному разбросу кинетических характеристик. Табл. 1.3.4 отражает разброс данных по
энергиям активации реакций для коксов различных топлив. Различие энергий активации
даже для одного вида реакции обусловлено
неоднородностью структуры углерода кокса
различных видов топлива, а также недостаточно строгим учетом диффузионного влияния.
Обобщение опытных данных по кинетике
взаимодействия углерода с различными газами
путем обработки их в форме полулогарифмической зависимости ln ki = f (1 / T) показывает, что линии сходятся по мере роста температуры (рис. 1.3.2). Это приводит к предположению, что при высоких температурах исчезают
различия, вызванные особенностью структуры
углеродного материала различных коксов.
1.3.4. Энергии активации различных
реакций взаимодействия с углеродом кокса
Вид реакции
С + О2 = СО2
2С + О2 = 2СО
С + СО2 = 2СО
С + Н2О = СО + Н2
Еаi, МДж/кмоль
75 … 140
85 … 125
100 … 200
140 … 180
70
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
ем/с
070
д11
□ 12
4
•13
3
2
.,
1
1
1
3
т"10
о
0,4
1,3
0,5
к-
-1
-2
-3
-q.
-5
-о
Рис. 1.3.2. Зависимости lg k от 1 / Т для твердых топлив по данным различных авторов:
1 – Л.А. Вуулиса; 2 – Л.Н. Хитрина; 3 – З.Ф. Чуханова; 4 – В.Н. Николаева; 5 – Е.С. Головиной; 6 – Тю;
7 – Мейерса; 8 – М.Н. Савинова; 9 – В.Н. Дубинского; 10 – В.В. Померанцева;
11 – Г.Ф. Кнорре и И.И. Палеева; 12 – Л.А. Вуулиса; 13 – С.М. Шестакова;
–––– – реакция С + О2; –– · –– – реакция С + СО2
Многими исследователями высказывалось предположение о существовании некоторой условной точки – "полюса", в которой
сходятся линии констант скорости. Различными исследователями предлагались координаты
этого "полюса" k* и Т*. Наличие координат полюса позволяет связать между собой Еаi и k0i.
Если принять за его координаты k*=100 м/с и
Т* = 2600 К, то связь между k0i и Еаi описывается уравнением:
lg k0 = 0,2 · 104Eai + 2.
(1.3.17)
Многие исследователи отмечают связь между
энергиями активаций реакций горения углерода. В частности, в [10] предложено принять
следующие соотношения:
Еа 2 / Еа1 = 1,1; Еа 3 / Еа1 = 2,2.
(1.3.18)
Таким образом, зная энергию активации
только одной реакции взаимодействия газа с
углеродом кокса, можно получить значения Еai
и k0i для остальных реакций.
В табл. 1.3.5 представлены значения
энергии активации реакции С + О2 = СО2 для
кокса твердого топлива различных видов [10].
1.3.5. Энергия активации реакции
С + О2 = СО2 для кокса различных видов
топлива
Вид топлива (кокса)
Древесный уголь
Торф
Энергия активации
Еа1, МДж/кг
75 … 84
85
Бурый уголь
90 … 105
Каменный уголь
115 … 135
Тощие угли и антрацит
140 … 148
Электродный уголь
160 … 170
71
СКОРОСТЬ РЕАКЦИЙ ПРИ ГОРЕНИИ
Знание кинетических характеристик позволяет рассчитывать скорость основных реакций горения.
Формальная кинетика, основанная на
теории активных соударений Аррениуса, в
целом ряде случаев дает большие расхождения
в оценке скорости реакции в газовых смесях.
Это особенно сильно сказывается при сравнительно низких температурах. Расчет по формальной кинетике дает значение скорости реакции значительно более низкое, чем наблюдается в опыте. Это позволило предположить,
что помимо активных соударений по Аррениусу возможен иной механизм реакции.
Наиболее существенный вклад в теоретическое и экспериментальное исследование
этого механизма, получившего название цепные химические реакции, внесли научные коллективы под руководством Н.Н. Семенова в
нашей стране и К. Хикншельвуда (Великобритания) [3, 4].
В газовой смеси всегда присутствует некоторое количество вещества, содержащего
отдельные атомы или неустойчивые и незавершенные атомарные образования, у которых
уже разрушены первоначальные молекулярные
связи или для их разрушения требуется небольшая энергия. Эти вещества выступают в
качестве активных центров реакции. Например, в кислородно-водородной газовой смеси
спектральным анализом обнаружены атомы Н
и О и радикалы типа ОН, НО2, Н2О2 и др.
Реакции с активными центрами протекают через промежуточные стадии, но с гораздо
меньшими энергиями активации, чем при соударении целых молекул. Так, для реакции
2Н2 + О2 = 2Н2О можно записать следующий
набор промежуточных реакций:
1) Н2 + О2 → 2ОН – зарождение активных центров;
2) ОН + Н2 → Н2О + Н – продолжение
цепи;
3) Н + О2 → ОН + О;
–
–
4) О + Н2 → ОН + Н
разветвление цепи, увеличение числа активных центров;
5) Н + стенка → 0,5Н2;
–
6) О + стенка → 0,5О2;
7) ОН + стенка → 0,5Н2О2
обрыв цепи на стенке реакционного сосуда;
8) ОН + Н → Н2О;
–
9) Н + О2 + М → 0,5Н2О2 + 0,5О2
обрыв цепи в газовом объеме.
}
}
}
Этот набор реакций носит гипотетический характер, но позволяет объяснить главные закономерности реагирования О2 и Н2.
Если скорость первичного зарождения
активных центров (числа активных центров,
зарождающихся в единице объема в единицу
времени) обозначить W0, а константы скорости
реакций разветвления и обрыва цепи соответственно через f и g', то можно придти к уравнению, описывающему изменение числа активных центров во времени:
dn
= W0 + fn − g ′n,
dτ
(1.3.19)
где n – текущее число активных центров; g' –
суммарная константа скорости реакций обрыва
цепи в газовом объеме и на стенке.
При составлении уравнения (1.3.19)
предполагалось, что к промежуточным реакциям цепного механизма реагирования применимы основные положения рассмотренной
формальной кинетики и константы скорости
реакций обрыва и разветвления цепей имеют
обычный смысл. При этом уравнение (1.3.19)
предполагает, что по концентрации активных
центров рассмотренные реакции имеют первый порядок.
Обозначив ϕ = f − g' и приняв в качестве
начального условия n = 0 при τ = 0, интегрируя уравнение, получим
(
) ϕ1 .
n = W0 e ϕτ − 1
(1.3.20)
Имеющееся решение приводит к скорости цепной реакции:
(
) ϕ1 ,
W p = Kn = KW0 e ϕτ − 1
(1.3.21)
где K – константа скорости реакции образования конечного продукта.
Возможны различные варианты протекания цепного процесса в зависимости от величины ϕ. При ϕ < 0 процесс гибели активных
центров и обрыва цепей превосходит по своей
скорости процесс разветвления цепи. В этом
случае количество активных центров уменьшается, а следовательно, скорость реакции
стремится к стационарному значению, определяемому величиной W0, которая обычно очень
мала.
72
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
φ>0
φ=0
φ<0
о
Рис. 1.3.3. Изменение относительной скорости
цепной реакции Wр / W0 во времени τ
при разных значениях ϕ
По существу в этом случае скорость реакции будет близка к скорости, рассчитанной
по Аррениусовскому механизму формальной
кинетики.
Если ϕ > 0, то со временем число активных центров и скорость реакции будут быстро
нарастать, так как процесс разветвления цепей
превосходит по скорости процесс гибели активных центров. В итоге произойдет цепное
воспламенение смеси (взрыв).
Случай ϕ = 0 является условием перехода от медленного реагирования к разветвленному цепному процессу. При этом n, а следовательно, Wр линейно зависит от времени.
Зависимость Wр / W0 для разных значений ϕ представлена в виде функции времени
на рис. 1.3.3.
Скорость цепной реакции от времени τ в
случае ϕ > 0 неограниченно возрастает, но не
до бесконечности, так как резкое увеличение
скорости реагирования приводит к быстрому
расходованию веществ, вступающих в реакцию, и, согласно закону действующих масс,
скорость реакции, достигнув максимального
значения, начнет уменьшаться.
1.3.4. ДИФФУЗИЯ И МАССООБМЕН
ПРИ ГОРЕНИИ
Для устойчивого протекания процесса
горения необходим непрерывный подвод к
горючему окислителя и отвод из зоны реакции
продуктов горения. Это создает условие для
молекулярного контакта горючего и окислителя и протекания реакций окисления. Смешение
горючего и окислителя и отвод продуктов реакции осуществляется за счет молекулярной
или турбулентной диффузии.
Диффузии и другие виды массопереноса
в газах (теплоты, количества движения) связаны с тепловым движением молекул, а также с
беспорядочным движением молекул газа различного состава и температуры вследствие
турбулентности газового потока.
В газовой смеси при ее горении вследствие возникающих градиентов температуры и
концентрации одновременно протекают процессы теплопередачи и диффузии.
Градиент концентраций реагирующего
вещества может вызвать тепловой поток, который называют диффузионной теплопроводностью, одновременно градиент температур
наряду с теплопроводностью может вызвать
дополнительный перенос вещества, называемый термодиффузией.
При расчетной оценке теплового потока
следует учитывать диффузионную теплопроводность, а при оценке потока вещества – не
только молекулярную диффузию, но и термодиффузию. Тогда для одномерной диффузии
gi = − D
dCi
dt
− Kt D .
dx
dx
(1.3.22)
Количество вещества, переносимого посредством диффузии через единицу поверхности в единицу времени, дает закон Фика:
gi = − D
dCi
,
dx
(1.3.23)
где gi – количество вещества, переносимое
молекулярной диффузией, моль/(м2⋅с); D –
коэффициент диффузии, определяемый количеством вещества, диффундирующего через
единицу площади поверхности за единицу
времени при единичном градиенте концентраций, м2/с; Kt – коэффициент термодиффузии
(термодиффузионное сопротивление).
Отсюда следует, что поток диффундирующего вещества пропорционален градиенту
концентрации dci / dx и коэффициенту диффузии D и направлен в сторону уменьшения концентрации.
Согласно выводам, вытекающим из кинетической теории Энскога и Чепмена [10],
выражение для диффузионных потоков в бинарной смеси (1.3.22) более строго следует
представить в виде:
g1 = −
K
M 1M 2 рD12 ⎛
р
⎞
⎜⎜ grad 1 + t gradT ⎟ ,
M см RT ⎝
р2 T
⎠
(1.3.24)
73
ДИФФУЗИЯ И МАССООБМЕН ПРИ ГОРЕНИИ
где М1 и М2 – молекулярные массы (NAmi)
диффундирующих веществ в смеси; NA – чис-
1.3.6. Опытные значения коэффициента Kt
для бинарных газовых смесей (при равновесных парциальных давлениях) [10]
р1
р
+ М 2 2 – молер
р
кулярная масса смеси; р1 и р2 – парциальные
давления компонентов в смеси; р – общее давление смеси; D12 – коэффициент взаимной
ло Авогадро; M см = М 1
концентрационной диффузии компонентов в
бинарной смеси; Kt – коэффициент термодиффузии
(термодиффузионное
отношение).
Он характеризует отношение коэффициентов
термодиффузии и концентрационной молекулярной диффузии в смеси. Значение Kt зависит
от содержания компонентов в смеси и тем
больше, чем значительнее разница молекулярных масс компонентов и размеров их молекул.
В табл. 1.3.6 даны опытные значения Kt для
газовых смесей.
Термодиффузия является в переносе вещества явлением второго порядка, так как значения Kt невелики, и при сравнительно не1 dT
больших значениях
термодиффузией
Т dx
можно пренебречь.
Коэффициент концентрационной диффузии (для бинарных смесей) D12 зависит от вида
молекул в смеси (размера и массы), давления и
температуры. Молекулярно-кинетическая теория (Энскога и Чепмена) позволяет получить
приближенные формулы для расчета коэффициента диффузии в бинарной смеси [5, 10].
Кроме теоретических формул для расчета
коэффициента диффузии и других коэффициентов молекулярного переноса, обычно используют полуэмпирические формулы, для
расчета D12, если известно его значение при
Смесь
M1 / M2
Температура,
К
CO2–O2
1,57
288 … 400
0,012
О2–N2
1,14
293
0,0045
N2–H2
13,9
288 … 456
0,078
O2–N2
15,9
250 … 294
0,048
CO2–H2
21,8
288 … 456
0,071
нормальных условиях D012. Наиболее простая
формула для расчета коэффициента диффузии:
n
⎛T ⎞ p
D12 = D012 ⎜⎜ ⎟⎟ 0 ,
⎝ T0 ⎠ p
V,t
6 1---+-+-'--h'---~Ц.,.-~
51---+--+--+--4+-++------J
V/
т
!( О
10_
I/,"
3 1 - - - + - ~ ~'--1---~+<
1000
9
/ 1/
4 1---+.-----1--.1'-+-.J_j/_~-----J
zoo 400 600 800
в
/
7 l---+-+--+-1-+--+------J
О
(1.3.25)
где р0 и Т0 – соответственно давление и температура при нормальных условиях; T и р – соответственно давление и температура при расчетных условиях.
Показатель степени n может изменяться
от 2,5 (низкие температуры) до 1,5 (высокие
температуры). Для приближенных оценок значения D12 часто применяют n = 1,75 или 2, что
обычно соответствует средним значениям
температурных условий при горении. Опытные значения коэффициента взаимной диффузии газов при различной температуре [5, 8]
удовлетворительно согласуются с формулой
(1.3.25). На рис. 1.3.4 представлены результаты
обобщения опытных данных по зависимости
коэффициентов взаимной диффузии газов,
выполненных Д.А. Франк-Каменецким [10].
см 2/с~~~~~~~
D12
2 f--+--,l'+,l,,l.f---+-7'Ь-'"i"I
Kt
/
~ ./
~ ~ L---
zoo
V
V
V
v
L/
1/
11- v v
V
т
4-00 600 800 1000120014-001600 К
Рис.1.3.4. Опытные значения коэффициента взаимной диффузии D12 для газов
при атмосферном давлении (по Д.А. Франк-Каменецкому):
1 – Н – Н2; 2 – Н2 – О2; 3 – Не – Н2; 4 – Н2О – О2; 5 – СН4 – О2; 6 – CO2 – N2; 7 – CO2 – O2; 8 – H2 – N2;
9 – H2 – CO2; 10 – H2O – воздух; 11 – СО2 – воздух
74
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Коэффициенты взаимной диффузии D012
для некоторых пар газов (при нормальных
условиях) даны в табл. 1.3.7.
В случае необходимости для более точных расчетов можно рассчитать D12 по полуэмпирическим формулам для коэффициента
диффузии и других коэффициентов переноса,
предложенным в [8] или Сезерлендом. Один из
вариантов расчетной формулы, обеспечивающей приемлемую точность, является формула
Сезерленда в модификации Косова:
5
1
D12 = D012
/
/
p0 ⎡ (C1 + T0 )(C2 + T2 ) ⎤ 2 ⎛ T ⎞ 2
⎟
⎜
,
⎢
⎥
p ⎣ (C1 + T )(C2 + T ) ⎦ ⎜⎝ T0 ⎟⎠
(1.3.26)
где С1 и С2 – коэффициенты Сезерленда для
составляющих смеси, К.
1.3.7. Коэффициенты взаимной диффузии
D012 для некоторых пар газов
при нормальных условиях
(р0 = 1,01⋅105 Па = 760 мм рт. ст., Т0=273 К)
Вид газов (1 – 2)
Водород – кислород
D012, см2 / с
0,67 … 0,7
Водород – азот
0,674 … 0,733
Водород – углекислый газ
0,539 … 0,550
Водород – оксид углерода
0,537 … 0,65
Водород – метан
0,63
Водород – пары воды
0,752
Водород – воздух
0,592 … 0,634
Кислород – азот
0,181 … 0,187
Кислород – оксид углерода
0,185
Кислород – углекислый газ
0,139
Водяной пар – воздух
0,22
Углекислый газ – окись
углерода
0,137
Углекислый газ – метан
0,153
Углекислый газ – азот
0,15
Окись углерода – азот
0,192
Коэффициенты Сезерленда Сi для различных газов рекомендуется принимать по
значениям, приведенным ниже [10].
Воздух ………………………………...
Азот …………………………………...
Кислород ……………………………..
Углекислый газ ………………………
Оксид углерода ………………………
Водород ………………………………
Метан …………………………………
Водяной пар ………………………….
115
107
138
225
102
83
198
670
Расчет коэффициента диффузии в многокомпонентной газовой смеси сложнее. При
сравнительно небольшом различии молекулярной массы газов в смеси можно рассчитать
диффузионный поток, используя формулу
(1.3.23). Однако коэффициент диффузии следует определять для конкретной многокомпонентной смеси. Для этого можно использовать
зависимость
1 − x1
, (1.3.27)
D12 =
x
x2
x
+ 3 + 4 + ...
D12 D13 D14
где x1 = р1 / р, x2 = р2 / р, x3 = р3 / р, x4 = р4 / р
и т.д. – молярные доли компонентов в смеси;
D12, D13, D14 и т.д. – коэффициенты диффузии
компонента 1 в смеси с компонентами 2, 3 и
т.д. при заданных условиях.
Расчетные соотношения для потоков вещества усложняются, если возникают физические или химические процессы с изменением
объема газовой фазы. При этом возникает вынужденный дополнительный молярный перенос вещества, получивший название стефановского потока. Стефановский поток складывается с диффузионным потоком и изменяет
поток вещества. Полный, выраженный в числах молей, поток компонента с учетом стефановского потока
gi = giD +
wc pi
= giD + wcCi ,
RT
(1.3.28)
где giD – диффузионный поток компонента,
связанный с градиентом концентрации (по
закону Фика); wc – скорость стефановского
потока; pi – парциальное давление компонента; Сi – молярная концентрация рассматриваемого компонента.
Часто изменение объема газовой фазы
происходит вследствие гетерогенных процес-
75
ДИФФУЗИЯ И МАССООБМЕН ПРИ ГОРЕНИИ
сов: испарения жидкости или конденсации паров
на ее поверхности, реакций гетерогенного горения (2С + О2 2СО или С+СО2 2СО и др.),
идущих с увеличением объема. При этом потоки инертных компонентов смеси, не участвующих в реакции, должны быть равны нулю,
а соотношение между потоками компонентов,
участвующих в реакции, должно удовлетворять стехиометрии реакции. Из этих условий
находят направление и скорость стефановского потока.
Распределение парциальных давлений
(концентраций) при переносе вещества описывается дифференциальным уравнением диффузии. Это уравнение можно вывести, рассматривая баланс потоков для дифференциального
элемента объема. Вывод аналогичен выводу
дифференциального уравнения теплопроводности. Если пренебречь термодиффузией и
отбросить различие в молекулярных массах
компонентов бинарной смеси, то для стационарных условий при р = const придем к уравнению:
∂wx C1 ∂w y C1 ∂wz C1
+
+
=
∂x
∂y
∂z
⎛D
⎞
= div⎜ 12 gradp1 ⎟ ,
RT
⎝
⎠
где С1 = р1 / (RT) – молярная концентрация
рассматриваемого компонента; wx, wy, wz –
проекции средней массовой скорости газа на
координатные оси x, y, z.
Для нестационарных условий, учитывая
уравнения неразрывности и состояния идеального газа, имеем
С1
р RT
p
= 1
= 1 ; придем
RT p
p
ρ
к уравнению:
dp1 ∂p1
∂p
∂p
∂p
=
+ wx 1 + wy 1 + wz 1 =
dτ
dτ
∂x
∂y
∂z
⎛ ∂2 p ∂2 p ∂2 p ⎞
= D12 ⎜ 21 + 21 + 21 ⎟ .
⎜ ∂x
∂y
∂z ⎟⎠
⎝
(1.3.29)
Это уравнение аналогично уравнению теплопроводности:
dT ∂T
∂T
∂T
∂T
≡
+ wx
+ wy
+ wz
=
dτ ∂τ
∂x
∂y
∂z
⎛ ∂ 2T ∂ 2T ∂ 2T
= a⎜ 2 + 2 + 2
⎜ ∂x
∂y
∂z
⎝
⎞
⎟ , (1.3.30)
⎟
⎠
где а = λ / (ρω) − коэффициент температуропроводности.
В случае гетерогенных реакций горения
молекулярные диффузия и теплопроводность
обеспечивают перенос только внутри сравнительно тонкого пограничного слоя у поверхности частицы или капли. Внешний поток обычно турбулентный и перенос в нем определяется характеристиками турбулентности. Однако
именно процессы переноса в пограничном
слое являются определяющими для горения
или испарения.
Интенсивность переноса в турбулентном
потоке вне пограничного слоя существенно
выше, чем молекулярный перенос в пограничном слое. Поэтому итоговая интенсивность
тепло- и массообменных процессов поверхности с потоком в основном определяется молекулярным переносом в пограничном слое.
При расчете теплообмена поверхности с
потоком обычно используют формулу Ньютона (q = α∆T) и дополняют уравнение теплопроводности (1.3.30) граничным условием
третьего рода. Для одномерной задачи (плоская поверхность) оно имеет вид:
−λ
-1
∂Т
∂х
= α∆Т ,
х = х гр
где α – коэффициент теплоотдачи; хгр – толщина пограничного слоя.
Для массообмена потока и поверхности
можно ввести соотношение, аналогичное формуле Ньютона:
g = αд∆С,
где αд – коэффициент диффузионного обмена
(массообмена), по аналогии с коэффициентом
теплоотдачи; ∆С – разность концентраций
компонента в потоке и у поверхности.
Тогда для задачи диффузионного обмена
уравнение диффузии (1.3.29) можно дополнить
граничным условием
−D
-1
dC
dх
х = х гр
= α д ∆С.
Таким образом, рассматривая задачи теплообмена и массообмена, нетрудно заметить
их аналогию. Это приводит к единым расчетным зависимостям для оценки интенсивности
обменных процессов.
76
Глава 1.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ТОПЛИВА
Коэффициенты α и αд зависят от многих
факторов: физических свойств среды; особенностей поверхности; размера тела (частицы, капли);
скорости течения среды и др. Из уравнений теплообмена и массообмена и граничных условий
можно вывести главные критерии, определяющие развитие и интенсивность этих процессов.
Граничные условия приводят к критериям Нуссельта, соответственно тепловому и диффузионному: Nu = αδ λ , Nu D = α D δ D . В эти
/
/
критерии входят α и αD, характеризующие
интенсивность обменных процессов. Критерии
Nu и NuD являются функциями ряда определяющих критериев. Из уравнений (1.3.29),
(1.3.30) вытекает тепловой критерий Пекле
Ре = Wδ a и диффузионный Pe D = Wδ D .
/
/
Критерии Pe и PeD являются произведением
двух определяющих критериев, соответственно
Прандтля и Рейнольдса: Pe =
ν Wδ
= Pr Re и
a ν
ν Wδ
= PrD Re .
Pe D =
D ν
Для нестационарных условий из уравнений теплообмена и диффузии приходим к еще
одному определяющему критерию Фурье (соответственно тепловому и диффузионному):
Fo = aτ δ 2 и Fo D = Dτ δ 2 .
/
/
Из сравнения уравнений и задач расчета
теплообмена и диффузионного массообмена,
вследствие их аналогии, появляется возможность для расчета диффузионного массообмена применять соотношения, полученные из
обобщения опытов и теоретических решений
по теплообмену и, наоборот, использовать
данные опытов по массообмену для получения
обобщающих зависимостей по теплообмену.
Так, для расчета теплообмена сферической частицы в стационарных условиях часто используют формулу Д.Б. Кацнельсона и Ф.А. Тимофеевой:
Nu = 2 + 0,03Pr0,33Re0,54 + 0,35Pr0,36Re0,58.
(1.3.31)
Эту формулу можно использовать и для
расчета массообмена, если заменить Nu на
NuD и Pr на PrD. Формула справедлива при
0,33
0,54
<800. В случае низких значений
0 < Pr Re
Re в газовой среде часто применяют более
простую формулу А.П. Сокольского и Ф.А. Тимофеевой:
Nu = 2 + 0,16Re2 / 3.
(1.3.32)
При Re > 200 для обмена сферических
частиц в газовой среде используют формулу
Д.Н. Вырубова:
Nu = 0,54г
Re .
(1.3.33)
Аналогичные зависимости приводятся в
[11, 12].
Для нестационарных условий теплообмен (массообмен) на поверхности частицы
(капли) и на внешней границе (в объеме) пограничного слоя различается. При этом вводят
соответственно поверхностный и объемный
коэффициенты обмена и отвечающие им значения Nuпов и Nuоб. Результаты обобщения
нестационарного тепломассообмена в области
Pr ≈ 1 и 50 < Re < 3200 приводят к зависимостям:
Nu пов
5,6
=1−
;
Nu
Fo Re
Nu пов
Fo 2 Re 3
= 6 2 3,
Nu
10 Fo Re
где Nu – значение критерия Nu для стационарных условий (при тех же значениях Pr и
Re); Fo – критерий Фурье, определенный по
определяющему размеру частицы.
При FoRe ≥ 50 практически наступает
значение Nuпов ≈ Nu, т.е. процесс выходит на
стационарный режим. Nuпов достигает стационарных значений быстрее, чем Nuоб. Можно
принять Nuоб ≈ Nu при FoRe1,5 ≥ 3⋅103. Следует отметить, что аналогия тепло- и массообменных процессов – приближенная. В первую
очередь она нарушается при сильном проявлении стефановского потока. Это следует учитывать при использовании приведенных зависимостей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Горение углерода / А.С. Предводителев, Л.Н. Хитрин, О.А. Чуханова. М.: Изд-во
АН СССР, 1949. 48 с.
2. Грю К.Э., Иббс Т.Л. Термодинамическая диффузия в газах: Пер. с англ. М.: Гостехиздат, 1956. 126 с.
3. Семенов Н.Н. О некоторых проблемах
химической кинетики и реакционной способности. М.: Изд-во АН СССР, 1958. 64 с.
САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ ТОПЛИВНО-ВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ
4. Сполдинг Д.Б. Основы теории горения:
Пер. с англ. М.: Госэнергоиздат, 1959. 480 с.
5. Теория топочных процессов / Под. ред.
Г.Ф. Кнорре, И.И. Палеева. М.-Л.: Энергия,
1966. 492 с.
6. Франк-Каменецкий Д.А. Диффузия и
теплопередача в химической кинетике. М.:
Наука, 1967. 490 с.
7. Хзмалян Д.М., Каган Я.А. Теория горения и топочные устройства. М.: Энергия,
1976. 488 с.
8. Дубовкин Н.Ф. Справочник по углеводородным топливам и их продуктам сгорания. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1962. 268 с.
9. Хитрин Л.Н. Физика горения и взрыва. М.: Изд-во МГУ, 1957. 488 с.
10. Основы практической теории горения / Под ред. В.В. Померанцева. Л.: Энергоатомиздат., 1986. 312 с.
11. Кутателадзе С.С., Боришанский В.М.
Справочник по теплопередаче. М.: Госэнергоиздат, 1959. 296 с.
12. Лыков А.В. Тепломассообмен. М.:
Энергия, 1978. 480 с.
стенки Т (безразмерная величина θст = θ0) для
различных моментов времени τ показана на
рис. 1.4.1. В начальный момент (τ = 0) безразмерная температура θ0 и концентрация σ0 постоянны по сечению сосуда. По мере выделения теплоты в результате экзотермической
реакции окисления происходит разогрев смеси. При этом вследствие теплоотвода от стенок
температура смеси в центре сосуда будет выше, чем у стенок. Поскольку скорость реакции
существенно зависит от температуры, реакция
в центре происходит быстрее, чем у стенок.
Вследствие симметрии сосуда и непроницаемости стенок градиенты концентраций в центре и у стенок сосуда равны нулю, поэтому
распределение концентраций С по сечению
сосуда имеет вид S-образных кривых.
Время процесса в значительной степени
зависит от соотношения между количеством
теплоты, выделяемой в результате реакции
qвыд и отводимой сквозь стенку qотв. При
qвыд = qотв процесс характеризуется квазистационарным распределением температуры по
сечению сосуда, которое может сохраняться
весьма длительное время. Переход от квазистационарного состояния к нестационарному
означает воспламенение смеси, а условия, при
которых осуществляется этот переход (температура, интенсивность теплоотвода), являются
критическими условиями воспламенения. В рассматриваемом случае qвыд = qотв при докритических условиях лавинообразное самоускорение реакции (воспламенение) происходит одновременно во всем объеме сосуда.
Решение задачи о нахождении критических условий воспламенения затруднено, поэтому на практике используют две упрощенные теории: нестационарную и стационарную.
Глава 1.4
САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ
И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ
СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
1.4.1. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ
ТОПЛИВНО-ВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ
В задачах о самовоспламенении гомогенная газовая среда, представляющая собой перемешанную смесь горючего и окислителя,
считается помещенной в сосуд постоянного
объема и неподвижной. Физическая картина
процесса самовоспламенения при условии, что
начальная температура Т0 равна температуре
--'1/-
Со
------- --- -- ~
1 ,,,
-,,,,.
т
t
77
------
/
t
с
т
------
t
- -- ---
То
t
с
- - - - --
а)
'°
б)
Рис. 1.4.1. Распределение температуры Т (сплошные линии) и концентрации С (штриховые) внутри сосуда:
а – в различные моменты времени; б – при интенсивной турбулентности (нестационарная теория)
78
Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
Критические условия воспламенения.
Согласно первой приближенной нестационарной теории рассматривают баланс системы в
целом, не учитывая пространственного распределения температур в зоне горения. Это
означает, что локальные значения, зависящие
от температуры и концентрации, в каждой
точке объема заменяют значениями при средних по объему концентрации и температуре в
каждый момент времени. Физически данная
модель представляет собой топливно-воздушную смесь, помещенную в сосуд с объемом V
и площадью поверхности стен F (рис. 1.4.1, б).
Смесь обладает бесконечно большими температуропроводностью и коэффициентом диффузии. Теплообмен осуществляется в малом
слое вблизи стенок и определяется коэффициентом теплоотдачи α. В связи с большой теплопроводностью градиенты температур и концентраций по сечению сосуда равны нулю и
уравнения изменения безразмерных температуры и концентрации имеют вид:
Безразмерный критерий теплоотвода
µ=
ρ сv k0C m −1V
.
Для нахождения критических условий
воспламенения рассмотрим взаимное расположение кривых тепловыделения qвыд =
= (1 − θ)σe − Arr / θ и
теплоотвода
qотв = = µ(θ − θ ст ) в зависимости от безразмерной температуры θ при условии пренебрежения выгоранием топлива (σ = 1). Для анализа воспользуемся диаграммами, приведенными
на рис. 1.4.2, при одинаковых θ0 и θст и различном теплоотводе µ. На рис. 1.4.2, а кривые
пересекаются в точках А и В. Устойчивой является точка А. Выше нее отвод теплоты превышает тепловыделение, а ниже – тепловыделение больше теплоотвода. Любое небольшое
отклонение от равновесия в точке А приводит
к процессам, стремящимся вернуться в положение равновесия. Итак, в рассматриваемой
точке А протекает квазистационарная реакция
с малым тепловыделением и при довольно
низких температурах.
На рис.1.4.2, б кривые тепловыделения и
теплоотвода не пересекаются, и смесь, следовательно, воспламеняется.
Промежуточным между двумя рассмотренными является вариант, представленный на
рис. 1.4.2, в: касание кривых в точке С. Отклонение вниз приводит систему вновь к точке С,
отклонение вверх может привести систему к
воспламенению. Условие касания принимается
за критическое условие воспламенения.
dθ
= (1 − θ0 )σ me − Arr / θ − µ(θ − θст ) ; (1.4.1)
dξ
dθ
(1.4.2)
= −σ me − Arr / θ ,
dξ
где θ = Т /Т а – безразмерная текущая темпе-
ратура; σ = Сг / Сог – безразмерная концен-
Ea
– критерий АрRTa
рениуса для горючей смеси; Еа – энергия активации; m – порядок реакции по концентрации
горючей смеси; ξ = К 0 τ – безразмерное время
трация горючего; Аrr =
процесса.
т
й)
αF
т
б)
т
б)
Рис. 1.4.2. Взаимное расположение кривых тепловыделения и теплоотвода:
а – смесь не воспламеняется (теплоотвод больше критического);
б – смесь воспламеняется (теплоотвод меньше критического); в – критический теплоотвод
САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ ТОПЛИВНО-ВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ
таким же образом, как и при адиабатных условиях. Однако в реальных условиях при учете
выгорания кривые тепловыделения имеют
иной вид.
На рис. 1.4.3 показан ряд кривых скорости тепловыделения dθ / dξ в зависимости от
безразмерной температуры θ при определенных значениях критерия Аrr и начальной температуры и при различном теплоотводе
(меньше критического). Чем больше теплоотвод, тем меньше максимальная скорость тепловыделения. При критическом теплоотводе
на кривой скорости тепловыделения отсутствует всплеск, характеризующий воспламенение. Критический теплоотвод, определенный
по условию касания кривых 1 и 6, значительно
больше критического теплоотвода (тангенс
угла наклона прямой 7), полученного с учетом
выгорания. Значения µкр можно рассчитать по
аппроксимирующей формуле:
В математической форме это условие
выражено Н. Н. Семеновым:
⎛ Arr ⎞
⎟ = µ кр (θкр − θст ) ;
(1 − θ0 ) exp⎜ −
⎜ θкр ⎟
⎝
⎠
(1.4.3)
⎛ Arr ⎞
Arr
⎜−
⎟ = µ кр .
(
1
−
θ
)
exp
0
2
⎜ θ кр ⎟
θ ст
⎝
⎠
Разделив одно соотношение на другое,
получим квадратное уравнение, выражающее
критическую температуру через температуру
стенки и критерий Аррениуса:
Arr
1
=
.
2
θ кр θ кр − θ ст
Его решением будет
⎛
4θ
θкр = 0,5Arr⎜1 ± 4θст ст
⎜
Arr
⎝
г=
откуда
θкр − θст
θст
=
⎞
⎟,
⎟
⎠
µ кр = 8е −0,85Arr / θ 0 .
Подставив θкр во второе уравнение (1.4.3),
можно найти критический теплоотвод µкр.
Приведенное решение позволяет произвести качественную оценку процесса, однако
количественные соотношения для µкр, полученные при этом выводе, дают значительные
погрешности. Прежде всего это обусловлено
предположением незначительности предпламенного выгорания, т.е. принятием σ = 1. Несколько более близким приближением можно
считать вариант, когда выгорание учитывается
de/dt
10 1-----4-------+--
I--J'--1--'"-~~
в t----+----+--Н'--------1------'I--+-,
----1-1'-1--4-----11---..-4'-~
't 1-----t--~4',,.,,....,C_-/t---l~
z l-----6,,,,!!~~~::::..::....,f-1---__.:_,L-11
о
"""':::;__..J....__ __JJ_...,L_----L~,...____J.J
0,2
0,'t
(1.4.3а)
В стационарной теории предполагается,
что теплопередача внутри смеси осуществляется теплопроводностью, а теплоотдача от
стенки – конвекцией. При большом теплоотводе в сосуде установится квазистационарное
распределение температур, так как выделяющееся в результате реакции количество теплоты полностью отводится в окружающую среду.
При уменьшении теплоотвода уровень температур повышается, и после достижения определенного теплоотвода стационарное распределение температур не может существовать.
Таким образом, по стационарной теории критическим условием воспламенения является
невозможность стационарного распределения
температур.
θст
.
Arr
6 1 - - - - 4 - --
79
0,6
0,8
е
Рис. 1.4.3. Зависимости скорости изменения температуры dθ / dξ:
1 – µ = 0; 2 – µ = 0,3; 3 – µ = 0,5; 4 – µ = 0,9; 5 – µ = µкр; 6 – критический теплоотвод по (1.4.3),
7 – критический теплоотвод по (1.4.3а)
80
Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
Стационарное уравнение теплопроводности для симметричного сосуда
2
1 d θ
Pe dξ 2
= −(1 − θ0 ) e − Arr / θ .
Подстановка последнего выражения и
замена переменной θ на ϑ приводит уравнение
к виду
(1.4.4)
d 2ϑ
+ δe ϑ = 0
dξ 2
Для аналитического решения этого уравнения Д.А. Франк-Каменецкий предложил
метод разложения экспоненты. В этом методе
производится разложение в ряд не самой экспоненты, поскольку при этом теряется основная особенность реакции горения – способность к лавинообразному самоускорению, а
показателя экспоненты. Для этого показатель
экспоненты в формуле Аррениуса представляют в виде (учитывая, что ∆θ = θ – θ0 << θ0)
с граничным условием ϑ = 0 при ξ = 1, где
Arr
EQ
k0e − E / RT0 –
δ = 2 (1 − θ0 )Pe e Arr/θ 0 =
RT02λCϑ
θ0
критерий Франк-Каменецкого; Q – теплота
реакции; Pe – критерий Пекле.
Устойчивое решение данного уравнения
возможно только при определенных значениях
параметра δ (критерия Франк-Каменецкого),
который пропорционален квадрату размера
сосуда. Очевидно, что в сосудах большего
размера относительный теплоотвод меньше и
воспламенение облегчено. Поэтому увеличение параметра δ приводит к неустойчивому
решению, т.е. исключает стационарное распределение температур. Решением уравнения
(1.4.6) найдены значения критического параметра δкр и максимального разогрева смеси
перед воспламенением ∆Tmax =αRT02 / E. Ниже
приведены значения δкр и коэффициента α для
различных сосудов.
Arr
Arr
Arr
=
=
≈
θ
θ0 + ∆θ θ0 (1 + ∆θ) / θ0
≈
где ϑ =
Arr Arr
Arr
− 2 ∆θ =
− ϑ,
θ0
θ0
θ0
Arr
(θ − θ 0 ).
θ02
Тогда получается приближенная зависимость скорости реакции dθ / dξ от температуры θ:
е − Arr / θ ≈ е − Arr / θ 0 е − ϑ .
Сосуд ………………………………
δкр …………………………………
α ……………………………………
d8/d~
(1.4.6)
(1.4.5)
Плоскопараллельный
0,88
1,2
Цилиндрический
2
1,37
Сферический
3,32
1,6
е
10-z
,о-з
0,8
,о-'+
0,6
10-5
о, 4-
10-б
D,Z
,,,,
ID-1
о
5
10
15
zo
25 Lgf
Рис. 1.4.4. Изменение величин θ и dθ / dξ от безразмерного времени lgξ при адиабатных условиях
и постоянной начальной температуре:
1 – температура θ; 2 – скорость тепловыделения dθ / dξ;
––– – Arr = 2; –– –– – Arr = 6; –– · –– – Arr = 10
81
САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ ТОПЛИВНО-ВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ
Период индукции при адиабатных условиях. Стационарная теория не дает ответа
на вопрос о длительности процесса при начале
воспламенения. Для определения временных
характеристик процесса рассмотрим нестационарное уравнение для адиабатных условий:
dθ
= (1 − θ) e − Arr / θ .
dξ
Решение этого уравнения позволяет найти связь температуры и скорости тепловыделения со временем.
Решения численными методами показали, что кривые изменения температуры во
времени для различных топлив (имеющих
разные критерии Аррениуса) имеют вид, показанный на рис. 1.4.4, а для разных начальных
температур – вид на рис. 1.4.5. При адиабатных условиях реакция, какой бы медленной
она ни была вначале, с некоторого момента
становится заметной, т.е. смесь самовоспламеняется. Время скрытого процесса между началом его (либо моментом смешения компонентов, либо моментов впуска смеси в реакционную камеру) и моментом проявления внешних
эффектов называют периодом (временем) индукции.
В первом приближении период индукции
для адиабатных условий можно оценить по
следующим формулам:
Д.А. Франк-Каменецкого
ξa =
θ02
e Arr/θ 0 ;
(1 − θ0 )Arr
(1.4.7)
О.М. Тодеса
⎡ (1 − θ 0 )Arr ⎤
⎡ Arr ⎤
ξ a = Ei ⎢
⎥ − Ei ⎢
⎥,
θ0
⎣
⎦
⎣ θ0 ⎦
где Ei – функции Эйкина.
В этих решениях принималось, что в течение периода индукции выгорания горючего
не происходит, т.е. σ = 1, – формула (1.4.7),
или оно незначительно – формула (1.4.8). Численные решения с учетом выгорания топлива
позволили получить аппроксимирующее выражение в виде
ξ a = 0,0125 e Arr/θ 0 .
(1.4.9)
При выводе формулы (1.4.9) было сделано предположение, что период индукции отсчитывается до момента времени, соответствующего максимуму второй производной температуры по времени. Температуру, соответствующую этой точке, принято считать температурой воспламенения. Как показывают расчеты, эта температура достаточно высока и в
диапазоне 0,5 ≤ Arr ≤ 10 может быть вычислена по формуле
θв = 0,6 е0,04Arr.
(1.4.10)
Экспериментально период индукции измеряется по началу резкого изменения какоголибо параметра (температуры, давления, концентрации или скорости тепловыделения) в
реагирующей системе. Поэтому он не является
физической константой смеси, а зависит от
многих факторов, в частности от начальной
температуры, материала стенок (поскольку в
период индукции протекают также и цепные
реакции).
Температура в точке перегиба температурной кривой
⎛
⎞
4
θ* = 0,5Arr⎜ 1 +
− 1⎟ .
⎜
⎟
Arr
⎝
⎠
г=
0,4-...-,:::=-------1:-..,,.,----+-,,<-----t----1
------
о
5
10
15 Lg~
Рис. 1.4.5. Изменение температуры θ
во времени lgξ при адиабатных условиях
и постоянном критерии Аррениуса:
––– – θ0 = 0,2; –– –– – θ0 = 0,3;
–– · –– – θ0 = 0,4
(1.4.8)
(1.4.11)
Если принять за период горения продолжительность резкого роста температуры (см.
рис. 1.4.4), то с некоторым приближением
можно считать, что время горения:
∆ξг =
1 − θ0
-1
dθ
dξ θ = θ *
=
1 − θ0
*
1− θ
*
e Arr/θ .
(1.4.12)
Период горения составляет незначительную часть времени воспламенения, т.е. весь
процесс определяется в основном периодом
82
Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
индукции. Следовательно, мероприятия по
интенсификации процесса сжигания гомогенных газовых смесей должны сводиться к
уменьшению периода индукции.
Период индукции при наличии теплопотерь. Рассмотренные выше случаи относились к случаю сжигания в адиабатных условиях. В реальных системах обязательно существуют теплопотери, оказывающие значительное
влияние на процесс.
Совместное решение уравнений (1.4.1) и
(1.4.2) позволяет найти зависимость параметров процесса от условий теплоотвода. На рис.
1.4.6 показаны зависимости изменения температуры θ и концентрации σ для различных
критериев теплоотвода. Из сравнения кривых
видно, что воспламенение смеси при теплоотводе
происходит за больший промежуток времени,
чем при адиабатных условиях (µ = 0), а максимальная температура процесса уменьшается по
сравнению с адиабатной температурой Tа.
Увеличение периода индукции вследствие
теплоотвода (в диапазоне 0,125 ≤ µ / µкр ≤ 0,9)
можно оценить по формуле
ξа / ξт = 1,08 – 0,63 µ / µкр.
(1.4.13)
При этом, если µ / µкр < 0,125, то условия
воспламенения при теплоотводе практически
не отличаются от воспламенения при адиабатных условиях.
В зависимости от условий теплоотвода
максимальная температура процесса отличается от адиабатной по-разному: различие тем
больше, чем ближе критерий теплоотвода к
критическому. При 0 ≤ µ / µкр ≤ 0,9 максимальную температуру процесса можно вычислить по формуле
θ max
θ ⎛ µ
= 1 − 0,45 0 ⎜
Arr ⎜⎝ µ кр
1, 2
⎞
⎟ .
⎟
⎠
1.4.2. ЗАЖИГАНИЕ СМЕСЕЙ
Зажигание смесей отличается от самовоспламенения тем, что смесь доводят до состояния воспламенения не во всем объеме
одновременно, а только в малой его части,
откуда волна реакции (горение) может распространиться на весь объем. При зажигании смеси необходимо в зоне воспламенения создать
температуру, значительно превышающую температуру самовоспламенения, поскольку из
этой зоны теплота интенсивно отводится исходной холодной смесью.
Известны три основных метода зажигания горючих смесей: накаленными телами,
электрической искрой и факелом, в том числе
раскаленными продуктами сгорания. В последнем случае зажигание обычно называют
стабилизацией горения. Тепловая мощность
источников зажигания должна быть такой,
чтобы обеспечить воспламенение прилегающих слоев смеси и дальнейшее распространение зоны реакции.
Задачи устойчивого зажигания (стабилизации фронта пламени) имеют большое значение в связи с разработкой высокофорсированных двигателей внутреннего сгорания, камер
сгорания газовых турбин и топочных устройств паровых котлов.
В первом приближении задачу о зажигании можно рассмотреть для смеси, находящейся в закрытом сосуде, с температурой стенок,
отличной от начальной температуры смеси.
В,б
о, 8 t----'1~,a,--.:тs;±-,r-~;r-t---+---+------1
о, 6 t-------i--Jf-79';--,,,f~~~,'olli!l~(-+------:--+------1
о, '+ f-:~~~~~~~~I---P~--:k::--1
0,2t----"-1'-----''<"""""""t--'._.-"(:--~--f--''--.:::::=+-'F-+---+---1
а .___
4,2
__,_ ___.,.....;::о,_.::...,,.._...,.___.__ ____._____,
4,4
4,6
(1.4.14)
4,8
5
5,2 ig ~
Рис. 1.4.6. Решения уравнений воспламенения при наличии теплоотвода:
Кривые ………………….
1
2
3
4
5
0
0,3
0,5
0,9
1
µ / µкр …………………..
83
ЗАЖИГАНИЕ СМЕСЕЙ
Строгая постановка задачи о зажигании
накаленным телом была сделана Я.Б. Зельдовичем. Рассмотрим зажигание от нагретой
стенки (рис. 1.4.7). Пусть горючая смесь с
энергией активации Eа и адиабатной температуре Ta заключена в плоскопараллельный сосуд. Нагретая стенка имеет температуру θг,
а холодная θ0. Как известно, при отсутствии
реакции температурная зависимость в смеси
между стенками линейна, причем у стенок
dθ / dξ < 0. При наличии реакции в смеси около нагретой стенки на графике появляется
выпуклость. Она увеличивается по мере повышения температуры горячей стенки θг, но
состояние смеси остается стационарным до тех
пор, пока dθ / dξ у горячей стенки не станет
больше нуля.
Критическим условием зажигания, следовательно, будет такая температура стенки θг,
при которой торой dθ / dξг = 0. При этом условии химический процесс больше не нуждается в подводе теплоты, так как вся теплота q1,
отводимая смесью к холодной стенке, полностью восполняется теплотой q2, выделяющейся в результате химической реакции в слое ∆ξ,
прилегающем к нагретой стенке. Следовательно, за условие зажигания так же, как и при
воспламенении, принято равенство выделяющейся и отводимой теплоты.
Из рассмотренной схемы следует, что
роль нагретого тела (или газов) сводится к
созданию в слое топливно-воздушной смеси
температуры зажигания, при которой количество теплоты, выделяющейся в результате
реакции, больше, чем ее отводится из зоны
зажигания. Температура зажигания всегда
выше температуры воспламенения.
При зажигании импульсными источниками, например электрической искрой, появляется второе критическое условие – время
действия источника. При воздействии искры
на горючую смесь в течение времени, меньшего периода индукции, самовоспламенения может не произойти. Для устойчивого зажигания
необходимо увеличить либо время воздействия, либо температуру (мощность) источника
зажигания, что равносильно уменьшению периода индукции.
Зажигание накаленным телом в потоке
рассмотрено Л.Н. Хитриным и С.А. Гольденбергом. Принято, что накаленное тело диаметром d с температурой θг помещено в движущийся со скоростью w поток с температурой
θ0. Вокруг нагретого тела существует неподвижная пограничная пленка толщиной ∆, в
которой протекает основная реакция; температура на внешней границе пленки θ∆. Толщина
пограничной пленки намного меньше размера
тела, ∆ << d. При таких допущениях уравнение
теплоотвода принимает вид
2
1 d θ
Pe dξ 2
+ (1 − θ0 ) σ me − Arr / θ = 0.
В частном случае реакций второго порядка (что наиболее удовлетворяет экспериментальным данным) можно получить
Nu2 Arr(θг – θ0)2 (1 – θ0) = θ02(1 – θг)2θгPe,
(1.4.15)
или в размерном виде
2
2
2QR
⎛ α ⎞ ⎡ (Т г − Т 0 ) (Т а − Т 0 ) ⎤
k 0C02 .
⎜ ⎟ ⎢
⎥ =
Та − Тг ⎦
λE
⎝ λ ⎠ ⎣ Т0
(1.4.16)
Рис. 1.4.7. Распределение температуры в горючей
смеси θг в плоскопараллельном сосуде
с различной температурой Т0 горячей стенки:
1 – низкая температура (реакция практически
отсутствует); 2 – высокая температура (зажигание);
3 – критическая температура стенки
Очевидно, что зажигание зависит от
свойств источника зажигания (его температуры, размеров) и свойств газовой смеси (кинетических констант горения, теплофизических
свойств, скорости обтекания и др.).
На рис 1.4.8 приведены зависимости
температуры зажигания Tг от скорости потока
w (2) и диаметра тела d (1). Как видно, температура зажигания Tг увеличивается с увеличением w и уменьшением d.
84
Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
где S = k0δ / uн – критерий стабилизации;
Reкp – критерий Re для критических условий
зажигания; uн – нормальная скорость распространения пламени.
1.4.3. РАСПРОСТРАНЕНИЕ ПЛАМЕНИ
1ООО l---+-----jf----==~..d-----4
750.__~_.._____.____..__....
О
10 20 JO 40 w,м/с
о
z
4
В d,мм
6
Рис.1.4.8. Зависимости температуры зажигания
Тг от скорости потока w и диаметра тела d
о
2
'+
С,%
Рис. 1.4.9. Зависимости концентрационных
пределов зажигания пентана С от скорости
потока w и диаметр тела d:
1 – d = 5 мм; 2 – d = 3 мм; 3 – d = 1 мм
На рис. 1.4.9 показаны зависимости концентрационных пределов зажигания С от диаметров d накаленного тела и скорости w. Чем
меньше w и больше d, тем при меньших концентрациях С горючего возможно зажигание. За
пределами кривых зажигания не происходит.
В топках паровых котлов, в камерах сгорания различных типов стабилизация пламени,
т.е. зажигание смеси, осуществляется чаще
всего при помощи зон рециркуляции раскаленных продуктов сгорания. Такие зоны можно организовать установкой в потоке плохо
обтекаемых тел, закруткой потоков и т.д.
Для стабилизаторов в виде плохо обтекаемых тел (конуса, стержня, сферы и др.) эта
зависимость имеет вид
Reкp = l,45(Pe S)2,
(1.4.17)
В топливно-воздушной смеси источник
воспламенения, например, электрическая искра
или рециркулирующие газы, создает узкую
зону химической реакции, которая в результате переноса теплоты и активных центров распространяется от одного слоя смеси к другому.
Таким образом процесс распространения зоны
реакции (распространения пламени) представляет собой ряд последовательно идущих непрерывных процессов зажигания. Эта зона
быстрой химической реакции и больших градиентов температуры и концентраций является
по сути фронтом пламени. Распространение
этого фронта определяется процессами теплопередачи от продуктов сгорания к горючей
смеси, а также диффузии различных веществ,
содержащихся в исходных веществах, в промежуточных и конечных продуктах сгорания.
Молекулы промежуточных продуктов реакции
могут служить активными центрами, поэтому
скорость их переноса может оказывать решающее влияние на скорость распространения
пламени.
Скорость движения зоны реакции относительно исходной смеси, направленная по
нормали к поверхности фронта горения в данном месте, называется нормальной скоростью распространения пламени ин. Поскольку для данной смеси на единице площади поверхности фронта пламени в 1 с сгорает всегда
одно и то же количество вещества m, то при
перемещении плоского фронта пламени нормальная скорость распространения пламени
u н = u m / ρ 0,
где um – массовая скорость сгорания; ρ0 –
плотность исходного холодного газа.
При распространении пламени в трубке
радиусом R фронт пламени вследствие движения газа и конвективных токов искривляется и
скорость распространения фронта пламени
uфρ = uнF / (πR2),
где F – площадь поверхности фронта пламени.
Вследствие этого скорость фронта пламени всегда выше нормальной скорости распространения пламени (за исключением плоского фронта).
85
РАСПРОСТРАНЕНИЕ ПЛАМЕНИ
1
I зона
I л зона
э-j<Е
,
1
...
,,,.,,...1ir зона
1~
~
Рис. 1.4.10. Зоны ламинарного распространения фронта пламени
Для исследования закономерностей распространения пламени рассмотрим движение
плоского фронта пламени в трубе, заполненной горючей смесью. При зажигании смеси у
одного из концов трубы фронт пламени начнет
двигаться в сторону исходной смеси со скоростью uн. Выберем скорость движения исходной смеси навстречу пламени такой, чтобы
плоский фронт пламени оставался неподвижным. Графически распространение квазистационарного плоского фронта пламени можно
представить, как показано на рис. 1.4.10. Воспламенение газа начинается в точке θв.
До температуры θв идет медленная реакция, сходная с реакцией в период индукции.
Быстрая химическая реакция протекает и заканчивается в зоне между θв и θ = 1. Эту зону
можно назвать химической толщиной фронта
пламени δфр. Эта величина для обычных условий горения δфр = 0,01 … 0,1 мм. Между температурами θ0 и θв находится зона тепловой
подготовки.
В связи с пренебрежением поперечными
переносами теплоты и массы (одномерное
распространение пламени) время связано с
координатой х через скорость распространения
в виде ξ = х / uн.
В этом случае система уравнений, описывающих изменение θ и σ, примет вид:
dθ 1 d 2 θ
=
+ (1 − θ0 ) σ me − Arr / θ −
dξ Pe dξ 2
− µ(θ − θст );
(1.4.18)
2
1 d σ θ 0 m − Arr / θ
dσ
=
−
σ e
dξ Pe D dξ 2
θ
(1.4.19)
с граничными условиями: θ = θ0, σ = 1 при ξ =
= –∞; θ = θст, σ = 0 при ξ = ∞;
dθ dσ
=
= 0 при ξ = ±∞.
dξ d ξ
Для упрощения задачи принято, что теплоотвод осуществляется в пограничном слое
вблизи стенок камеры:
µ = αU / (Fсрρ0k0Cm – 1),
где U и F – соответственно периметр и площадь
поперечного сечения трубы; Pe =
uн2 c p ρ 0
.
k 0Сoг λ
При адиабатных условиях и Pe = PeD эта
система переходит в уравнение
θ
dθ 1 d 2 θ
=
+ (1 − θ) 0 e − Arr / θ .
2
dξ Pe dξ
θ
(1.4.20)
Уравнение (1.4.20) не поддается точному
аналитическому решению. Однако решение
этого уравнения имеет большое значение не
только для развития теории горения, но и для
практики расчета горелочных и топочных устройств. Поэтому различными авторами делались попытки приближенно решить уравнение
с помощью упрощающих предпосылок.
В наиболее полном виде задача решена
Я.Б. Зельдовичем и Д.А. Франк-Каменецким.
Исследования уравнений такого типа, прове-
86
Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
денные А.Н. Колмогоровым, показали, что
данные уравнения имеют решение, соответствующее граничным условиям только при одном, определенном значении коэффициента
при второй производной. Важно найти то значение параметра Pe, при котором решение
уравнения соответствует граничным условиям.
Для определения критерия Ре разобьем
область интегрирования на две зоны: зону
подогрева I и зону реакции II (см. рис. 1.4.10).
В зоне I происходит подогрев исходной смеси
в основном теплопроводностью от фронта
пламени. В связи с низкой температурой смеси
в этой зоне тепловыделением в результате
реакции пренебрегаем. Поэтому из (1.4.20)
следует
d 2θ
dθ
= Pe .
dξ
dξ 2
(1.4.21)
Нижняя граница зоны подогрева лежит
при ξ = –∞, где dθ / dξ = 0. Верхняя граница
помещается в точку ξ1, начиная с которой тепловыделение оказывает заметное влияние, т.е.
вторая производная имеет максимум. В этой
зоне решение уравнения (1.4.21) после интегрирования получается в виде
-1
dθ
= Pe(θв − θ0 ).
dξ I
(1.4.22)
В зоне II уравнение (1.4.20) также подвергается упрощению. Можно пренебречь
расходом теплоты на нагрев смеси и уравнение
в этой зоне примет вид:
1− θ
d 2θ
= Ре
θ0 е − Arr/θ = Peϕ(θ).
2
θ
dξ
Решение этого уравнения с граничными
условиями dθ / dξ = 0 при ξ = ∞ после интегрирования дает
∫
-IГ
1
dθ
= Pe ϕ(θ)dθ .
dξ II
θ
(1.4.23)
в
Очевидно, что вследствие непрерывности
температуры пламени и тепловые потоки на
границе раздела зон должны быть также рав-
-1 -1
dθ
dθ
.
=
ны, т.е. в этой точке
dξ I dξ II
В итоге для определения нормальной
скорости распространения пламени получим
выражение
Pe =
2
(1 − θ0 ) 2
1
∫ ϕ(θ)dθ,
θв
или в размерном виде для реакции первого
порядка
2λ k 0
T0
uн =
ρ0 c p (Ta − T0 ) Ta
E
⎛ RTa2 ⎞ − RT
⎜
⎟e a.
⎜ E ⎟
⎝
⎠
(1.4.24)
Решение уравнения (1.4.20) численными
методами позволило предположить следующую аппроксимирующую зависимость для
вычисления критерия Пекле:
Ре =5,35 ·10-2θ05e-1,5Arr,
(1.4.25)
или для реакции первого порядка в размерном
виде
λk 0
uн = 0,23
ρ0c p
⎛ T0
⎜⎜
⎝ Ta
5
1,5 E
⎞ − RTa
⎟⎟ e
.
⎠
(1.4.26)
Хотя в промышленной огнетехнике ламинарные режимы применяются весьма редко,
методы экспериментального и теоретического
анализа ламинарного горения имеют большое
значение и для построения теории турбулентного пламени.
Теплоотвод из зоны горения так же, как
при воспламенении газовой смеси, приводит к
увеличению длительности процесса и снижению его максимальной температуры. Я.Б. Зельдович, исследуя развитие пламени на пределе
распространения, установил, что наибольшее
понижение температуры может быть найдено
из условия l – θг = 1 / Аrr, а уменьшение скорости распространения пламени – из условия
uк = uн / e . Решение системы двух уравнений (1.4.18) и (1.4.19) позволяет получить зависимость понижения скорости распространения пламени от относительного критерия теплоотвода:
µ
− 2,5
PeТ
µ кр
= 0,365 + 0,635e
.
Ре а
(1.4.27)
При этом критический теплоотвод рассчитывается по формуле
µкр = 6,25·10–4 e–0,28Arr/θ0.
(1.4.28)
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЕ ПЛАМЕНИ
1.4.4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ
РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПЛАМЕНИ
Для экспериментального определения
скорости распространения пламени используется несколько методов: по конусу пламени в
горелке Бунзена, по расходу смеси в горелке
плоского пламени, с помощью бомбы постоянного давления или постоянного объема, кино- и фоторегистрацией пламени в прозрачной
трубке и др.
В горелке Бунзена, представляющей собой трубку, в которую подается готовая смесь,
фронт пламени представляет собой почти правильный конус. На его поверхности проекция
скорости потока w на нормаль к поверхности
равна скорости распространения пламени uн
(рис. 1.4.11), т.е.
wcosφ = uн,
где φ – угол между направлением потока и
нормалью к поверхности пламени.
Это соотношение – закон Гуи–Михельсона (закон косинуса) – широко используется
при экспериментальных работах. Если измерить диаметр и высоту конуса, считая его правильным, то из геометрических построений
легко определить uн. Кроме того, для площади
элементарной поверхности пламени dS можно
составить соотношение:
uнdS = wdσ,
(1.4.29)
где dσ – проекция элемента dS на нормаль к
направлению потока.
Интегрируя (1.4.29) и по всей поверхности
пламени, получим uнS = V, откуда uн = V / S
при любой форме пламени и распределении
скоростей в газе. Здесь V – расход газа сквозь
все сечения горелки; S – площадь поверхности
фронта пламени.
Некоторые погрешности в определении
скорости распространения пламени этим методом связаны с отличием формы пламени от
правильного конуса, переменностью uн из-за
переменной (и неопределенной) температуры
смеси непосредственно перед фронтом.
Более удобной для определения площади
поверхности фронта является горелка плоского
пламени, у которой выходное сопло сделано
сужающимся прямоугольного сечения. Перед
выходом газовоздушной смеси внутри сопла
установлена насадка из слоя бусинок 1 и гофрированной ленты 2 для выравнивания скорости (рис. 1.4.12). В некоторых случаях калориметрированием определяется количество теплоты, отводимой насадкой, и вносится поправка на теплоотвод от фронта горения. При
плоском пламени
uн = V / (ab),
где a и b – размеры сопла; V – расход пара.
Удобными методами для определения
скорости распространения пламени являются
бомбы постоянного давления и постоянного
объема. В бомбе постоянного давления (резиновом баллоне), наполненной исходной смесью, регистрируют изменения объема при
поджигании смеси в центре. Если d0 – начальный диаметр, dк – диаметр в конечный момент
времени, а w – видимая скорость перемещения
стенок, то uн = w(d0 / dк)3.
Газ
Рис. 1.4.11. Форма пламени бунзеновской горелки
87
t Воздух
Рис. 1.4.12. Горелка плоского пламени
(по Паулингу и Эджертону)
88
Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
В бомбе постоянного объема, представляющей собой сферический толстостенный
сосуд, смесь, находящаяся при определенном
давлении и температуре, поджигается в центре. Через имеющуюся в сосуде прорезь производят кинорегистрацию движения фронта
пламени, а также записывают изменение давления в бомбе. Расчет uн, сопряженный с графическим дифференцированием кривой изменения давления, а также другие методы расчета рассмотрены Льюисом и Эльбе, а также
Иостом.
К настоящему времени накоплен большой опытный материал о нормальных скоростях распространения пламени для различных
газовых смесей. Рассмотрим некоторые характерные данные, показывающие порядок uн и
иллюстрирующие влияние различных факторов. На рис. 1.4.13 представлены данные для
некоторых углеводородов в смеси с воздухом
(содержание С) в зависимости от состава. Значения uн = 0,3 … 0,6 м/с. Для любой смеси
имеются верхний и нижний пределы распространения пламени по концентрации. Если
концентрация горючего находится вне этих
пределов, то пламя в смеси не может распространяться. При приближении к концентрационному пределу скорость пламени стремится
не к нулю, а к определенной граничной скорости. Установлено, что на пределе распространения пламени практически для всех смесей
граничная скорость близка к 0,05 м/с.
С ростом давления р скорость uн для воздушных смесей снижается, а концентрационные пределы С несколько сужаются (рис.
1.4.14).
ин, см/с
о
4-
в
С,%
Рис. 1.4.13. Изменение нормальной скорости
распространения пламени uн в зависимости
от содержания углеводородных топлив С
в воздухе при атмосферном давлении:
1 – этилен; 2 – метан; 3 – пентан; 4 – ацетилен
Uн,СМ/с
5
10
15
С,%
Рис. 1.4.14. Влияние давления р на скорость uн
распространения пламени ацетилено-воздушной
смеси
Uнтах, см/с
400
о
200
400
600
Т, 0 С
Рис. 1.4.15. Влияние начальной температуры Т
на максимальную скорость распространения
пламени uн max в газовоздушной смеси:
1 – H2; 2 – CO (влажная); 3 – СH4; 4 – CO (сухая)
Повышение начальной температуры смеси T приводит, как это вытекает из рассмотренных выше теоретических выводов, к увеличению uн (рис. 1.4.15).
1.4.5. СПОСОБЫ СЖИГАНИЯ
ГАЗООБРАЗНЫХ ТОПЛИВ
При сжигании газообразных видов топлив обычно используется три способа организации процесса, отличающиеся принципом и
количеством подаваемого воздуха (рис. 1.4.16).
При сжигании заранее перемешанных
газовых смесей в горелку подается однородная газовая смесь (см. рис. 1.4.16, а). Поскольку массообменные процессы осуществлены
заранее в смесителе 1, то после воспламенения
горючей однородной смеси ее выгорание будет
определяться только кинетикой протекающих
реакций. Поэтому горение заранее перемешенной и однородной газовой смеси называют
кинетическим горением газа. Тонкая зона
горения газа, образующая фронт пламени,
имеет обычно ярко голубой цвет и четко выде-
89
СПОСОБЫ СЖИГАНИЯ ГАЗООБРАЗНЫХ ТОПЛИВ
2
а1
2
о)
6)
Рис.1.4.16. Схемы организации сжигания газа:
а – однородная заранее перемешанная смесь (α > 1); б – горение с частичным предварительным
смешиванием (α < 1); в – диффузионное горение; 1 – камера-смеситель; 2 – горелка; I – газ; II – воздух
ляется в пространстве вблизи горелки. Длина
факела невелика и при уменьшении скорости
истечения из горелки конус пламени укорачивается.
При скорости истечения равной или
меньшей скорости распространения пламени
возможен проскок пламени в горелку. Минимально допустимая скорость истечения газовой смеси по условиям отсутствия проскока
называется нижним пределом устойчивости
пламени (по скорости смеси).
Верхний предел устойчивости кинетического факела определяется условием отрыва
факела от сопла горелки: wсм = –uн.
Развитие горения кинетического факела
газовой смеси подчиняется закономерностям,
рассмотренным ранее (1.4.1) и (1.4.2), и определяется условиями распространения пламени.
Факел при горении заранее перемешанных
однородных газовых смесей имеет небольшие
размеры и слабую излучательную способность.
Такие пламена считают в энергетике "несветящимися". Ввиду указанных обстоятельств
этот способ сжигания газовоздушных смесей
не имеет широкого распространения в промышленных установках и применяется в лабораторных приборах и небольших нагревательных устройствах.
При сжигании газообразного топлива
с частичным предварительным смешиванием
(рис. 1.4.16, б) в смеситель подается только
часть требуемого для полного сгорания газа
воздуха (αсм < 1), а остальной воздух, необходимый для горения, поступает из окружающей
среды. Схема развития процесса выгорания
газового факела при частичном предварительном смешивании (αсм < 1) представлена на
рис. 1.4.17.
В устье горелки образуется четко выраженный конусообразный фронт 1 горения газовой смеси, развитие которого определяется
кинетическими закономерностями горения
однородной газовоздушной смеси. Однако в
смеси избыток горючего газа и его остаток
вместе с продуктами горения сгорания, двигаясь вдоль оси струи, смешивается с окружающим воздухом и догорает по закономерностям
диффузионного факела. При этом образуется
слабосветящийся наружный конус 2, внутри
которого идет диффузионное горение газа.
Таким образом, пространство, занимаемое факелом, разделяется на три области.
В области факела, расположенной между горелкой и фронтом кинетического горения газовоздушной смеси, движется еще не начавшая
гореть смесь газа и воздуха. Между фронтом
кинетического горения и наружной границей
диффузионного факела находится избыточный
газ в смеси с продуктами горения и диффундирующим в эту смесь воздухом. Вне диффузионной зоны горения движется смесь продуктов горения с воздухом.
Длина основных зон горения (кинетического и диффузионного) зависит от содержания воздуха в предварительно подготовленной
смеси. С уменьшением αсм длина зоны кинетического горения уменьшается, а зоны диффузионного горения возрастает.
--I
Рис. 1.4.17. Схема горения газового факела
при недостаточном количестве воздуха
в смеси (αсм < 1):
1 – фронт кинетического горения газа заранее
перемешанной смеси; 2 – зона диффузионного
горения газа; I – горячая смесь; II – воздух;
III – продукты горения и воздух
90
Глава 1.4. САМОВОСПЛАМЕНЕНИЕ И ЗАЖИГАНИЕ ГОМОГЕННЫХ СМЕСЕЙ ТОПЛИВА
Газовая смесь, двигаясь к фронту кинетического горения, нагревается за счет тепломассообменных процессов в этой области. При
этом возможно протекание окислительных
реакций и термического расщепления углеводородных соединений газа с образованием
формальдегидов. В случае нехватки кислорода
в газовой смеси формальдегид разлагается на
СО и Н2, которые легко взаимодействуют с О2.
В случае нехватки кислорода возможно образование сажи и продуктов химической неполноты сгорания. При этом факел начинает приобретать оранжевое свечение.
Таким образом, для обеспечения полного
сгорания газа большую роль приобретают
процессы смесеобразования. Частичное предварительное смешивание способствует обеспечению полноты сгорания газа и улучшает теплообменные характеристики газового факела.
Этот способ сжигания широко применяется
в бытовых газовых нагревательных приборах
и в промышленных установках.
Диффузионное горение газа характеризуется раздельной подачей газа и воздуха в
горелку (см. рис. 1.4.17, в). При этом смесеобразование происходит в процессе их взаимной
диффузии.
Характерной особенностью диффузионного горения, в отличие от рассмотренного
выше предварительно перемешанной газовоздушной смеси (кинетического горения), является раздельная подача газа и воздуха в объем,
в котором происходит горение. При этом процесс горения осуществляется по мере молекулярного перемешивания газа с кислородом
воздуха. Следовательно, скорость горения
определяется двумя процессами: взаимной
диффузией горючего и окислителя и химическими реакциями в образовавшейся газовоздущной смеси. Обычно принимают, что скорость перемешивания здесь значительно ниже
скорости химических реакций, т.е. процесс
определяется только диффузией.
В соответствии с режимом движения потоков различают ламинарное и турбулентное
диффузионное пламя. При ламинарном диффузионном горении в зоне факела (рис. 1.4.18, а)
можно обнаружить пять зон: топлива (газа) 1,
окислителя 2, смеси топлива с продуктами
сгорания 5, смеси окислителя с продуктами
сгорания 4 и фронта пламени (зону горения) 3.
При этом зона горения располагается там, где
за счет молекулярной диффузии получается
смесь, близкая к стехиометрической. Толщина
этой зоны зависит от скорости химических
реакций и при чисто диффузионном горении
принимается бесконечно малой.
Диффузионное горение при турбулентном режиме (рис. 1.4.18, б) характеризуется
отсутствием четкого деления на зоны продуктов сгорания, смеси воздуха с продуктами сгорания и смеси газов с продуктами сгорания.
Все эти зоны сливаются с зоной продуктов
сгорания, во всем объеме которой происходит
горение отдельных микрообъемов. В то же
время на начальном участке факела можно
видеть зону интенсивного горения, внутри
которой имеется зона с преобладающим содержанием газа, а снаружи – с преобладающим
содержанием воздуха. Четкая граница между
зонами отсутствует. По структуре турбулентное диффузионное пламя напоминает микрообъемную модель турбулентного горения перемешанной смеси.
Форма диффузионного факела может
быть определена по закономерностям развития
свободных турбулентных струй. В то же время
А.В. Арсеевым отмечено, что в отличие от
профиля динамических напоров в поперечных
сечениях свободной струи, в горящем факеле
кривая динамических напоров пересекает нулевую линию под некоторым углом. Поэтому
у границ факела скорости газов приближаются
....
:(
·. ·.=,·:_:·,:·_:\.:/{•:;\}.·j
б)
Рис. 1.4.18. Строение ламинарного (а)
и турбулентного (б) диффузионного факела
ОСОБЕННОСТИ ГОРЕНИЯ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
к нулю не асимптотически, в связи с чем границы струи факела получаются криволинейными. Струя факела имеет характерный профиль: с большим раскрытием вначале, замедлением раскрытия в средней части (почти до
цилиндрического) и с последующим расширением. Кроме того, вследствие интенсивного
перемешивания и расширения воспламенившейся смеси угол раскрытия в начале факела
больше, чем при сжигании предварительно
перемешанной смеси.
Длину диффузионного факела Lф можно
получить из совместного рассмотрения законов сохранения массы и количества движения,
а также уравнения состояния. Результирующее
выражение имеет вид
Lф
-d
=k
C
С
М
+-✓C
С
М
0
ст
в
ст
0
г
⎛ Сст
⎜⎜1 −
С0
⎝
Т
,
-⎞⎟⎟ βТ
а
⎠
0
где d – диаметр газового сопла; С – молярная
концентрация газа; Мв, Мг – молекулярные
массы соответственно воздуха и газа; k – постоянный коэффициент; β – отношение числа
молей газа к числу молей продуктов сгорания;
индексы "0" и "ст" относятся соответственно к
начальным условиям и к стехиометрическому
соотношению газа с воздухом.
Формула не учитывает скорости движения струй и свойств горючего газа. Экспериментальная зависимость длины турбулентного
факела, применяемая в практических расчетах,
имеет вид
n
⎛ w 2 ⎞ ⎛ v ⎞ 0,3
= 20k ⎜⎜ 0 ⎟⎟ ⎜ ⎟ ,
d
⎝ gd ⎠ ⎝ D ⎠
Lф
где v – кинематическая вязкость газа при температуре окружающего воздуха; w0 – скорость
истечения газа из сопла; k – коэффициент,
зависящий от состава газа; для генераторного
газа k = 1; для природного и сжиженного газов
k = 2,815; n – показатель степени, также зависящий от свойств газа; для городского газа
n = 0,125, а для сжиженного газа n = 0,162.
И.Д. Семикин установил, что максимальная длина свободного факела линейно зависит
от массовой удельной теплоты сгорания газа
Qн / ρ:
⎛ Lф ⎞
⎛
Qн ⎞
⎜
⎟
⎜ d ⎟ ≈ ⎜⎜ 0,6 + 0,015 ρ ⎟⎟ .
⎠
⎝
⎠н ⎝
91
Из приведенных формул следует важный
вывод: для уменьшения длины свободного
диффузионного факела следует стремиться
уменьшить диаметр газовыдающих отверстий.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Франк-Каменецкий Д.А. Диффузия и
теплопередача в химической кинетике. М.:
Наука, 1967.
2. Теория топочных процессов / Г.Ф. Кнорре и др. М.-Л.: Энергия, 1968.
3. Семенов Н.Н. Основные вопросы современной теории горения однородных газовых смесей. Изв. АН СССР. ОТН. 1953. № 5.
4. Льюис Б., Эльбе Г. Горение, пламя и
взрывы в газах / Под ред. Д.А. Франк-Каменецкого. М.: Иностранная литература, 1948.
5. Зельдович Я.Б., Воеводский В.В. Тепловой взрыв и распространение пламени в
газах. Изд-во АН СССР. 1947.
6. Щетинков Е.С. О расчете распространения пламени в турбулентном потоке // Горение в турбулентном потоке. Изд-во АН СССР.
1959.
7. Основы практической теории горения /
Под ред. В.В. Померанцева. Л.: Энергоиздат,
1986.
Глава 1.5
ГОРЕНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
1.5.1. ОСОБЕННОСТИ ГОРЕНИЯ ЖИДКОГО
ТОПЛИВА
Жидкое топливо сгорает всегда в паровой фазе, поскольку температура кипения
жидких топлив не превышает нескольких сотен градусов, а температура пламени более
высокая. Жидкое топливо предварительно
испаряется, а затем воспламеняется и сгорает в
паровой фазе. Испарение и горение могут идти
параллельно.
В технических устройствах жидкое топливо распыляется форсунками того или иного
типа и поступает в факел в виде капель (распыление всегда полидисперсно). Очень мелкие
капли успевают полностью испариться при
прогреве, и пары образуют с окислителем горючую газовую смесь. Эта смесь воспламеняется. Более крупные капли горят в процессе
испарения и могут окружаться собственными
факелами. Изменение давления насыщенных
паров жидких топлив ps в зависимости от температуры T показано на рис. 1.5.1.
92
Глава 1.5. ГОРЕНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
Рис. 1.5.1. Изменение давления насыщенных
паров жидких топлив ps в зависимости
от температуры Т:
1 – бензин Б-70; 2 – этиловый спирт; 3 – бензол;
4 – топливо Т-1; 5 – зимнее дизельное топливо;
6 – летнее дизельное топливо
Как и при горении СО около поверхности
углеродной частицы, для оценки влияние горения паров непосредственно у поверхности
капли (в пограничном слое или приведенной
пленке) можно воспользоваться критерием
Семенова
Se =
F
Kп D
,
αD
где Κп – константа скорости реакции горения
паров в предположении реакции первого порядка. (В действительности реакция может
иметь другой порядок, например второй. Качественные выводы, полученные в предложении
реакции первого порядка, сохраняют силу и в
общем случае); D – коэффициент диффузии
кислорода в газовой смеси (среднее значение);
αD – коэффициент массообмена.
При небольших значениях критерия Se
роль горения паров в пограничном слое невелика, основное количество паров выносится в
окружающий газовый объем и сгорает там по
законам горения гомогенных смесей. Это происходит в случае мелких капель, когда велик
коэффициент диффузионного обмена
αD = NuDD / δ,
где δ – диаметр капли.
При Se < 0,4 можно полностью пренебречь горением паров в пограничном слое у
Рис. 1.5.2. Распределение давлений паров,
кислорода и температуры у поверхности горящей
капли жидкого топлива
(в предположении плоской пленки):
–––– – давление паров и кислорода;
–– · –– – температура; ∆1 –координата зоны горения;
∆ – толщина приведенной пленки
поверхности капли так же, как и горением СО
в пограничном слое у поверхности углеродной
частицы.
Напротив, при больших значениях критерия Se пары интенсивно выгорают в пределах пограничного слоя. При Se → ∞ горение
диффузионное. Пары, встречаясь с кислородом, мгновенно реагируют и сгорают в очень
тонкой зоне (практически на поверхности горения). В этой зоне достигается относительно
высокая температура горения Tг. Теплота отводится в окружающую среду и, частично, к
поверхности капли. Количество теплоты, подводимой к поверхности, затрачивается на прогрев жидкости, ее испарение и нагрев паров.
Схематически распределение давлений
(концентраций) паров и кислорода, а также
температуры у поверхности капли, представлено на рис. 1.5.2. Наряду с линиями температуры для диффузионного горения, представлено распределение температуры и для более
низких значений критерия Se.
Физико-химические представления о горении капель топлива получены на основе
экспериментальных исследований, которые
позволили обосновать модель процесса.
1.5.2. ДИФФУЗИОННОЕ ГОРЕНИЕ КАПЛИ
ЖИДКОГО ТОПЛИВА
Теория диффузионного горения капли
жидкого топлива впервые и в наиболее общей
93
ДИФФУЗНОЕ ГОРЕНИЕ КАПЛИ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
форме была разработана Г.А. Варшавским [2].
Позднее и независимо от него диффузионное
горение капли было рассмотрено Сполдингом, а
также Гольдсмитом и Пеннером. Значительные
уточнения в теорию были внесены И.И. Палеевым, М.А. Гуревичем и Ф.А. Агафоновой
[1 – 5].
При горении паров в приведенной пленке
температура поверхности испаряющейся жидкости будет близка к температуре адиабатного
испарения, так как отвод теплоты внутрь жидкости относительно небольшой. В зоне горения температура получается достаточно высокой, поэтому температура адиабатного испарения жидкости приближается к температуре
кипения при заданном внешнем давлении
(верхний предел температуры адиабатного
испарения). Практически можно принять, что
температура поверхности жидкого топлива
равна температуре кипения. То же получается
и при испарении в высокотемпературной среде
жидкости без горения (испарение негорящей
жидкости или испарение в инертной среде).
Давление паров у поверхности жидкости
равно давлению насыщения рs при температуре поверхности, однако оно может заметно
отличаться от общего внешнего давления.
Причиной является существенная зависимость
давления насыщения рs от температуры Т
(см. рис. 1.5.1). Небольшое отличие температуры поверхности от температуры кипения
может привести к существенному отклонению
давления паров у поверхности от общего давления. Поэтому расчет испарения более правильно проводить по количеству подведенной
к поверхности жидкости теплоты, затраченной
на испарение (в предположении, что температура поверхности равна температуре кипения и
небольшие отличия не играют роли). Расчет
испарения по скорости диффузии паров ненадежен ввиду трудности точного определения
давления паров у поверхности жидкости.
При горении теплота к поверхности жидкости подводится из зоны горения. Если капля
обтекается потоком и толщина приведенной
пленки небольшая по сравнению с диаметром,
то зона горения располагается близко к внешней границе приведенной пленки. Основное
количество теплоты из зоны горения отводится
во внешнюю среду. Поэтому градиент температур со стороны внешней среды должен быть
высоким, а расстояние между зоной горения и
внешней границей приведенной пленки небольшим (см. рис. 1.5.2).
Капля будет иметь шаровую форму, а окружающий газ (приведенную пленку) можно
считать неподвижным. Для теплового потока
от сферической зоны горения к поверхности
жидкости можно записать следующее балансовое соотношение, пренебрегая небольшим
расходом теплоты на прогрев жидкости (для
учета этой теплоты можно несколько завысить
теплоту испарения):
dT
=
dr
+ с рп (Т − Т пов ) Gп ,
Qпов = −4πr 2 λ
[
= − rисп
]
(1.5.1)
где Qпов – тепловой поток к поверхности; Gп –
поток паров с поверхности капли; rисп – удельная теплота испарения жидкости; срп – удельная теплоемкость паров; Tпов – температура
поверхности жидкости, которую будем считать
равной температуре кипения Tкип.
В соотношении (1.5.1) учтен расход теплоты как на испарение, так и на перегрев пара.
В пределах сферической пленки Gп =
= const и Qпов = const; интегрируя, получим
Gп =
1
rк
=
Тг
4π
1
−
rпл
4π
1
rк
1
−
∫
Т кип
λdT
=
rисп + с рп (Т − Т кип )
Φ(Т г , Т кип ) ,
(1.5.2)
rпл
где rк – радиус капли; rпл – внешний радиус
приведенной пленки; Tг – температура в зоне
горения; Tкип – температура кипения.
При интегрировании принимаем, что зона горения располагается на внешней границе
приведенной пленки, т.е. пренебрегаем небольшим различием между расстоянием от
поверхности до зоны горения и толщиной приведенной пленки.
В случае постоянных λ, rисп и срп (или их
средних значений):
Gп =
4π
1
rк
=
−
1
Φ(Т г , Т кип ) =
rпл
4πλ
⎛1
1 ⎞
⎟⎟ с рп
⎜⎜ −
⎝ rк rпл ⎠
Тг
∫
Т кип
dT
=
rисп
+ (Т − Т кип )
c рп
94
Глава 1.5. ГОРЕНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
=
rисп / c рп + (Т г − Т кип )
λ
ln
.
rисп
1
1 c рп
−
rк rпл
c рп
4π
(1.5.3)
Для расчетов по (1.5.2) или (1.5.3) нужно
знать температуру в зоне горения Тг. Чтобы
определить ее, запишем выражение для теплового потока в окружающую среду (сквозь небольшую часть приведенной пленки между
зоной горения и окружающей средой):
Qср
dT
= −4πr 2 λ
= GпQг ,
dr
(1.5.4)
где Qг – удельная теплота сгорания топлива
(теплота, затраченная на перегрев паров, вновь
возвращается к зоне горения с потоком паров).
При записи соотношения (1.5.4) пренебрегли небольшим расходом теплоты на нагрев
поступающего к зоне горения кислорода. Поток кислорода можно определить следующим
образом:
GO 2 = −4πr 2
M O2 D
RT
р dp1
= −β Gп ,
р − p1 dr
(1.5.5)
где p1 – парциальное давление кислорода;
β – стехиометрический коэффициент; М О 2 =
= 32 кг/кмоль – молекулярная масса кислорода.
Для горения топлива в атмосфере воздуха
(p1 / р ≤ 0,21) можно пренебречь влиянием
стефановского потока, тогда
GO 2 ≈ −4πr 2
M O 2 D dp1
= −β Gп .
RT dr
Выражая из (1.5.5) величину Gп и подставляя в (1.5.4), получим
−
M O 2 Qг
λRT
dT =
dp1 ,
MгD
М гβ
или
LedT = −
где Le =
M O 2 Qг
М г β рc рг
dp1 ,
(1.5.6)
λRT
λ
a
– крите=
=
рM г с рг D pг с рг D D
рий Льюиса; cрг – удельная теплоемкость газовой среды; Мг – молекулярная масса газовой
среды; ρг = рMг / (RT) и а = λ / (ρгсрг) – соот-
ветственно плотность и температуропроводность газовой среды.
Критерий Льюиса является практически
постоянной величиной. Интегрируя выражение (1.5.6) по Т от Тг до Тср (температуры окружающей среды) и по p1 от 0 (в зоне горения)
до p1cp (в окружающей среде), получим
Le(Tг − Т ср ) =
где Т а = Т ср +
М О 2 Qгр
1
ср
М гβс рг р
М О 2 Qгр
1
ср
М гβс рг р
–
= Т а − Т ср ,
(1.5.7)
теоретическая
температура горения.
Для газов критерий Льюиса не очень
сильно отличается от единицы. При Le = l по
соотношению (1.5.7) Тг = Та.
Итак, при расчете диффузионного горения капли жидкого топлива можно принять,
что температура поверхности капли равна
температуре кипения при заданном давлении
среды, а пары горят у внешней границы приведенной пленки. Здесь достигается температура, близкая к теоретической температуре
горения (при слабом влиянии излучения, не
учитываемого при выводе). Фактически задача
о диффузионном горении капли сводится к
задаче об испарении при перечисленных условиях.
Уравнение баланса массы для испаряющейся (и горящей по диффузионному механизму) капли следующее:
d(ρжπδ3 / 6) = –Gпdτ,
(1.5.8)
3
где ρж – плотность жидкости, кмоль/м , если
единица Gп – кмоль/с, и кг/м3, если единица
Gп – кг/с; δ = 2rк – текущий диаметр капли; τ –
время.
После подстановки выражения Gп (1.5.2)
и преобразований уравнение (1.5.8) приводится к виду
dδ
8Ф (Т г , Т кип )
=−
.
dτ
1 ⎞
2⎛ 1
⎟⎟
ρ ж δ ⎜⎜ −
⎝ rк rпл ⎠
Подставляя наружный радиус приведенной пленки rпл = rк
капли, получаем
Nu
для сферической
Nu − 2
СЖИГАНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
dδ 2
4
=−
NuФ(Т г , Т кип ).
dτ
ρж
(1.5.9)
Если считать Nu = const, то после интегрирования имеем
δ2 = δ20 – Kτ,
(1.5.10)
где δ0 – начальный диаметр капли; K – коэффициент горения;
K =−
4
ρж
NuФ(Т г , Т кип ).
(1.5.11)
По существу, приведенный вывод относится к случаю сравнительно больших скоростей обтекания капель потоком. Однако полученные формулы дают правильный порядок
величины и при расчете горения капель в неподвижной среде, когда Nu → 2. Формулы
пригодны и для расчета испарения капли негорючей жидкости (или горючей, но без воспламенения, например, горючей жидкости в
инертной среде), если задана температура среды Tср. В выражении для K в данном случае
вместо температуры горения Tг следует подставить температуру среды Tср.
Соотношение (1.5.10) выражает закон
Срезневского – линейную зависимость диаметра в квадрате испаряющейся или горящей
по диффузионному механизму капли от времени.
Рассмотренная теория применима к расчету испарения и диффузионного горения как
капель чистых химических веществ (этилового
спирта, бензола и др.), так и капель многофракционных топлив (нефти, ее производных).
При горении капель многофракционных топлив не происходит разгонки фракций, так как
скорость перемешивания внутри капли гораздо
меньше скорости испарения. Слой жидкости у
поверхности капли испаряется полностью (испаряются все фракции) за время, в течение
которого заметного перемешивания внутри
капли не происходит. Температура поверхности капли приближается к температуре кипения наиболее высококипящей фракции (к температуре кипения составного топлива). В расчет входит эффективная теплота испарения,
определяемая, как и температура кипения составного топлива, из опыта.
95
1.5.3. СЖИГАНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
В ФАКЕЛЕ
Жидкое котельное топливо (в основном
мазут) несмотря на общую тенденцию к сокращению его использования находит пока
еще достаточно широкое применение в котельных установках.
Поступившее в топочное пространство
жидкое топливо за счет теплоты топочных
газов прогревается, а затем испаряется. Интенсивность испарения увеличивается с ростом
относительной площади его поверхности и
усилением подвода теплоты.
При наличии окислителя и достижении
температуры воспламенения происходит загорание образовавшейся горючей парогазовой
смеси. Выделившаяся при этом теплота способствует еще более интенсивному испарению
топлива. Скорость сгорания жидкого топлива
определяется скоростью его испарения с поверхности; эта поверхность многократно увеличивается при распыливании жидкого топлива на отдельные мельчайшие капли, для чего
применяются специальные устройства – форсунки.
При распыливании жидкого топлива получаются капли различных размеров: от нескольких до сотен микрометров. Наиболее
мелкие капли испаряются и воспламеняются
первыми, способствуя испарению и воспламенению более крупных.
При рассмотрении горения жидких топлив следует иметь в виду, что горючая их
часть состоит из различных углеводородов,
сжигание которых идет с образованием промежуточных соединений и зависит от содержания окислителя в горючей смеси и температуры. При достаточном количестве окислителя
образующееся из исходных углеводородов
промежуточное соединение – формальдегид
HCOH – легко разлагается на водород и оксид
углерода:
HCOH → H2 + CO,
которые сгорают с образованием диоксида
углерода и водяного пара;
HCOH + O2 → СО2 + H2O.
В реальном факеле отдельные его участки имеют различные избытки окислителя и
различную температуру. При недостаточном
количестве окислителя после испарения происходит термическое разложение углеводородов. Характер этого процесса зависит от тем-
96
Глава 1.5. ГОРЕНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
пературы. При относительно низких температурах (до 500 … 600 °С) разложение сложных
углеводородов идет с образованием простейших углеводородов. Последние сравнительно
легко могут быть в дальнейшем окислены до
СО2 и H2O. При более высоких температурах
разложение идет с образованием кроме простейших соединений тяжелых высокомолекулярных углеводородных комплексов и сажистого углерода:
CmHn → mC+1/2 nH2.
Высокомолекулярные комплексы и углерод сжигаются плохо, поэтому горючая часть
мазутного факела может представлять собой
смесь легких паро- и газообразных углеводородов, тяжелых жидких углеводородов и даже
твердых частиц (сажи). Следовательно, необходимый для горения воздух надо подавать в
корень факела, что способствует усилению
окислительных реакций и ослабляет несимметричное расщепление углеводородов. Важное значение имеет при этом быстрое и тщательное смешение горючих компонентов факела с окислителем, т.е. с кислородом подаваемого воздуха.
Мазутный факел представляет собой неизотермическую затопленную струю. По мере
развития струи к ней за счет турбулентной
диффузии подмешивают высокотемпературные продукты горения, обеспечивающие прогрев, испарение и воспламенение распыленного жидкого топлива. Зона воспламенения в
мазутном факеле устанавливается там, где
имеет место равновесие между скоростью распространения пламени и скоростью движения
струи. Воспламенение факела начинается в
наиболее горячем пограничном турбулентном
слое и распространяется в глубь струи. При
этом происходит прогрев до температуры воспламенения поступившей в область горения
новой паровоздушной смеси.
Форма зоны воспламенения зависит в частности от формы выходящей из форсунки
струи. Для незакрученной струи зона воспламенения имеет форму конуса, основание которого находится вблизи устья форсунки, а вершина лежит на оси струи на значительном
расстоянии от форсунки. При закрученной
струе капельки мазута концентрируются в
наружных ее слоях. В средней части факела
создается разрежение, за счет которого в нее
подсасываются высокотемпературные продукты горения. В этом случае наряду с воспламе-
нением внешней поверхности струи происходит также воспламенение и ее внутренней поверхности, что обеспечивает более интенсивное протекание процесса горения.
Из изложенного следует, что процесс
сжигания жидкого топлива состоит из следующих последовательных этапов:
распыление;
образование горючей смеси, состоящей
из продуктов испарения и термического разложения углеводородов и окислителя;
воспламенение горючей смеси;
горение горючей смеси, которое идет по
закономерностям горения гомогенных смесей.
Эффективность сжигания жидкого топлива в значительной степени зависит от первых двух подготовительных этапов, определяемых работой форсунки.
1.5.4. РАСПЫЛИВАНИЕ ЖИДКОГО
ТОПЛИВА
По способу распыливания жидкого топлива форсунки можно разделить на три основные группы: механические; с распыливающей
средой; комбинированные.
В механических форсунках распыливание осуществляется главным образом за счет
энергии топлива при продавливании его под
значительным давлением через малое отверстие – сопло (рис. 1.5.3, а), или за счет центробежных сил, создаваемых при закручивании
струи топлива (рис. 1.5.3, б), или при вращении элементов самой форсунки (рис. 1.5.3, в).
В форсунках с распыливающей средой
распыливание топлива осуществляется главным образом за счет энергии движущегося с
большой скоростью распыливателя: пара или
воздуха (рис. 1.5.3, г и д).
В комбинированных форсунках (рис. 1.5.3, е)
распыливание топлива осуществляется за счет
совместного использования энергии топлива,
подаваемого под давлением, и энергии распыливающей среды.
Дроблению выходящей из форсунки
струи топлива способствуют возникающие в
ней пульсации (колебания), интенсивность
которых зависит от скорости истечения струи.
Волновые колебания благоприятствуют распаду струи на отдельные капли. Дальнейшее
дробление капель при их движении происходит вследствие превышения давления окружающей среды над силами поверхностного
натяжения, стремящимся сохранить сферическую форму капель.
РАСПЫЛИВАНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
97
д)
\II6,
I
--~тт
~~
!л""'~
е1
6)
Рис. 1.5.3. Схемы форсунок для распыливания жидкого топлива:
а – прямоструйная; б – центробежная; в – ротационная с вращающейся чашей;
г – высокого давления; д – низкого давления; е – комбинированная;
I – топливо под давлением; II – воздух; III – пар (сжатый воздух); IV – воздух низкого давления; V – пар
Для определения среднего диаметра капли dср используют, в частности, критериальные
зависимости вида
⎛
G ρ
ν
= f ⎜⎜ We, Lp, Re, г , г , г
D
Gж ρ ж ν ж
⎝
d ср
⎞
⎟⎟ ,
⎠
где D – характерный геометрический размер
2
(диаметр сопла); We = Dw ρr / σ – число Вебера (для форсунок с распыливающей средой);
w – относительная скорость распылителя и
распыливаемой жидкости; ρг – плотность распылителя (окружающей среды); σ – коэффициент поверхностного натяжения жидкости;
Lр = σD / (ν2жρж) – число Лапласа; ρж – плотность распылиаемой жидкости; νг – кинематическая вязкость распылителя (окружающей
среды); Re = wD / νж – число Рейнольдса (для
механических форсунок); Gг / Gж – удельный
расход распылителя (для форсунок с распыливающей средой).
Число We характеризует соотношение
инерционных сил распыляющего потока и сил
поверхностного натяжения жидкости, число
Lp – соотношение сил вязкости и поверхност-
ного натяжения жидкости. При расчетах используют и другие системы критериев.
С повышением температуры распыливаемой жидкости поверхностное натяжение
изменяется незначительно. Однако при этом
заметно уменьшаются силы внутреннего (вязкости) трения. Поэтому для уменьшения вязкости и улучшения распыливания мазута перед
сжиганием подогревают до 90 … 120 °С, что
облегчает также условия транспорта его трубопроводам. Для подогретого мазута влияние
вязкости на тонину распыливания оказывается
несоизмеримо меньшим влияния инерционных
сил и сил поверхностного натяжения. Таким
образом, размеры получающихся капель зависят от особенностей форсунки и уменьшаются
с уменьшением выходного ее отверстия, с понижением поверхностного натяжения жидкости, с увеличением относительной скорости
капли и среды и плотности последней.
Для механической центробежной форсунки (см. рис. 1.5.3, б) тонина распыливания
определяется в основном скоростью истечения
жидкости, которая завит от перепада давлений
на форсунку ∆p. Средний размер капель dср
обратно пропорционален перепаду давлений
98
Глава 1.5. ГОРЕНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
∆p0,35 … 0,5 и прямо пропорционален диаметру
0,5 … 1
. Для форсунки с распыливаюсопла D
щей средой важнейшим фактором, определяющим тонину распыливания, является относительная скорость распыливающего потока и
жидкости w. Средний размер капель dср обратно пропорционален относительной скоро0,9 … 1,25
и прямо пропорционален насти w
0,4 … 0,55
.
чальному диаметру сопла (струи) D
Во избежание застывания мазута в трубопроводах мазутные линии прокладывают
вместе с паровыми и снабжают общей изоляцией.
Распыливание мазута механическими
форсунками. При механическом распыливании качество последнего в значительной мере
зависит от давления мазута, создаваемого насосом. Обычно мазут поступает к форсункам
под давлением 2,0 … 3,5 МПа. Наличие механических примесей в мазуте и малые выходные отверстия форсунок (1,5 … 3,5 мм) обусловливают необходимость тщательной фильрации мазута перед сжиганием.
Для механических форсунок вязкость мазута рекомендуется поддерживать около 2,5°
ВУ. Для достижения этой вязкости мазут марок 40 и 40 В рекомендуется подогревать до
90 … 100°С, марок 100 и 100 В – до 110 …
120 °С.
Имеются различные типы механических
мазутных форсунок.
Производительность механических форсунок регулируют изменением давления мазута перед форсункой, вследствие чего они имеют малый диапазон регулирования. Так, если
учесть, что производительность форсунки изменяется в соответствии с отношением
В2 / В1 = ( р2 / р1 )0,5 ,
то при изменении давления, например в 3 раза,
расход изменяется в 1,73 раза. Снижение давления ниже 1 … 1,2 МПа по условиям обеспечения необходимой тонины распыливания
мазута не рекомендуется. В связи с этим более
глубокое понижение нагрузки котла может
быть осуществлено путем выключения части
форсунок.
Следует отметить, что имеются механические форсунки, специальные конструкции,
позволяющие регулировать производительность в более широком диапазоне (форсунки с
рециркуляцией мазута, вращающиеся и др.).
Распыливание мазута форсунками с
распыливающей средой. Для распыливания
мазута применяют пар или компрессорный
воздух (см. рис. 1.5.3, г), а форсунками низкого
давления – воздух, подаваемый вентилятором
(см. рис. 1.5.3, д). При паровой пульверизации
мазута применяют пар давлением 0,5 … 2,5 МПа.
Удельный расход пара при этом составляет
0,3 … 0, 35 кг/кг мазута.
При воздушной пульверизации мазута в
форсунках высокого давления воздух, подаваемый компрессором, имеет давление 0,3 …
0,6 МПа, а его удельный расход составляет
0,6 … 1 кг/кг мазута. Через форсунки в этом
случае поступает всего около 5 … 10 % воздуха, необходимого для полного сгорания мазута. Остальной воздух в виде вторичного подается к корню факела. В форсунках высокого
давления относительная скорость распыливающего агента доходит до 1000 м/с, чем
обеспечивается получение тонкого распыла.
Давление мазута перед форсунками с учетом
относительно больших размеров их каналов
может быть небольшим. Менее жесткие требования предъявляются к очистке мазута.
Перед высоконапорными форсунками с
паровым или воздушным распылом вязкость
мазута должна быть около 6° ВУ, поэтому при
работе на мазуте марки 40 рекомендуется поддерживать его температуру не ниже 85 °С, при
работе на мазуте марки 100 – около 105 °С.
Паровые высоконапорные форсунки характеризуются значительным потреблением
энергии: на распыливание мазута расходуется
до 5 % выработки пара котлом. Это увеличивает затраты на собственные нужды.
При сжигании мазута с паровым и воздушным распыливанием применяют форсунки
различных конструкций.
Паровые форсунки характеризуются высоким качеством распыливания.
Регулирование производности осуществляется в широких пределах. Однако паровое
распыливание мазута приводит к потере конденсата, к увеличению содержания водяных
паров в продуктах сгорания и к повышенным
потерям с уходящими газами, а также к усилению коррозии поверхностей нагрева. Работа
таких форсунок отличается повышенным шумом.
В высоконапорных форсунках с воздушным распыливанием мазута воздух не только
распыливает топливо, но и интенсифицирует
горение. Для высоконапорного воздушного рас-
РАСПЫЛИВАНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
99
L
Рис. 1.5.4. Комбинированная газомазутная горелка типа ГМГм:
1 – заглушка; 2 – мазутная форсунка; 3 – газовоздушная часть; 4 – лопаточный завихритель вторичного
воздуха; 5 – лопаточный завихритель первичного воздуха; 6 – монтажная плита; 7 – место установки
запальника; М – мазут; П – пар; В1 – первичный воздух; В1 – вторичный воздух; Г – газ
пыливания (давление воздуха 0,5 … 2,5 МПа)
могут быть использованы форсунки, предназначенные для парового распыливания.
В форсунках с распыливающей средой
низкого давления (см. рис. 1.5.3, д) применяют
воздух под давлением 0,002 … 0,007 МПа.
Через форсунку подают 50 … 100 % воздуха,
необходимого для сгорания мазута, поэтому
такие форсунки имеют относительно большие
размеры. Мазут к форсунке поступает под
небольшим давлением (0,003 … 0,2 МПа).
Применение комбинированных форсунок
(например паромеханических) позволяет получить широкое регулирование по расходу и
уменьшить расход пара на собственные нужды.
К комбинированным могут быть отнесены ротационные форсунки. Ротационные форсунки не требуют тщательной фильтрации
мазута, дают хорошее распыливание и обладают широким диапазоном регулирования
производительности (15 … 100 %). Недостатками таких форсунок являются сложность
конструкции и шум при работе. В последнее
время благодаря указанным положительным
особенностям ротационные форсунки начинают находить все расширяющееся применение,
как автономные мазутные форсунки, так и в
комбинированных газомазутных горелках.
Широкое распространение находят комбинированные газомазутные горелки, предназначенные для раздельного и совместного
сжигания мазута и газа. За основу создания
таких горелок принимают обычные газовые
горелки, в центральную часть которых уста-
навливают мазутную форсунку. Имеются горелки как с периферийной, так и с центральной раздачей газа.
На рис. 1.5.4 показана комбинированная
газомазутная горелка типа ГМГм. Такие модернизированные горелки предназначены для
раздельного сжигания жидких топлив и природного газа. В ряде случаев допускается использование горелок и для совместного сжигания топлив. Давление мазута перед форсункой
2 МПа, давление пара на распыливание мазута
до 0,2 МПа, давление газа 3800 Па. Диапазон
регулирования о номинальной тепловой мощности 20 … 100 %.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Сполдинг Д.Б. Основы теории горения. М.: Госэнергоиздат, 1959
2. Варшавский Г.А. Горение капли жидкого топлива (диффузионная теория). М.: Издво БТН, 1945.
3. Сполдинг Д.Б. Горение капли при высоких давлениях // Вопросы ракетной техники.
1960. № 10.
4. Гольдсмит М., Пеннер С. О горении
индивидуальных капель топлива в окислительной атмосфере // Вопросы ракетной техники. 1955. № 2; 1957. № 4.
5. Теория топочных процессов / Под ред.
Г.Ф. Кнорре, И.И. Палеева. М.: Энергия, 1966.
6. Основы практической теории горения /
Под ред. В.В. Померанцева. Л.: Энергоатомиздат, 1986.
100
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Глава 1.6
ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
1.6.1. СТАДИИ ГОРЕНИЯ
Процесс горения твердого натурального
топлива представляет собой комплекс сложных физико-химических явлений, из которых
основными являются следующие:
теплообмен частиц топлива с окружающей средой;
выход и горение летучих веществ – продуктов термического распада сложных органических соединений топлива;
горение коксового остатка – взаимодействие между углеродом кокса и газовыми компонентами (кислородом О2, углекислотой СО2
и водяным паром Н2О), диффундирующими к
поверхности частицы. При этом важное значение имеют не только характеристики топлива,
но и состояние поверхности коксовой частицы,
наличие пор и трещин и т.д.
Кроме того, на процесс горения большое
влияние оказывают внешние условия его протекания, связанные с конструкцией промышленной установки или способом сжигания
топлива: сжигание пыли топлива в разнообразных камерных топках с прямоточным факелом, в циклонных и высокотемпературных
вихревых топках, сжигание грубо диспергированного или немолотого топлива в топках с
низкотемпературным вихрем (вихревой топке
ЛПИ), в топках с кипящим слоем (КС) или
циркулирующим кипящим слоем (ЦКС); в
слоевых или факельно-слоевых топках; в установках термической переработки твердого
топлива; образование и горение сажи и нефтяного кокса в камерах сгорания газовых турбин,
двигателей внутреннего сгорания и т.д. При
таком анализе необходимо учитывать аэродинамику топок и условия движения частиц в
газовом потоке.
Расчетный анализ процесса горения
твердого топлива представляет собой весьма
сложную задачу, разрешимую (приближенно)
для тех или иных конкретных случаев при
использовании ряда упрощающих предложений. Подобные решения с учетом основных
факторов рассмотрены ниже для пылеугольного факела и слоя.
Для постановки задачи о горении частицы твердого натурального топлива необходима
определенная схематизация процесса. Широко
принято, что процесс можно разбить на отно-
сительно независимые стадии: 1) прогрев частицы до выхода или воспламенения летучих;
2) горение летучих веществ (около частицы),
способствующее быстрому подъему температуры частицы; 3) горение коксового остатка,
состоящего из углерода и золы. Безусловно,
эти стадии имеют разную скорость, продолжительность и степень влияния на процесс горения в зависимости от конкретных условий.
Например, при горении мелкой топливной пыли стадии прогрева и выхода летучих
по продолжительности составляют менее 10 %
общего времени горения (рис. 1.6.1). В этом
случае время выгорания углерода кокса составляет более 90 % общего времени выгорания частицы твердого топлива. Углерод для
большинства твердых топлив дает основную
долю тепловыделения при горении и поэтому
является важнейшей составляющей твердого
топлива. Зола коксового остатка обычно не
оказывает существенного влияния на выгорание углерода, за исключением горения многозольных топлив. Поэтому в последнее время
при анализе процесса горения пылеугольного
факела утвердилась следующая тенденция:
пренебрегать стадиями прогрева частиц, сушки и выхода летучих; считать мгновенным
выход летучих и их сгорание; рассматривать
горение коксового остатка как горение чистого
углерода.
В последние годы все в большей степени
привлекает идея угрубления гранулометрического (фракционного) состава сжигаемого топлива, что позволяет решить некоторые проблемы, возникающие при сжигании пылевидного топлива: уменьшить взрывоопасность
систем пылеприготовления, снизить шлакование стен топочных камер и концентрации вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу.
Достаточно большое количество относительно крупных частиц в топливе угрубленного помола, подаваемом в топочную камеру,
требует учета следующих стадий: прогрева
частиц, их сушки и выхода летучих, тем более,
что выделение и горение летучих определяет
условия воспламенения и выгорания коксового
остатка.
Прогрев частиц твердого топлива в
камере сгорания происходит за счет конвективного и радиационного теплообмена между
частицей и потоком горячих газов, которые с
помощью тех или иных конструктивных мероприятий подводятся к пылевоздушной струе
для стабилизации воспламенения факела.
101
СТАДИИ ГОРЕНИЯ
LIV/V; ЛК/К, %
∂Tч 6 Nuλ г
(Т г − Т ч ) +
=
∂τ
счρδ 2
+
201--~----Ь,,.-~'----+---I
О
20
4-0
60
80
ЛЬ/Ь,
%
Рис. 1.6.1. Относительное выгорание летучих
∆V / V (1) и кокса ∆K / K (2) в зависимости
от относительного выгорания ∆b / b частиц
твердого топлива:
–––– – по опытам Ю.А. Финаева;
–– · –– – по опытам Б.Д. Кацнельсона
Уравнение теплового баланса для частицы, двигающейся в потоке горячих газов, можно написать в предположении, что отсутствует градиент
температуры по сечению частицы (Вi < 1).
Для периода до интенсивного выхода и горения летучих (отсутствуют эндо- и экзотермические реакции разложения органической массы топлива) это выражение имеет вид:
тч с ч
dTч
= α к (Т г − Т ч )Fпов +
dτ
+ σ 0 ач Т г4 − Т ч4 Fпов ,
(
)
(
)
6σ а ч 4
0
Т г − Т ч4 ,
сч ρ ч δ
где ρч – плотность частицы; δ – размер частицы; λг – теплопроводность газов.
Критерий Нуссельта Nu рассчитывается
с учетом относительного движения частицы в
потоке газа. Решение этого дифференциального уравнения возможно только численными
методами.
Анализ процесса прогрева относительно
мелких частиц размером (δ ≤ 10–3 м), попавших
в высокотемпературную зону (Тг ≥ 1200 К),
показал, что доля лучистой составляющей
теплообмена меньше 30 %, а ошибка в расчетах времени прогрева при учете только конвективной составляющей не превышает 10%.
С уменьшением размера частицы погрешность
расчетов уменьшается. При высоких температурах, а также при крупных частицах роль
лучистого нагрева увеличивается.
Интегрирование уравнения (1.6.2) при
учете только конвективной составляющей дает
следующее выражение текущей температуры
частицы:
Tч = Tг − (Tг − Tч0) exp(−3Bi Fо),
(1.6.1)
где сч, ач – соответственно удельная теплоемкость и степень черноты материала частицы;
Fпов – площадь поверхности частицы; Tг, Тч –
соответственно температура потока газов и
частицы; σ0 – коэффициент излучения абсолютно черного тела.
Анализ процесса удобнее проводить для
сферической частицы. Отличие формы реальной частицы от сферической можно учесть
соответствующими коэффициентами, например, коэффициентом формы. Следует отметить, что при попадании частиц неправильной
формы в камеру сгорания, их острые углы и
кромки обгорают быстрее и частицы приобретают форму, близкую к сферической.
Тогда, подставив в уравнение теплового
баланса (1.6.1) mч = πδ3ρч / 6, Fпов = πδ2, αк =
= Nuλг / δ, получим следующее дифференциальное уравнение прогрева частицы:
(1.6.2)
(1.6.3)
где Tч0 – начальная температура частицы, К;
Bi = αкδ/(2λч) – критерий Био; Fo =4λгτ /(счρчδ) –
критерий Фурье.
Если необходимо рассчитать полное
время прогрева инертной сухой частицы, то из
формулы (1.6.3) можно получить
τQ
Qmax
≤ 0,384
cч ρ ч δ 2 ⎛
Q
lg⎜⎜1 −
Nuλ г ⎝ Qmax
⎞
⎟⎟, (1.6.4)
⎠
где Q / Qmax – отношение количества теплоты,
воспринятого частицей, к максимально возможному при данной температуре потока.
Это отношение с достаточной точностью
можно принять равным 0,95 для определения
полного времени нагрева частицы:
Q=
πδ3
Qmax =
6
ρ ч сч (Т ч − Т ч0 );
(1.6.5)
πδ
6
3
ρ ч сч (Т ч − Т ч0 ).
102
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Знак «меньше» в неравенстве (1.6.4) отвечает частичному нагреву.
Сушка частиц высоковлажного топлива. Экспериментальные исследования структуры влажного материала, подвергающегося
сушке, позволили выделить внутри исследуемых частиц четыре характерных зоны: внешнюю газовую, в которой все поры осушены
(жидкость может присутствовать лишь в виде
адсорбционных пленок); внешнюю двухфазную, в которой наряду с осушенными порами
имеются изолированные жидкие включения, а
связанной жидкой системы не существует;
внутреннюю двухфазную, в которой наряду с
осушенными порами и изолированными жидкими включениями существует связанная система заполненных жидкостью пор, выходящая
на внешнюю поверхность зоны; внутреннюю
жидкостную, в которой сохраняется начальное
влагосодержание.
Если отвод пара от зоны испарения настолько интенсивен, что капиллярные механизмы переноса не обеспечивают подпитку
жидкостью осушаемых пор на периферии частицы, то в процессе сушки образуется (в той
или иной степени) размытый движущийся
фронт сушки, разделяющий частицу на внешнюю зону, в которой все поры осушены, и
внутреннюю, в которой практически сохраняется начальное влагосодержание. Пространственный перемещающийся фронт сушки включает в себя вторую и третью зоны. Такой режим получил название быстрого режима сушки, или режима с движущимся фронтом испарения.
По мере дальнейшего увеличения интенсивности сушки ширина движущегося фронта
уменьшается и, в предельном случае, становится бесконечно малой. В качестве предельного случая, когда ширина фронта сушки равна нулю, а процессами влагопереноса можно
пренебречь (изменение влагосодержания в
теле происходит только за счет испарения
жидкости), может быть рассмотрена задача
Стефана. Процесс сушки в постановке Стефана формулируется в виде трех дифференциальных уравнений (одномерная постановка),
два из которых – уравнения прогрева частицы
до фронта испарения влаги и за ним:
ρ1c1
∂T1 (r , τ)
= div(−λ1grad(T1 (r , τ))
∂τ
(0 < r < ζ);
(1.6.6а)
ρ 2 c2
∂T2 (r , τ)
= div(−λ 2 grad(T2 (r , τ))
∂τ
(1.6.6б)
(ζ < r < Rч),
где λ1, λ2 и с1, с2 – соответственно коэффициенты теплопроводности и теплоемкости частицы до фронта испарения (индекс 1) и за ним
(2); ρ1, ρ2 – плотность соответственно сухой и
влажной зоны; r, Rч – соответственно текущий
и начальный радиусы частицы; ζ – координата
фронта испарения влаги; τ – время; T1(r,τ),
T2(r,τ) – текущая температура соответственно
до фронта испарения и за ним.
Третье уравнение описывает перемещение фронта испарения влаги:
− λ2
∂T2 (r , τ)
∂T (r , τ)
∂ζ
= −λ1 1
+ Wρ 1 ~
r
,
∂r
∂r
∂τ
(1.6.7)
где ~
r – скрытая удельная теплота испарения;
W – начальное влагосодержание частицы, кг/кг.
Процесс сушки начинается после того,
как поверхность частицы прогревается до температуры фазового перехода, поэтому на первом этапе решается только одно уравнение
прогрева при следующих начальных и граничных условиях:
T1(r, 0) = T0; ζ = Rч;
qпов = αк(Tг – T1(Rч,τ)) + σ0aч(Tг4 – T14(Rч,τ)).
(1.6.8)
Как только поверхность частицы достигнет температуры фазового перехода, начинается перемещение фронта испарения влаги, при
этом к системе уравнений (1.6.7), (1.6.8) необходимо добавить еще одно граничное условие:
T1(ς, τ) = T2(ς, τ) = Tфп
(0 < ξ < Rч), (1.6.9)
где Tфп – температура фазового перехода.
Сухой материал частицы, через который
фронт сушки уже прошел, покрывается сеткой
ветвящихся трещин, поэтому фильтрационное
движение паров можно не рассматривать. После окончания сушки (ζ = 0) дальнейшее изменение температуры по сечению частицы снова
будет описываться только одним дифференциальным уравнением прогрева. Полученная
система уравнений может быть решена только
с помощью численных методов, например,
методом контрольного объема, подробно рассмотренным М. Патанкарой.
103
СТАДИИ ГОРЕНИЯ
Сопоставление расчета процесса высокоскоростной сушки в постановке Стефана с
экспериментальными данными, полученными
для крупных частиц иpша-боpодинского и
беpезовского углей (δч = 0,003 … 0,03 м) в
диапазоне температур 1000 … 1373 К, скоростей газового потока 0,1 … 6 м/с и концентрации кислорода в потоке 0 до 21 %, показало,
что расчетные координаты фронта испарения
влаги отличаются менее чем на 8 % по сравнению с данными, полученными на шлифах
крупных частиц бурого угля, подвергнутых
сушке.
Выделение летучих веществ. С некоторого момента времени из частицы натурального топлива начинают интенсивно выходить
летучие вещества, которые насыщают пограничный слой, окружающий частицу. Летучие
вещества являются продуктом разложения
органической массы топлива и состоят из
сложных химических веществ: смол, кислот,
фенолов; высококалорийных и неконденсируемых газов (Н2, СН4, СО, СmНn); воды разложения и др. Количество их и состав зависят
от вида топлива, температурного уровня и
времени протекания процесса, а также ряда
других условий. Процесс термического разложения отдельных составляющих топлива, повидимому, представляет собой разрыв физикохимических связей внутри них с образованием
многочисленных нестойких активных промежуточных продуктов. Последние очень быстро
реагируют между собой, в результате чего
образуются более устойчивые продукты термолиза. Таким образом, можно предположить,
что «тормозящим» процессом, определяющим
весь ход процесса, является первичный распад
исходных составляющих топлива. Скорость
выделения продуктов термолиза, образующихся в результате разрушения определенной
группы связей,
d(vi / C0i) / dτ = ki(1 – vi / C0i)nр, (1.6.10)
где vi – доля продуктов термолиза данной
группы в общем количестве продуктов,
получающаяся за время τ в результате разрушения связей данной группы; C0i – доля продуктов термолиза данной группы в общем количестве продуктов термолиза, получающаяся
при полном разрушении связей данной группы; 0 ≤ vi ≤ C0i; τ – время процесса; ki – константа скорости реакции, характеризующей
разрушение связей данной группы; nр – порядок реакции; обычно его принимают равным 1,
что для реакций разложения вполне допустимо
в первом приближении.
Будем считать, что константа скорости
реакции подчиняется зависимости Аррениуса
ki = k0i exp[–E / (RT)],
где Т – температура процесса, в общем случае
являющаяся функцией времени τ.
В случае изотермических условий процесса
V = V0
n
∑ [C0i (1 − exp(−ki τ))],
i =1
(1.6.11)
где V – суммарное количество летучих, выделяющихся к моменту времени τ; n – число
групп реакций, учитываемое при описании
процесса термолиза; C0i – количественная характеристика определенной группы реакций,
причем, если C0i выражается в относительных
величинах, то C01 + C02 + …+ C0n = 1 и 0 ≤ V ≤ 1;
V0 – суммарное количество летучих, которое
может выделится при полном термическом
разложении органической (или сухой) массы
данного топлива.
Многие исследователи (М.Ф. Струнников,
З.Ф. Чуханов, А.П. Кашуричев, Ю.Н. Корчунов,
Р.С. Тюльпанов и др.) занимались определением текущего состава летучих, кинетикой процесса, нахождением констант скоростей реакций разложения, энергий активации реакций
Е, порядка реакций и т.д. Однако единого
подхода к решению этой задачи не существует
и приходится пользоваться теми или иными
упрощениями в зависимости от условий
процесса.
В некоторых случаях для частиц натурального топлива при прогреве необходимо
учитывать тепловые эффекты реакций разложения и горения летучих веществ. Входящие в
формулу плотность и теплоемкость частиц
зависят от характеристик топлива, от условий
процесса и поведения частиц при нагревании.
Обобщение опытных данных характеристик
широкой гаммы натуральных топлив позволяет рекомендовать для расчета удельной теплоемкости сухой массы топлива следующую
зависимость:
сч = cч0 + A1 (Tч – 273),
(1.6.12)
где сч0 – начальная теплоемкость сухой массы
частицы при Тч0 = 273 К; А1 – коэффициент;
значения cч0, А1, ρч0 приведены в табл. 1.6.1.
104
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
1.6.1. Значения удельной теплоемкости сч0, плотности ρч0 и коэффициент А1 наиболее
характерных топлив
А1 ·103, кДж / (кг·К2)
сч0 при 273 К, кДж (кг·К)
ρчо при 313 К, кг/м3
Антрацит и тощий уголь
0,63
0,92
1550 … 1680
Каменный уголь
1,46
0,96
1350 … 1550
Бурый уголь
1,9
1,09
1100 … 1350
Сланец
1,25
1,047
1610 … 1770
Фрезерный торф
2,5
1,3
800 … 900
Древесина
0,209
0,712
700
Мазут
2,512
1,737
970 … 1000
Топливо
После воспламенения летучих происходит быстрый прогрев частицы до температуры,
равной температуре потока газов или превышающей ее. Для оценки времени прогрева
частицы (в секундах) до момента воспламенения летучих в среде с концентрацией О2, равной 10 … 21 %, можно воспользоваться эмпирическими зависимостями, предложенными:
для мелких частиц (δ ≤ 10–3 м) В.И. Бабием
τв.л = 5,3 ⋅ 1014 kв.л1Т г−4δ0,8 ;
(1.6.13а)
–3
для крупных частиц (δ ≥ 5·10 м) при
температуре газового потока Тг = 1173 … 1373 К
и скорости обтекания (относительного движения) wотн = 0,1 … 3 м / с В.К. Любовым и
С.М. Шестаковым
(
)
св.л
τв.л = 1013 kв.л2Т гпв.л δ тв.л 1 + wотн
,
(1.6.13б)
где kв.л1, kв.л2, n в.л, m в.л, с в.л – опытные коэффициенты ( табл. 1.6.2). Роль излучения в этих
формулах учитывается.
Для частиц размером 10–3 < δ < 5·10–3 м
можно применять любую из зависимостей, но
зависимость (1.6.13б) имеет то преимущество,
что она учитывает скорость относительного
движения частицы в потоке.
Горение летучих веществ (гомогенных
смесей, содержащих множество компонентов,
диффундирующих от поверхности частицы
навстречу кислороду). Время выхода и горения
летучих (в секундах) в среде с концентрацией
кислорода сО 2 = 10 … 21 % может быть также описано эмпирическими выражениями,
например:
для мелких частиц (δ ≤ 10–3 м) В.И. Бабия
∆τг.л = 0,5 ⋅ 106 kг.л1δ2 ;
(1.6.14а)
–3
для крупных частиц (δ ≥ 5·10 м) В.К. Любова и С.М. Шестакова
(
)
сг.л
∆τг.л = 108 kг.л2Т гпг.л δ т 1 + wотн
,
(1.6.14б)
где kг.л1, kг.л2, m г.л, n г.л, с г.л – опытные коэффициенты (табл. 1.6.2).
Горение летучих, как и прогрев частиц, –
относительно быстрый процесс по сравнению
с горением коксового остатка.
Горение коксового остатка. Изменение
массы частицы во времени горения коксового
остатка
dm
= −GC M C Fпов ,
dτ
(1.6.15)
где GС – скорость выгорания углерода,
кмоль/(м2·с); МС = 12 кг/кмоль – молекулярная
масса углерода.
Если принять, что частица имеет форму
шара и выгорает только по наружной поверхности, то уравнение выгорания частицы
2M C
∂δ
=−
GC ,
∂τ
ρч
(1.6.16)
а время выгорания до размера δ
τ=−
1
2M C
δ
ρ
∫ GчC dδ.
(1.6.17)
δ0
Полное время выгорания частицы можно
определить, приняв δ = 0. Как видно из формулы (1.6.15), задача выгорания коксовой частицы сводится теперь к нахождению поверхностной скорости горения углерода GC.
105
КИНЕТИКА ОСНОВНЫХ РЕАКЦИЙ ПРИ ГОРЕНИИ УГЛЕРОДА
1.6.2. Коэффициенты, характеризующие влияние различных параметров
на продолжительность отдельных стадий процесса горения частицы
Уголь
Величина
Азейский
Б
Черемховский Д
Интинский
Д
kв.л2 / kв.л1
5,42
5,81
св.л
(wотн ≤ 1 м/с)
–0,08
св.л
(wотн > 1 м/с)
Кузнецкий
Воркутинский Ж
Д
2СС
Г
3,55
2,55
0,8
3,93
0,85
2,31
0,75
2,76
–0,08
–0,08
–0,09
–0,17
–0,11
–0,13
–0,16
–0,16
–0,16
–0,17
–0,17
–0,19
–0,22
kг.л2 / kг.л1
4,31
4,55
8,76
8,32
1,6
13,19
1,4
8,45
1,55
10,52
nг.л
–1,16
–1,16
–1,26
–1,28
–1,35
–1,13
–1,32
mг.л
1,9
1,9
1,87
1,83
1,79
1,79
1,78
сг.л
(wотн ≤ 1 м/с)
–0,13
–0,13
–0,13
–0,14
–0,17
–0,16
–0,17
сг.л
(wотн > 1 м/с)
–0,44
–0,45
–0,46
–0,49
–0,57
–0,55
–0,56
П р и м е ч а н и е . Для всех марок углей nв.л = –4; mв.л = 0,5.
1.6.2. КИНЕТИКА ОСНОВНЫХ РЕАКЦИЙ
ПРИ ГОРЕНИИ УГЛЕРОДА
Основной стадией горения твердого топлива является горение коксового остатка, который содержит достаточно чистый углерод.
Горение углерода – гетерогенный процесс,
определяемый как кинетикой горения (на поверхности и в глубине) углеродного массива
частицы, так и диффузионным переносом кислорода и продуктов сгорания у горящей поверхности частицы. На кинетику процесса
большое влияние оказывает структура углеродного материала частицы твердого топлива.
Наиболее распространенные в природе виды
чистого углерода – алмаз и графит. Графит –
аморфное углеродное образование, имеющее
структуру, состоящую из хаотически расположенных кристаллитов. Он является поликристаллическим материалом: его поверхность
образована различными кристаллографическими поверхностями. Размеры кристаллитов в
графите колеблются в широких пределах, от
десяти до десятков тысяч ангстрем. Углерод
кокса топлива – практически чистый углеродный материал, по своей структуре он близок к
графиту. Кроме того, в процессе сжигания
топлива (даже жидкого и газообразного) обра-
зуется сажа или нефтяной кокс – также чистый
углерод.
Кристаллографическими исследованиями
углерода коксового остатка частиц твердого
топлива установлено, что они имеют кристаллитные включения и даже отдельные монокристаллы. Чем старше топливо, тем больше в нем
кристаллитных включений.
Таким образом, углерод топлива имеет
неоднородную структуру поверхности.
Наряду с такой микрокристаллической
неоднородностью поверхность углерода топлива имеет и другой вид неравномерности –
порозность. Углеродная поверхность изрезана
огромным количеством микротрещин и пор
самой разнообразной формы и размеров. Поры, проникая глубоко внутрь углеродной частицы и соединяясь между собой, образуют
обширную внутреннюю поверхность углеродной частицы, иногда значительно превосходящую внешнюю. При определенных условиях
окислитель может проникнуть глубоко в поры
и тогда реакция происходит и внутри частицы,
на ее внутренней поверхности – внутреннее
реагирование.
Имеется обширный экспериментальный
материал, отражающий взаимодействие угле-
106
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
рода с кислородом и другими газами в различных температурных и концентрационных условиях. К настоящему времени можно считать
общепризнанным последовательный стадийный характер окисления углерода. Считается,
что взаимодействие углерода с окислителем
(О2, СО2, Н2О) протекает с участием промежуточных нестабильных образований, которые в
течение более или менее длительного времени
находятся в адсорбированном состоянии на
наружной поверхности углеродного массива и
на поверхности пор. Таким образом, взаимодействие идет через образование адсорбированного слоя газа на углеродной поверхности.
Адсорбция может происходить под воздействием разных сил: физического притяжения,
химических сил и др. При адсорбции такая
поверхность стремится образовать химические
связи с веществом соприкасающейся с ней
фазы. Такой вид адсорбции называют хемосорбцией (химическая адсорбция). Это главный вид адсорбции на поверхности углерода.
При взаимодействии углерода коксовых частиц с кислородом в процессе хемосорбции
образуются оксид СО и диоксид СО2 углерода,
которые принято считать первичными продуктами окисления. При этом происходит глубокое объединение атомов кислорода и углерода
с образованием сложных гипотетических соединений типа СxОу. Эти соединения (комплексы) распадаются по истечении некоторого
времени с выделением СО и СО2. Вследствие
стадийного характера скорость этого процесса
будет определяться скоростью протекания
наиболее медленной стадии.
При топочных температурах для горения
угля в воздухе можно пренебречь нестационарностью реакций горения, так как сорбционные процессы протекают в этих условиях
практически мгновенно, и считать, что данному количеству поглощенного углем окислителя отвечает стехиометрическое количество
выделяющихся продуктов реакции. Механизм
горения в этих условиях приобретает ввиду
быстротечности сорбционных процессов, как
бы, мгновенный, ударный характер (см. по
С.А. Аррениусу).
Основными газами, реагирующими с углеродом кокса топлива или с углеродом сажи,
являются кислород, углекислота, водяной пар.
Независимо от того, по какому механизму
развивается окисление углерода, будем считать, что первичными продуктами горения
являются углекислота и оксид углерода. При
высокой влажности сжигаемого топлива, когда
в продуктах сгорания может находиться значительное количество водяных паров, или при
окислении углерода водяным паром (при
«мокрой» газификации) в первичных продуктах возможно появление водорода и метана.
При одновременном получении ряда первичных продуктов существует возможность взаимодействия углерода с несколькими окислителями, если только они будут находиться в контакте с углеродной поверхностью. Таким образом, для горения углерода характерно многообразие реакций. Механизм этих реакций
весьма сложен и детально еще не выяснен, что
затрудняет создание единой, научно обоснованной и полностью доказанной расчетной
схемы выгорания углерода.
Основным итогом процесса горения углерода при высоких температурах является
соединение кислорода с углеродом по реакциям С + О2 = СО2 и 2С + О2 = 2СО. Эти реакции
принято называть первичными. Наряду с ними
у поверхности горящей углеродной частицы
возможно взаимодействие образовавшегося
оксида углерода с диффундирующим из объема кислородом: 2СО + О2 = 2СО2, а на поверхности горящей частицы возможно восстановление образовавшейся углекислоты: С + СО2 =
= 2СО. Эти реакции обычно называют вторичными. При определенных условиях либо первичные, либо вторичные реакции могут играть
основную роль в процессе горения. Каждая из
реакций имеет свой тепловой эффект q, знак
которого может быть различным.
При высокотемпературном горении углерода протекают следующие основные итоговые реакции на внешней поверхности частицы
и на поверхности пор:
1. С + О2 = СО2 + 395 кДж/моль;
2. 2С + О2 = 2СО + 219 кДж/моль;
3. С + СО2 = 2СО – 175,5 кДж/моль;
3'. С + Н2О = СО + Н2 – 130,5 кДж/моль;
3''. С + 2Н2О = СО2 + 2Н2 – 132 кДж/моль;
3'''. C + 2H2 = CH4 – 74,9 кДж/моль.
(1.6.18)
В условиях встречной диффузии продуктов неполного сгорания от поверхности углеродного массива в потоке окислителя, диффундирующего навстречу им из окружающего
частицу объема, неизбежно их взаимодействие
(вблизи углеродной поверхности):
КИНЕТИКА ОСНОВНЫХ РЕАКЦИЙ ПРИ ГОРЕНИИ УГЛЕРОДА
4. 2CO + O2 = 2CO2 + 571 кДж/моль;
4'. 2H2 + O2 = 2H2O + 231 кДж/моль;
4". CH4 + 2O2 = CO2 + 2H2O +
+ 892 кДж/моль;
4'". СО + Н2О = СО2+Н2 + 40,4 кДж/моль.
(1.6.18а)
Рассматривая высокотемпературное горение, можно принять упрощенное выражение
для скорости реакций исходя из первого порядка реакций по компоненту, находящемуся в
недостатке. Скорость гомогенной реакции
горения может зависеть от концентраций обоих участвующих в реакции компонентов. Однако опытные данные показывают, что в основном скорость горения СО, Н2 и СН4 определяется содержанием этих компонентов в
смеси и лишь при малых концентрациях кислорода начинает зависеть также от содержания последнего. Примем, что изменение констант скоростей реакций от температуры подчиняется закону Аррениуса. Тогда для каждой
реакции справедливо
dGi = Ci k0i e
E
− i
RT dτ,
(1.6.19)
где i – номер реакции.
Имеется обширнейший экспериментальный материал по определению кинетических
констант реакций углерода различных видов
топлива с газами. Следует отметить, что эти
данные, полученные с применением различных экспериментальных методик на разных
видах углеродного материала, отличаются
большим разнообразием. В табл. 1.6.3 представлены пределы энергии активации Еа, полученные в различных исследованиях для реакций взаимодействия углерода с газами.
Большое различие энергий активации даже для
одного вида углеродного материала вызвано
не только его неоднородностью, но и недостаточно строгим учетом диффузионного влия-
107
ния. Многие исследователи ввиду трудности
разделения реакций 1 и 2 С с О2 используют
суммарные константы этих реакций, определение которых также затруднено вследствие
большого теплового эффекта реакций, приводящего к разогреву поверхности частиц и искажению констант.
Обработка опытных материалов по кинетике взаимодействия углерода с газами в полулогарифмических координатах Аррениуса
показывает (см. рис. 1.3.2), что линии зависимости логарифма константы скорости реакции
(lgk) от обратной температуры (1 / Т) по мере
роста температуры сходятся, что позволяет
сделать предположение о наличии некоторой
условной точки – полюса. Введение полюса, в
котором сходятся линии констант скорости
реакций, позволяет связать между собой энергию активации и предэкспоненциальный множитель в зависимости Аррениуса, либо выразить константу скорости реакции, зная только
энергию активации, через координаты полюса
k* и T*.
По мере повышения температуры линии
констант скоростей сближаются и начиная с
некоторой температуры, близкой к температуре сублимации углерода, должны сливаться в
одну, так как исчезают различия, вызванные
разной структурой кокса отдельных углей и
строением решетки углерода кокса.
Это явление находит свое подтверждение
в исследованиях Е.С. Головиной реакций углерода с углекислотой, водяным паром и кислородом при температурах выше 2500 К.
Исследования Л.А. Вулиса, В.В. Померанцева и других показывают, что между энергией активации различных реакций углерода с
О2 и СО2 для одного и того же кокса имеется
определенная связь. На основании анализа
многочисленных опытных данных можно принять следующие отношения энергий активации
различных реакций:
1.6.3. Кажущаяся энергия активации Еа для различных реакций кДж/моль
Реакция
Электродный уголь
Кокс разных топлив
С + О2 = СО2
210 … 90
140 … 75
2С + О2 = 2СО
210 … 140
125 … 85
С + СО2 = 2СО2
100 … 360
200 … 100
С + Н2О = СО + Н2
160 … 330
140 … 180
108
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Е2 / Е1 = 1,1; Е3 / Е1 = 2,2; Е3′ / Е1 = 1,6.
Отсутствие опытных данных по кинетике
этих реакций на совершенно одинаковых углеродных поверхностях не позволяет проверить
эти соотношения в широких пределах. Однако
использование представленных соотношений
для практических расчетов дает удовлетворительные результаты. Таким образом, зная
энергию активации только для одной реакции
углерода кокса, можно легко получить константы остальных реакций (см. рис. 1.3.2).
Влияние внутреннего реагирования.
Реальные углеродные частицы имеют пористую структуру, и при проникании газов внутрь
пор на внутренней поверхности частицы также
могут происходить реакции. Обычно рассматривают пористый углеродный массив частицы
твердого топлива или как однородный объем,
равномерно заполненный порами сферической
формы, или как объем, рассеченный плоскими
либо цилиндрическими каналами. Ни одна из
предложенных схем не может претендовать на
полное соответствие физике процесса, и результаты, получаемые по разным методикам в
различных конкретных условиях, значительно
различаются.
Рассмотрим углеродную частицу как
однородный объем, в котором равномерно
распределены поры сферической формы.
Для упрощения предположим процесс изотермическим и изохорическим. Погрешности при
этом, как показывают расчеты, сравнительно
невелики. Примем, что в потоке отсутствуют
пары воды и температура процесса относительно низка; при этом Se → 0 и реакцией
догорания СО можно пренебречь. При принятых допущениях для баланса потоков каждого
газообразного компонента внутри элемента
объема неограниченной пластины получим
следующую систему дифференциальных уравнений:
Di d 2 p1 k1 + k 2
=
p1 Fi ;
RT dx 2
RT
Di d 2 p2 k1 p1 − k 3 p 2
= - - Fi ;
RT dx 2
RT
Di d 2 p3
k p +k p
= − 2 1 3 2 Fi ,
2
RT dx
RT
(1.6.20)
где Di – коэффициент внутренней диффузии;
Fi – площадь внутренней поверхности в единице объема частицы, м2/мЗ.
Коэффициент внутренней диффузии
зависит от порозности частицы – отношения
объема пор к полному объему частицы: m =
= Vпор / Vч.
В простейшем предположении
Di = mD,
где D – коэффициент диффузии в свободных
условиях при той же температуре.
Коэффициент внутренней диффузии зависит и от размера пор материала. В очень
мелких порах, размер которых сравним с длиной свободного пробега молекул газа, диффузия определяется иными условиями, чем в
свободном пространстве. Экспериментальные
данные по внутренней диффузии кислорода
при атмосферном давлении в образцах топлив
с различной первоначальной плотностью углерода ρ0 (г/см3), зависящей от порозности, аппроксимированы А.А. Отсом зависимостью
Di = (0,004 + 0,075ρ0)(T / T0).
(1.6.21)
Решение первого уравнения системы
(1.6.20)
x⎞
x⎞
⎛
⎛
p1 = A exp⎜ Se i ⎟ + B exp⎜ − Se i ⎟ ,
∆⎠
∆⎠
⎝
⎝
где A и В – коэффициенты, которые находятся из
граничных условий; на поверхности частицы при
x = ∆ (полуширина пластины) p1 = p10, а в центре
пластины при x = 0 (исходя из условий симметрии)
dp1
= 0 ; Se i =
dx
(k1 + k 2 ) Fi ∆2
– криDi
терий Семенова для внутреннего реагирования
кислорода в пластине.
При температуре процесса ниже 1500 К
можно пренебречь влиянием реакции С +
+ СО2 → 2СО на горение внутри пор, что значительно упрощает формулы для потоков компонентов. Величиной, количественно характеризующей внутреннее реагирование, является
отношение граничного потока (внутри частицы) одного из газообразных компонентов, участвующих в реакции окисления, к суммарному
потоку того же компонента. Наиболее удобной
является оценка доли внутреннего реагирования по кислороду как наиболее активному
компоненту. Для неограниченной пластины
толщиной 2∆ доля внутреннего реагирования
109
КИНЕТИКА ОСНОВНЫХ РЕАКЦИЙ ПРИ ГОРЕНИИ УГЛЕРОДА
βО 2 =
=
=
G1i 0
=
G1i 0 + G10
1
(1 − m )( k1 + k 2 ) ∆
1+
Di Se i thSe i
1
(1 − m )Se i 2
1+
Fi ∆ Se i thSe i
=
,
(1.6.22)
k + k2
где G10 = − 1
p10 (1 − m) – поток кислоRT
рода, расходуемый на поверхности; 1 – m –
доля наружной поверхности, занятой углеродом.
Для сферической частицы дифференциальное уравнение внутренней диффузии кислорода (первое уравнение системы (1.6.20))
примет вид:
Di
RT
⎛ d 2 p1 2 dp1 ⎞ Di 1 d 2 (rp1 )
⎟
⎜
⎜ dr 2 + r dr ⎟ = RT r dr 2 =
⎠
⎝
k + k2
= 1
p1 Fi .
RT
(1.6.23)
Тогда решение этого уравнения
⎛
⎛
r ⎞
r ⎞
p1r = A exp⎜⎜ Se i ⎟⎟ + B exp⎜⎜ − Se i ⎟⎟ ,
rч ⎠
rч ⎠
⎝
⎝
где rч – наружный радиус частицы; А и В –
постоянные; Se i =
J(k1 + k 2 ) Fi rч2
Di
– крите-
рий Семенова для внутреннего реагирования
кислорода в сферической частице; постоянные
А и В находятся при условии r = rч, p1 = p10,
r = 0, d(p1r2) / dr = 0.
Используя это решение, можно аналогично случаю плоской пластины получить
выражение для доли внутреннего реагирования кислорода в сферической частице:
βO 2 =
1
(1 − m)Se i2
1+
Fi rч (Se i cthSe i − 1)
.
(1.6.24)
В данное выражение входят два безразмерных критерия подобия Sеi и Fi rч (или Fi ∆).
В зависимости от их значений, а также от порозности изменяется доля внутреннего реагирования. При высоких температурах значения
Sеi могут быть большими даже для частиц
малых размеров (из-за высоких значений k1 и
k2). Для Sеi > 40 имеем cth Sei ≈ 1 (thSеi ≈ 1).
Тогда
1
βO 2 =
.
(1.6.25)
1 + (1 − m) Se i ( Fi rч )
/
Значения Fi имеют порядок десятков тысяч (м2/м3). Для мелких частиц Fi rч << (1 –
– m)Sеi и β O 2 ≈ Fi rч [(1 − m)Se i2 ] << 1 , т.е.
/
доля внутреннего реагирования в мелких частицах при высоких температурах будет небольшой.
В крупных частицах при данных условиях Fi rч сравнимо с (1 – m)Sеi. Если окажется,
что Fi rч >> (1 – m)Sеi, то βO 2 ≈ 1 . Однако в
реальных условиях доля внутреннего реагирования в крупных частицах при высоких температурах будет небольшой, так как процесс
переходит в диффузионную область и кислород будет поглощаться (реагировать) на поверхности частицы.
При низких температурах значения Sеi
оказываются небольшими ввиду невысоких
значений k1 и k2.
Se
1
Если Sеi < 0,55, то cth Se i ≈
+ i.
Se i
3
Тогда β O 2 =
1
1 + 3(1 − m)Se i /( Fi rч )
.
Если при этом частицы очень мелкие и
Fi rч << 3(1 – m)Sei, то
β O 2 ≈ Fi rч / [3(1 − m)Se i2 ] << 1.
Для крупных частиц Fi rч >> 3(1 – m)Sei
и βO 2 ≈ 1.
Из приведенных зависимостей очевидно
существенное влияние порозности. Зависимости доли внутреннего реагирования βО 2 от
температуры Т для углеродных частиц разной
порозности представлены на рис. 1.6.2.
110
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Р,
1,0 ~'1t
i\~fiЖ~i{!i
ол
0,6
,
:·:·:
О 600 800
,--+-+-т
1000 1200 11/00
1600
1800
2000 К
....
~·)/;:;)
Рис. 1.6.2. Зависимости доли внутреннего
реагирования β О
2
от температуры Т
для углеродных частиц различной порозности
(данные В.В. Померанцева):
1 – горение электродного угля в слое, δ = 10–2 м,
m = 0,1; 2 – горение антрацита в слое, δ = 0,3·10–2 м,
m = 0,01; 3 – то же в факеле, δ = 4·10–7 м
Приведенный анализ внутреннего реагирования справедлив в условиях негорящего
пограничного слоя. При высоких температурах, а также когда концентрация О2 мала в
сравнении с концентрацией СО2 и Н2О, следует учитывать, что выгорание углерода в порах
может происходить в основном за счет реагирования с СО2 и Н2О, используя приведенную
выше методику.
На выгорание пылевых частиц (при грубом помоле) высокореакционных топлив (каменных и бурых углей и торфа) большое влияние оказывает диффузионное внешнее сопротивление. Выгорание кислорода на поверхности частиц относительно велико, поэтому учет
внутреннего реагирования не имеет большого
значения. При слоевом сжигании крупнокускового топлива процесс обычно протекает при
высокой температуре (за исключением топок с
кипящим слоем) и близок к диффузионному,
поэтому с внутренним реагированием при горении в слое также можно не считаться. Оно
сказывается при сравнительно невысоких температурах. Изменение видимой энергии активации в соответствующих условиях учитывается при обработке опытных данных по горению топливных частиц с внутренним реагированием.
Как известно, в условиях высокотемпературного горения углерода топлива учет внутреннего реагирования в большинстве случаев
дает сравнительно малые поправки.
Рис. 1.6.3. Схема диффузионного горения
зольного топлива:
(хзл – толщина зольной оболочки;
∆ – толщина пограничной пленки)
Влияние зольной оболочки. Для топлив, обладающих высокой зольностью (сланца,
некоторых каменных углей), явления, связанные с внутренней диффузией, могут иметь
место даже при высокотемпературном процессе. Зольная оболочка, нарастающая в процессе
горения, является причиной дополнительного
сопротивления диффузии (рис. 1.6.3).
При учете внутреннего реагирования
(с кислородом) можно ввести приведенную
константу скорости горения, суммарно учитывающую поверхностное и внутреннее реагирование,
k пр = k1 + k 2 +
D dp
--1
p dr
i
10
1
r = rч .
(1.6.26)
Здесь считаем частицу сферической, но
не учитываем объема пор, т.е. не вводим множителя (1 – m).
В предположениях для квазистационарной задачи процесс горения протекает в диффузионной области, причем внешнее диффузионное сопротивление мало по сравнению с
диффузионным сопротивлением зольной оболочки. Концентрация кислорода на внешней
границе зольной оболочки совпадет с концентрацией в газовом объеме p1зл = p1∆, а концентрация О2 на поверхности горящего массива
(внутренняя граница зольной оболочки) равна
нулю.
Диффузионный поток кислорода в этих
условиях
G1i =
Di p1∆
,
RT xзл
(1.6.27)
ОБЛАСТИ И СХЕМЫ ГОРЕНИЯ УГЛЕРОДНЫХ ЧАСТИЦ
где Di – коэффициент внутренней диффузии
сквозь зольную оболочку.
Если считать процесс квазистационарным и идущим при горении до СО2 (для простоты не учитываем реакцию 2), то поток кислорода определится количеством выгоревшего углерода:
F1i = ρcdxзл / dτ.
Сопоставляя выражения потоков, приходим к уравнению
dxзл Di p1∆
−
= 0.
dτ
RT ρC xэл
(1.6.28)
В начале процесса при τ = 0 и xзл = 0 решение уравнения (1.6.28) будет иметь вид (нарастание зольной оболочки):
xзл =
F
2 D i p1∆
RTρ C
τ.
(1.6.29)
При этом скорость выгорания углерода
GC = G1 =
F
D i p1∆ ρ C
.
2 RTτ
(1.6.30)
Из выражения (1.6.30) следует, что скорость выгорания углерода изменяется с течением времени обратно пропорционально τ
ввиду нарастания зольной оболочки. В ряде
работ горение зольного топлива рассмотрено
более подробно с учетом кинетического сопротивления и нестационарности процесса.
Имеются опытные данные, подтверждающие
наличие зольной оболочки при горении высокозольных топлив, она зафиксирована с помощью микрофотосъемки.
При размоле угля значительная масса
внешней золы и частично внутренней, расположенной в топливе в виде зерен разных размеров, отделяется от угля. Если отделение
золы не произошло полностью, то при горении
угля возможны два случая:
1) температура горящей частицы достаточно высока, и зола на ее поверхности расплавляется и собирается в виде отдельных
капель. В этом случае доля реакционной поверхности, занятой зольными каплями, небольшая, и они практически не затрудняют
доступа кислорода к горящей углеродной поверхности. Несмачиваемость углеродной поверхности каплями золы может привести к
срыву капель с поверхности и ее очистке;
111
2) температура горящей частицы меньше
температуры плавления золы. По мере выгорания частицы на ней может образоваться пористая зольная оболочка, которая постепенно нарастает, затрудняя диффузию кислорода к поверхности. В этом случае ее необходимо учитывать, как показано выше.
Расчеты показывают, что даже при внутренней зольности топлива 30 … 35 % и выгорании частицы до 50 % скорость выгорания
частицы уменьшается всего на 10 … 12 % без
учета разрушения золовой пленки.
Таким образом, при сжигании топлив с
умеренной зольностью ее влияние на горение
можно не учитывать.
1.6.3. ОБЛАСТИ И СХЕМЫ ГОРЕНИЯ
УГЛЕРОДНЫХ ЧАСТИЦ
При горении углеродной частицы кислород расходуется и непрерывно подводится из
окружающего газового объема, а продукты
сгорания отводятся от поверхности. Таким
образом, химический процесс горения сопровождается физическим процессом встречной
диффузии. Следствием одновременности этих
процессов является определенное распределение концентраций (парциальных давлений)
продуктов сгорания и кислорода у поверхности горящей частицы. Распределение концентраций тесно связано с условиями процесса.
Примерное распределение концентраций Сi,
парциальных давлений рi и температур T, и
потоков G у поверхности горящей углеродной
частицы показано на рис. 1.6.4. Задача о горении углеродной частицы в наиболее полной
форме представлена в работах А.С. Предводителева, Л.Н. Хитрина и В.В. Померанцева.
Несколько разный подход к рассмотрению
выгорания не приводит к принципиальному
различию результатов.
Выгорание углерода при сухой газификации, когда концентрация паров воды в
потоке мала и не оказывает заметного влияния
на процесс горения. В этом случае необходимо
учитывать одновременное протекание трех
гетерогенных реакций на углеродной поверхности и одной гомогенной реакции горения
СО в объеме около поверхности при наличии
сопутствующих диффузионных процессов.
Закономерности диффузионного переноса
можно определять по аналогии между обменом массой и теплотой. Тогда поток диффундирующего вещества, кмоль/(м2·с),
112
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Тmax
р2max
Рис. 1.6.4. Распределение парциальных давлений рi (концентраций Сi), температуры T и потоков
газовых компонентов Gi вблизи поверхности горящей углеродной частицы при отсутствии паров воды
(1.6.31)
для плоской частицы
где Спо, Соб – концентрация веществ соответственно по поверхности и в объеме.
Процессы, происходящие в пограничном
слое, наиболее просто учитывать методом
приведенной пленки (под "пограничным слоем" понимается область газа вблизи поверхности частицы, фактически отвечающая приведенной пленке). Будем считать, что в ядре потока, омывающего частицу, имеет место интенсивный молярный перенос, вызванный турбулентными пульсациями, а в пределах условной пограничной пленки осуществляется только молекулярный перенос. В связи с этим основной газовый поток однороден и в нем в
областях, близких к приведенной пленке, отсутствуют градиенты температур и парциальных давлений, в то время как приведенная
пограничная пленка – область ярко выраженных градиентов (см. рис. 1.6.4).
Пользуясь понятием приведенной пленки, принимаем, что ее толщина ∆ одинакова
около всей поверхности горящего куска. Тогда
поток диффундирующего вещества
∆ = δ/ Nu D ;
G = αD(Cпо – Соб),
G = D ∆C/ ∆ = D (Cпо − Cоб )/ ∆ .
(1.6.32)
Из (1.6.31) и (1.6.32) имеем
∆ = D / αD,
(1.6.33)
или ∆ / δ = D / (αD δ) = 1 / NuD,
где δ – характерный размер углеродного массива, м.
Отсюда очевидно, что размер приведенной пограничной пленки определяется
условием:
(1.6.34а)
для шаровой частицы
∆ = δ/ (Nu D − 2) .
(1.6.34б)
В формулах (1.6.32) и (1.6.33) коэффициент диффузии D (в м2/с) рассчитывается при
условиях, исключающих молярный перенос.
Вообще говоря, в пределах приведенной пограничной пленки ввиду неизохоричности
реакций 2, 3 и 4 имеет место молярный перенос. Новые объемы, получающиеся в результате этих химических реакций, нарушают равновесие масс и вызывают стефановский поток.
В этих условиях более строго представить
потоки компонентов в виде:
G = −D
dC
+ wC ,
dx
(1.6.35)
где w – скорость молярного переноса.
Это вносит существенные усложнения в
решение задачи. Для простоты будем пренебрегать изменением объема реагирующих веществ и заменим действительные реакции гипотетическими с равным объемом исходных и
конечных веществ. При сухой газификации эти
реакции таковы:
1. С + О2 → СО2;
2. 2С+ О2 → 2СО;
3. С + СО2 → 2СО;
4. 2СО + О2 → 2СО2.
Как показано в работах Л.Н. Хитрина и
В.В. Померанцева, это предположение, значи-
где k4 – константа 4-й реакции; х – координата.
d 2 p1 k 4
−
p1 = 0.
D
dx 2
(1.6.37)
2
⎛ k ∆2 x ⎞
⎛
⎞
⎟ + B exp⎜ − k4 ∆ x ⎟,
p1 = A exp⎜ 4
⎜ D ∆⎟
⎜
D ∆⎟
⎠
⎝
⎠
⎝
Решение (1.6.37) будем искать в виде
где А и В – постоянные, определяемые из граничных условий: x = 0, p1 = p10; x = ∆1, p1 =
= p10.
k 4 ∆2 D , который получается при решении этого уравнения, имеет смысл
критерия подобия, характеризующего отношение потока вещества, поглощенного гомогенной реакцией догорания 4, к его диффузионному потоку. Этот критерий Семенова позволяет оценить роль этой реакции в выгорании
углеродной частицы:
Комплекс
2
exp(Se х/∆ ) − exp(− Se х/∆ )
.
(1.6.39)
p1∆ sh (Se х/∆ ) + p10sh (Se (∆1 − x ) / ∆ )
,
sh (Se ∆1 / ∆ )
где sh (Se х/∆ ) =
p1 =
После интегрирования уравнения (1.6.37)
получим выражение для распределения парциального давления (концентрации) кислорода в
области 0 ≤ x ≤ ∆1:
(1.6.38)
Se = k 4 ∆2 D , или Se = k 4 D α D .
t
(1.6.36)
D d 2 p1
dx.
RT dx 2
и продифференцируем
t
k4
p1dx,
RT
G1 = −
D dp1
RT dx
Приравняв ее к выражению (1.6.36), приходим к уравнению
ее по х:
G1 = −
рис. 1.6.4). Воспользуемся формулой молекулярной диффузии для плоского слоя
113
Максимуму кривой p2(С2) с абсциссой
∆1 удовлетворяет условие p1 = р3 = p1∆ (см.
ц_
t
dG1 = –2dG2 = dG3, но dG1 = −
тельно упрощая решение, дает погрешность не
более 15 %. Кроме того, будем считать, что
приведенная пленка изотермична и находится
в стационарном состоянии. Оба эти предположения достаточно справедливы для мелких
частиц. Используя данные Б.Д. Кацнельсона и
Ф.А. Агафоновой, можно показать, что для
частиц размером около 10–4 м разница температур между поверхностью горящей частицы и
окружающей средой даже в начальной части
воздушного потока не превысит 100 °С. Время
установления стационарного состояния пограничного слоя составит только 1 % времени
выгорания частицы данного размера.
Рассмотрим высокотемпературное горение, при котором гетерогенные реакции протекают на внешней поверхности частицы настолько интенсивно, что можно пренебречь
реакциями внутри пор. В пределах приведенной пленки протекает реакция горения оксида
углерода, и в зависимости от условий происходит частичное или полное его сгорание.
Скорость данной гомогенной реакции определяется первым порядком реакции по компоненту, находящемуся в недостатке. Можно
составить систему уравнений баланса потоков
О2, СО2 и СО в элементе приведенной пленки
и получить граничные значения этих потоков
вблизи углеродной поверхности с учетом трех
гетерогенных реакций.
Распределение парциальных давлений в
приведенной пленке в общем случае представлено на рис. 1.6.4 (здесь и далее индексами при
р, С и G обозначены компоненты: О2 – 1;
СО2 – 2; СО – 3; Н2 – 4; Н2О – 5). В пределах
приведенной пленки возможно различное соотношение между парциальными давлениями
СО и О2. Около углеродной поверхности
кислород чаще всего находится в недостатке,
т.е. p1 < p3, а около внешней границы приведенной пленки ∆ p3 < p1. В первой зоне выгорание СО определяется концентрацией кислорода, а в третьей – концентрацией СО.
Уравнение баланса потоков на элементе
dx с учетом стехиометрии реакции 4 (если
пренебречь кривизной поверхности) имеет вид
ОБЛАСТИ И СХЕМЫ ГОРЕНИЯ УГЛЕРОДНЫХ ЧАСТИЦ
1
ц_
114
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Поток кислорода в этой области
D dp1
=
RT dx
Se
= −α D
p1∆1 ch (Se х ∆ ) −
/
RTsh (Se ∆1 /∆ )
G1 = −
[
− p10ch (Se (∆1 − x )/ ∆ )].
[
α DSe
p1∆1 −
RTsh (Se ∆1 /∆ )
− p10 ch (Se ∆1 / ∆ )] = −
k1 + k 2
p10 .
RT
(1.6.40)
Комплексы k1 / α D и k 2 / α D , которые
получаются из этого соотношения, имеют
смысл диффузионно-химических критериев
подобия на границе. Назовем их химическим
критерием Нуссельта:
Nuхим = ki / αD = Ni .
Для трех реакций, идущих на поверхности, соответственно имеем N1, N2 и N3. Из
выражения (1.6.40) находим
p10 =
p1∆1
⎛ ∆ ⎞ N + N 2 ⎛ ∆1 ⎞
ch⎜ Se 1 ⎟ + 1
sh ⎜ Se ⎟
∆⎠
∆⎠
Se
⎝
⎝
.
(1.6.41)
После подстановки в уравнение (1.6.37)
выражения для p1 (1.6.39) и интегрирования
находим поток СО. Для этого потока на поверхности частицы получаем соотношение,
учитывающее, что образование СО идет по
реакциям 2 и 3:
G30 =
k 2 p10 + k3 p20
.
RT
(16.42)
Используя граничное условие (1.6.42),
находим постоянную интегрирования в
выражении для G3, а затем, интегрируя
G3 = −
Аналогично можно получить выражения
для p2 и G2. Затем рассматриваем область
∆1 < x < ∆, но считаем, что реакция горения 4 первого порядка по СО, т.е. что
dG3 = −
Учитывая, что кислород на поверхности
углеродного массива расходуется по реакциям
1 и 2 с константами k1 и k2, получим выражение, определяющее поток кислорода на поверхности частицы (х = 0):
G10 =
р3 = p30 и x = ∆1, p3 = p3∆1, находим р3(х) и
G3(x).
D dp3
при граничных условиях х = 0,
RT dx
k3
p3dx . Тогда получаем потоки и
RT
концентрации компонентов, выраженные через
∆1 и р1∆1 , в пределах второй концентрационной области и на ее границах. Следует иметь в
виду, что в пределах пограничной пленки
должно выполняться условие р = p1 + p2 + p3 =
= p1∆ + p2∆ + p3∆, т.е. суммарное давление реагирующих компонентов должно быть величиной постоянной.
Сопоставляя потоки О2 и СО при x = ∆1,
получаем уравнения, из которых можно определить ∆ / ∆1 и p1∆, а затем находим выражения для концентраций и потоков на внешней
границе приведенной пленки. Эти потоки и
определяют интенсивность выгорания углерода, расход окислителя и соотношение количеств СО и СО2, выходящих за пределы пограничной пленки.
При сжигании высоковлажных топлив, таких как торф, бурые угли, древесина,
анализ процесса горения значительно усложняется по сравнению с горением относительно
сухих топлив. Число реакций возрастает, и
можно принять, что при высокотемпературном
горении углерода будут одновременно идти
реакции, приведенные выше. Все эти реакции
имеют разную скорость и, следовательно, поразному влияют на процесс горения.
Расчеты скорости конверсии СО водяным паром 4''' показали, что при температуре
около 1400 … 1500 К константа скорости реакции k4''' примерно в 20 раз меньше константы
реакции 4 и на семь – восемь порядков меньше, чем у реакции 4'. Поэтому для этих условий будем пренебрегать конверсией СО водяным паром. Можно также не учитывать реакции 3'". Наличие высокореакционного свободного водорода приводит к тому, что кислород,
диффундирующий к частице, начинает интенсивно расходоваться по реакции 4'. Константа
скорости реакции 4' (при температуре около
1500 К) значительно больше константы скорости реакции 4 и, следовательно, реакцией догорания СО в пограничном слое можно пре-
115
ОБЛАСТИ И СХЕМЫ ГОРЕНИЯ УГЛЕРОДНЫХ ЧАСТИЦ
небречь. Будем считать, что догорание СО
происходит в объеме основного потока дымовых газов.
В этом случае выгорание коксовой частицы будет определяться следующими гипотетическими реакциями, идущими без изменения
объемов (что дает небольшую ошибку в конечных выражениях для потоков компонентов):
1. С + О2 → 2СО2;
2. 2С+ О2 → 2СО;
d 2 p1
d (х/ ∆ )2
Обозначим
2
/
dG1 = −
D d 2 p1
dx;
RT dx 2
(1.6.43а)
dG4 = −
D d 2 p4
dx;
RT dx 2
(1.6.43б)
(1.6.43в)
Количество кислорода, поглощенного в
гипотетической реакции 4',
dG1 = −
k 4′
p1dx.
RT
(1.6.44)
С учетом стехиометрии реакции 4'
dG1 = dG4 = – 2dG5.
Приравнивая друг другу правые части
(1.6.33а) и (1.6.34) и вводя безразмерную координату х / ∆, получаем
комплекс
Но в данный комплекс входит константа
скорости реакции 4' вместо константы скорости реакции 4. Решение уравнения (1.6.45)
будет
3'. С + 2H2О → СО + H2;
D d 2 p5
dG5 = −
dx.
RT dx 2
по-прежнему
(1.6.45)
2
p1 = Ae
Примем, что приведенная пленка изотермична и находится в стационарном состоянии, а парциальные давления СО и Н2 на
внешней границе пленки равны нулю. Будем
считать, что скорость гомогенной реакции
горения водорода в пределах приведенной
пленки прямо пропорциональна концентрации
компонента, находящегося в недостатке, т.е.
водорода. Запишем систему дифференциальных уравнений потоков компонентов, диффундирующих сквозь элемент dx пограничной
пленки (считаем пленку плоской):
k 4' ∆2
p1.
D
k 4' ∆ D = Se .
3. С + СО2 → 2СО;
4'. 2H2 + О2 → 2H2О.
=
Se
x
∆
+ Be
− Se
x
∆.
(1.6.46)
Приравнивая потоки кислорода, диффундирующие к частице и поглощаемые в реакциях 1 и 2, и используя граничные условия, аналогичные ранее рассмотренным, определяем
коэффициенты А и В. После преобразований
получим распределения:
парциального давления кислорода по
толщине приведенной пленки
p1 =
p1∆
×
e − 2Se (Se − N 1 − N 2 ) + Se + N 1 + N 2
x
⎡
Se
× ⎢e − 2Se (Se − N 1 − N 2 ) e ∆ +
⎢⎣
+ (Se + N 1 + N 2 )e
− Se
x
∆
⎤
⎥;
⎥⎦
потока кислорода
G1 = −
αD
p1∆Se
×
−2Se
RT e (Se − N1 − N2 ) + Se + N1 + N2
x
⎡
Se
× ⎢e−2Se (Se − N1 − N2 ) e ∆ +
⎢⎣
(Se + N1 + N2 )e
−Se
x⎤
∆ ⎥.
⎥⎦
Решая уравнения (1.6.33а) – (1.6.33в) и
др., найдем соответствующие зависимости для
парциальных давлений и потоков остальных
компонентов. Для потока углерода с учетом
стехиометрических соотношений получим
116
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
GC =
αD
RT
⎧ N3
1
{p5 0,5 N 3' +
p2∆ +
⎨
N
N 3'
1
1
+
+
3
⎩
⎡
2Se e −Se N1 + 2 N 2 + ( N1 + N 2 )(2 + N 3' ) N 3 + N 3' ( N 2 − 1 − N 3) ⎤ ⎫⎪⎫⎪
+ p1∆ ⎢ N 3' +
⎥ ⎬⎬.
1 + N3
e −2Se (Se − N1 − N 2 ) + Se + N1 + N 2
⎣⎢
⎦⎥ ⎪⎭⎪⎭
При достаточно больших значениях Se,
когда темп поглощения кислорода не влияет на
распределение его концентрации в пограничном слое, можно принять, что постоянная
А = 0 в формуле (1.6.46). Решение уравнений
для этого случая приведено в работе В.В. Померанцева и С.М. Шестакова. Однако громоздкость полученных выше решений (1.6.29) –
(1.6.39) затрудняет их использование при обработке опытного материала и расчетах.
В связи с этим могут быть рассмотрены некоторые частные случаи, характерные для различных условий горения топлива, в которых
конечные выражения значительно проще.
Схемы горения углеродных частиц.
По мере роста температуры, т. е. возрастания
скорости реакций догорания СО и Н2, а также
увеличения толщины пограничного слоя кислород все в большей степени расходуется на
догорание СО и Н2 в пределах приведенной
пленки. При этом можно рассматривать три
случая:
1) схема горящего пограничного слоя –
кислород несмотря на реагированиес СО и Н2
достигает поверхности, и может протекать его
прямое взаимодействие с углеродом. Такая
схема горения возможна при сравнительно
невысоких температурах и небольшой толщине пограничного слоя;
2) схема двойного горящего пограничного слоя – кислород не достигает углеродной
поверхности, расходуясь полностью в пределах приведенной пленки на догорание СО и
Н2. В этом случае выгорание углерода происходит только по восстановительным реакциям
С + СО2 = 2СО и С + Н2О = СО + Н2, а пограничный слой делится на негорящую и горящую зоны, причем зона горения располагается
внутри приведенной пленки между двумя зонами, в которых горение отсутствует. Обычно
такая схема имеет место при высокой температуре процесса и горении довольно крупных
углеродных частиц или при слоевом горении;
3) схема с негорящим пограничным слоем – скорость горения СО и Н2 невелика, и,
следовательно, их горение в пределах приве-
денной пленки практически не влияет на распределение концентраций компонентов, прежде всего кислорода. В этом случае в пределах
приведенной пленки происходят только диффузионные процессы, а СО и Н2 выходят из
приведенной пленки и сгорают в газовом потоке. Такой случай имеет место при горении
мелких углеродных частиц в условиях умеренных температур (1200 … 1600 К), характерных
для существующих пылеугольных топок.
Анализ процесса горения удобно проводить с помощью критерия Se. Согласно расчетам, при Sе ≤ 0,4 можно пренебрегать горением СО и Н2 в пределах приведенной пленки и
применять для анализа процесса горения углеродных частиц схему негорящего пограничного слоя. Для 0,4 < Sе < 2 при анализе необходимо учитывать горение СО и Н2 в пределах
приведенной пленки и применять схему горящего пограничного слоя. При Sе ≥ 2 применяется схема двойного горящего пограничного
слоя. Если Sе > 100, то зона взаимодействия
СО и Н2 с О2 станет настолько тонкой, что эти
реакции будут происходить на поверхности
горения в объеме приведенной пленки. Если
процесс протекает в диффузионной или кинетической области, получаемые выражения
можно еще упростить (при горении в диффузионной области k >> αD, а при горении в кинетической области k << αD).
Двойной горящий пограничный слой.
При критерии Sе >> 2 можно применять схему
двойного горящего пограничного слоя, по которой толщина приведенной пленки разбивается на три зоны (см. рис. 1.6.4): 1 и 3 – только
молекулярной диффузии компонентов; 2 –
взаимодействия продуктов неполного сгорания
углерода СО, Н2, СН4 с диффундирующим им
навстречу О2.
Рассмотрим горение коксовых частиц сухих каменных углей. Так как концентрация
водяных паров в потоке относительно невелика, можно не учитывать реакций водяного пара
с углеродом кокса и Н2 с О2 в пределах приведенной пленки. Пусть температура процесса
117
ОБЛАСТИ И СХЕМЫ ГОРЕНИЯ УГЛЕРОДНЫХ ЧАСТИЦ
настолько высока, что скорость реакции СО с
О2 велика и Se > 100. Горение протекает по
реакциям: С + СО2 = 2СО на поверхности частицы и 2СО + О2 = 2СО2 в пределах приведенной пленки. Они могут быть заменены итоговой реакцией С + О2 = СО2, которая позволяет
сделать вывод, что поток углекислоты
G2∆, покидающей зону приведенной пленки,
равен потоку входящего в нее кислорода G1
(рис. 1.6.5).
При двойном горящем пограничном слое
вследствие сокращения диффузионного пути
кислорода (ему нужно пройти путь только до
зоны горения ∆1, а не до поверхности частицы – ∆) видимая скорость горения углерода в
диффузионной области примерно в 2 раза
больше, чем при окислительном горении до
образования СО2.
Подробное рассмотрение задачи при
p2∆ = 0 приводит к следующему условию пере-
хода от схемы с двойной горящей пленкой к
схеме с одинарной горящей пленкой:
1
Se
+
1
2N3
=
αD
k4 D
✓
+
αD 1
≤ ,
2k3 2
т.е. горящий пограничный слой примерно отвечает пределам критерия Семенова 0,4 ≤ Sе ≤ 2.
При горении высоковлажного топлива
концентрация паров воды в потоке велика и по
реакции С + Н2О = СО + Н2 образуется большое количество Н2 и СО. Поэтому кислород,
диффундирующий к углеродной частице, полностью расходуется в пределах приведенной
пленки на реакцию с Н2 и СО (рис. 1.6.6).
Таким образом, кислород не достигает поверхности частицы и она выгорает за счет восстановительных реакций С + СО2 = 2СО и С +
+ Н2О = СО+Н2. Константа скорости реакции
2Н2 + О2 = 2Н2О при топочных температурах
около 1500 К во много раз превышает константу скорости реакции 2СО + О2 = 2СО2.
8;.
~
"" OJ4
'
а
1
:
о
--х
-
'
(}
1
~;
Рис. 1.6.5. Распределение парциальных
давлений р и потоков Gi компонентов
в приведенной пленке около горящей
углеродной поверхности
при отсутствии водяных паров (схема двойного
горящего пограничного слоя при Se > 100)
Gt4'
I
-
Рис. 1.6.6. Распределение парциальных
давлений р и потоков компонентов Gi
в приведенной пленке при наличии водяных
паров в потоке газов (схема двойного горящего
пограничного слоя при Se → ∞)
118
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Примем, что кислород расходуется только по
реакции 4' и не реагирует в пределах приведенной пленки с СО (СО догорает в потоке).
Будем считать, что температурный уровень
процесса достаточно высок, критерий Se =
2
0,5
= (k4'∆ / D) > 100 и зона горения водорода
становится бесконечно тонкой. Распределение
концентраций реагентов в приведенной пленке
(предполагается, что пленка изотермична и в
ней отсутствует молярный перенос) для плоской задачи линейное. Потоки компонентов
сохраняются неизменными по всей толщине
пограничного слоя Gi = G0i.
Набор гипотетических реакций в этом
случае будет следующим:
3. С + СО2 → 2СО;
3'. С + 2H2О → СО+H2;
4'. 2H2 + О2 → 2H2О.
В результате решения системы уравнений получим выражения для парциальных
давлений и потоков компонентов. При этом
удельная скорость горения углерода
GC = (αD / RT) [p2∆N3 / (1 + N3) +
+ (p1∆ + 0,5p5∆) N3'/(1 + N3')].
При изменении в потоке парциального
давления О2 или Н2О зона горения будет перемещаться по толщине пограничной пленки.
При уменьшении концентрации кислорода
зона горения приближается к внешней границе
приведенной пленки (∆1 / ∆) → 1 и при p1∆ = 0
водород из пограничной пленки выходит в
поток. Обратная картина наблюдается при
увеличении в потоке парциального давления
О2 или при уменьшении парциального давле-
ния Н2О. В этом случае зона горения перемещается ближе к частице.
Условие, при котором кислород достигает поверхности частицы, следующее:
p1∆ ≥ 0,5N3' p5∆.
При ∆1 / ∆ = 0 процесс горения переходит от схемы с двойным горящим пограничным слоем к схеме с негорящим пограничным
слоем.
Негорящий пограничный слой. При малых
значениях критерия Se горением СО и Н2 в
пределах приведенной пленки можно пренебречь. Такой случай может иметь место при
горении мелких пылевых частиц в условиях
умеренных температур 1200 … 1600 К, характерных для пылеугольных топок. Оксид углерода в этом случае выносится из приведенной
пленки и сгорает в газовом потоке. Горение
СО в пределах приведенной пленки можно не
учитывать, если Sе ≤ 0,4. Это схема горения –
с негорящим пограничным слоем. Для нее
расчетные формулы сильно упрощаются. Потоки компонентов сохраняются неизменными
по всей толщине пограничного слоя G∆ = G0.
Распределение концентраций реагентов в приведенной пленке (предполагается, что пленка
изотермична и в ней отсутствует молярный
перенос) для плоской задачи линейное (рис.
1.6.7).
Набор гипотетических реакций в этом
случае будет следующим:
1. С + О2 → СО2;
2. С + О2 → 2СО;
3. С + СО2 → 2СО;
3'. С + 2H2О → СО + 2H2;
4'. 2H2 + О2 → 2H2О.
Gi
" Gs
·G2
о
.
ж
_LG1
Рис. 1.6.7. Распределение парциальных давлений р и потоков компонентов Gi у поверхности горящей
углеродной частицы (схема негорящего пограничного слоя):
1 – кинетическая область; 2 – диффузионная область
ОСНОВЫ ТЕОРИИ РАСЧЕТА ВЫГОРАНИЯ ПЫЛИ ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
Водород, образующийся по реакции 3',
реагирует с О2 по реакции 4' на поверхности
частицы. Скорость реагирования определяется
скоростью образования водорода по реакции
3', а не скоростью более быстрой реакции 4'.
Уравнение баланса потоков вследствие
изохоричности
гипотетических
реакций
|–G1| = G2 + G3.
В результате решения уравнений оказалось, что p5∆ = p50 и G5 = 0. Водяной пар, получившийся в результате реакции 4', тотчас
вступает во взаимодействие по реакции 3' с
углеродом кокса. Количество паров воды, образующееся в результате реакции 4', равно
количеству пара, вступающего в реакцию 3'.
При постоянном парциальном давлении компонентов в топочном объеме на поверхности
частицы устанавливается равновесие между
потреблением водяного пара по реакции 3' и
его возникновением по реакции 4'. Таким образом, водяной пар не диффундирует сквозь
пограничную пленку частицы и парциальные
давления водяных паров у поверхности частицы и в топочном объеме равны. Этот вывод
получен при решении системы уравнений,
описывающей диффузию компонентов сквозь
GC =
119
пограничную пленку и кинетику поглощения
их в реакциях, составленных с учетом предположения диффузии водяных паров к поверхности частицы.
Следует отметить, что замена гипотетических реакций 3' и 4' реальными не изменяет
этого вывода, так как в реальных реакциях
С + Н2О = СО + Н2 и Н2 + 0,5 О2 = Н2О количество водяного пара, образовавшегося и вступившего в реакцию, одинаково. Появляющийся в результате реакции 3' водород уменьшает
концентрацию кислорода на поверхности частицы. Принятие гипотетических реакций,
идущих без изменения объема, автоматически
приводит к равенству молярных объемов кислорода и углерода: GC = |–G1| = G2 + G3. Стехиометрический коэффициент, характеризующий отношение потока кислорода к потоку
углерода, β = G1 / GC = 1.
По формулам для гипотетических реакций необходимо принимать двойной поток СО,
чтобы удовлетворить фактическому соотношению между потоками |–G1| = G2 + 0,5G3.
Поток углерода в этом случае
αD
1
{p1∆ [N1 (1 + 2 N 3 ) + 2 N 2 (1 + N 3 )] +
RT (1 + N 3 )(1 + N1 + N 2 )
+ p2 ∆ N 3 (1 + N1 + N 2 ) + p5∆ N 3' (1 + 0,5 N1 + N 3 )}.
Вычисления парциальных давлений и потоков с учетом и без учета неизохоричности
реакций показывают, что даже при отсутствии
инертных газов (p2 / р = 1) в диффузионной
области (N3 ≥ 100) разность потоков реагирующих веществ, вычисленных с учетом и без
учета изменения объема при реакции, не превышает 30 %. При горении в воздухе эта поправка не превышает 10 %.
1.6.4. ОСНОВЫ ТЕОРИИ РАСЧЕТА
ВЫГОРАНИЯ ПЫЛИ ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
Факельный способ сжигания твердых топлив имеет определенные преимущества и
широко применяется в топочной технике современной энергетики. Для его реализации
требуется специальная подготовка топлива к
сжиганию (см. гл. 3.1), которая включает
дробление, сушку и размол исходного топлива.
При этом на сжигание в топку поступает полидисперсная пыль, содержащая частицы различных начальных размеров.
Измельчение топлива приводит к резкому увеличению площади поверхности гетерогенного реагирования, что улучшает контакт
горючего и окислителя и уменьшает время,
необходимое для сгорания твердых частиц.
Горение топливной пыли происходит в режиме
пневмотранспорта. Пылинки топлив движутся
практически вместе с газовым потоком, отставая от него на величину скорости витания,
а скорости обтекания их потоком малы, поэтому критерий Nu стремится к минимальному
значению. Однако интенсивность теплообменных и массообменных процессов (α и αD) оказывается достаточно большой, вследствие
малых размеров частиц, так как α = Nuλ/ δ и
α D = Nu D D / δ . В итоге факельные техноло-
гии обеспечивают сгорание частиц пыли за
короткое время пребывания их в топке.
Летучие топлива существенно облегчают
воспламенение. Мелкие пылевидные частицы
быстро прогреваются и происходит интенсив-
120
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
ный выход летучих. Летучие, выделяемые
мелкими частицами (размером до 200 мкм),
насыщают объем аэросмеси, образуя горючую
смесь, которая быстро воспламеняется.
На начальном этапе горения факела может
наблюдаться одновременное выгорание летучих и углерода кокса, однако выгорание углерода значительно более длительная стадия,
чем выход и горение летучих и составляет
70 … 90 % общего времени горения.
Конструкция горелочных устройств, их
размещение в топочной камере, скорость и
характер движения газовоздушных потоков
оказывают существенное влияние на воспламенение пылевоздушного потока и его устойчивость. В зоне вблизи горелок факел неоднороден. Поля скоростей, температуры, состава
газов, содержания горючих и концентрации
пыли, имеют четко выраженные максимумы и
минимумы. Однако вследствие интенсивных
турбулентных обменных процессов уже на
расстоянии двух калибров (диаметров) горелки
происходит существенное выравнивание концентраций пыли, кислорода, составляющих
продуктов горения и температуры в поперечном сечении факела [1 – 4 и др.].
Если рассматривать технологию сжигания пылевидного топлива в прямоточном факеле (рис. 1.6.8), то можно выделить ряд положений, которые использовались при разработке расчетных методов выгорания:
1) полноту сгорания топлива определяет
выгорание крупных и средних частиц исходной пыли;
2) выгорание углерода кокса таких частиц
происходит в условиях, когда имеется существенная однородность параметров по сечению
факела, что позволяет рассматривать одномерную схему выгорания по длине факела;
3) время стадий прогрева частиц, выхода
и горения летучих мало по сравнению с общим
временем выгорания;
4) для топлив с умеренной зольностью
влиянием золы на горение углерода кокса
можно пренебречь, так как она частично отделяется при размоле топлива и его горении. Это
позволяет рассматривать выгорание углеродных частиц;
5) влага топлива отделяется при сушке и
размоле в системе пылеприготовления и не
оказывает влияния на протекание стадий горения;
6) температура горящих частиц практически близка к температуре газовой среды
факела;
7) в кинетическом уравнении горения углерода принимается первый порядок по концентрации кислорода, как компоненту, находящемуся в недостатке;
8) используются кажущиеся кинетические характеристики реакций (не учитывается
отдельно роль внутреннего реагирования).
02.
-------бJ
Рис. 1.6.8. Схема организации прямоточного факела (а) и изменение размеров частиц δi,
температуры Т и концентрации кислорода С О по относительной длине факела z :
2
1 – бункер топлива; 2 – питатель сырого топлива; 3 – мельница; 4 – сепаратор пыли; 5 – пылепроводы;
6 – горелки; 7 – подвод сушильного агента; 8 – топочная камера
121
ОСНОВЫ ТЕОРИИ РАСЧЕТА ВЫГОРАНИЯ ПЫЛИ ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
Полидисперсность топливной пыли при
расчетах выгорания учитывается двумя методами: 1) основанном на введении характеристик полидисперсности сжигаемой пыли в
основные уравнения выгорания топлива [2, 3];
2) учитывающем полидисперсность путем
разделения массы пыли на ряд классов крупности, в каждом из которых размер частиц
усредняется так, чтобы площадь поверхности
топливных частиц равнялась суммарной площади поверхности пыли данного класса крупности [5, 7].
Эти положения использовались для разработки приближенных методов оценки выгорания. Ниже приводятся основные положения
метода расчета, предложенного В.В. Померанцевым, С.Л. Шагаловой и К.М. Арефьевым
(метод ЛПИ−ЦКТИ) [3]. В основу метода положено уравнение выгорания одиночной частицы в одномерном факеле (1.6.16).
Выражение для расчетной оценки удельной скорости горения углерода GC определяется условиями и выбирается в зависимости от
значения критерия Se и диффузионнокинетических критериев N1, N2, N3 в рассматриваемых условиях горения. В случае, когда
Se < 0,4 (негорящий пограничный слой),
N1 + N2 < 0,1, а N3 → 0, что соответствует кинетической области горения, выражение для
GC примет вид:
N1
α
α D k1
GC = D p1∆
CO 2 ,
=
RT
1 + N1 α D + k1
где CO 2 =
p1∆
– концентрация кислорода в
RT
3
газе, кмоль / м .
Концентрация кислорода СО 2 изменяет-
ся по длине факела вследствие выгорания
(рис. 1.6.8, б). Рассматривая кислородный баланс при горении 1 кг исходного топлива, учитывают, что летучие выделяются и сгорают в
самом начале траектории факела x, забирая
часть кислорода. Кроме того, О2 расходуется
на горение углерода кокса. Количество сгоревшего углерода топлива к заданному сечеr
нию факела можно найти по разности С – Gк,
r
где С – относительное исходное содержание
углерода кокса в рабочей массе топлива, кг/кг
топлива; Gк – количество углерода топлива, не
сгоревшего к сечению z (механическая неполнота сгорания кокса). С учетом сказанного
СО 2 =
⎤
рт
V0 ⎡
V0
0,21 к ⎢(α т − 1) 0 + Gк ⎥ ,
RT
Vг ⎣⎢
Vк
⎦⎥
0
где рт – давление в топке; Vк = 8,89 м3/кг –
объем воздуха, необходимый для сгорания 1 кг
углерода кокса; Vг − объем продуктов горения
1 кг топлива; αт – организованный избыток
воздуха при горении.
Тогда уравнение выгорания частицы
dδ i
p 2 M C Vк0
=− т
dτ
RT ρC Vг
k1
1+
1
Nu D
k1δi
D
⎤
⎡
V0
× ⎢(α т − 1) 0 + GC ⎥ ,
Vк
⎦⎥
⎣⎢
×
(1.6.47)
где MC = 12 кг/моль – молярная масса углерода; ρС – плотность углерода кокса; δi – текущий размер частицы.
Концентрация кислорода определяется
совместным выгоранием частиц различного
начального размера к определенному сечению
факела.
При горении частиц в кинетической области
k1δi
→ 0 . Это приводит к тому, что
Nu D D
правые части уравнения (1.6.47) будут одинаковы для частиц любого размера. Следовательно, выгорание всех частиц за время dτ
будет равным:
dδi = dδ1, или δ0i – δi = δ01 – δ1,
а кривые выгорания частиц в кинетической
области эквидистантны (рис. 1.6.8, б). Это позволяет использовать указанный закон выгорания для определения Gк. Связь между текущими размерами частиц и механической неполнотой сгорания кокса приводит к интегральному соотношению
Gк = С r
δ 01
dR0i ⎛ δi
⎜
dδ ⎜ δ
(δ 0i )τ 0i ⎝ 0i
∫
3
⎞
⎟⎟ dδ 0i ,
⎠
где δ0i и δi − соответственно текущий и начальный размер частицы; δ01 − начальный размер наиболее крупной частицы; R0i − относительное массовое содержание частиц, равных и
более крупных, чем δ0i в исходной пыли.
122
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Распределение частиц исходной пыли по
начальным размерам можно описать формулой
Розина – Раммлера:
R0i = e
− bδ 0ni
1,0 -----т---т----т--т--;1
,
где b и n – коэффициенты, характеризующие
соответственно тонкость помола и полидисперсность пыли.
Используя соотношения, вытекающие из
закона изменения размеров частиц при выгорании, получим
Gк = С
r
δ 01
∫
bnδ 0i e
− bδ 0ni
О, 1 ~-J---I---H7rt7~/
1
/
×
0,011-----J~H~-т-t--!-f-tiг-~
δ (0i )τ
3
⎡ δ − (δ 01 − δ1 ) ⎤
× ⎢ 0i
⎥ dδ 0i .
δ 0i
⎣
⎦
о, 003 1--+l---,L~~f-:f-;'--t--,
/
Вводим безразмерные соотношения: х =
= δ1 / δ01 − текущий относительный размер
наиболее крупной частицы; у = δ0i / δ01 − относительный начальный размер частицы i-го
класса крупности; т =
e − my
[y − (1 − x )]3 dy.
4−n
y
1− x
∫
1
n
e − my
[y − (1 − x )]3 dy
I1 = mn
4−n
y
1− x
∫
представляет собой долю, которую составляет
неполнота сгорания к моменту τ от исходного
количества кокса С r. Величина I1 является
функцией от относительного размера наиболее
крупной частицы и показателя полидисперсности топлива. Значение I1 может изменяться от 1
(в начале факела) до 0 в конечной части факела,
если x → 0, т.е. полностью выгорает наиболее
крупная частица. Зависимость I1 = f(x, n) представлена на рис. 1.6.9.
Значение R01, соответствующее наиболее
крупной частице пыли, должно быть близко к
0. Если принять m = 6,9, то R01 = е–т = 0,001.
Это условие позволяет получить соотношение
для определения размера самой крупной частицы:
1
⎛ 6,9 ⎞ n
δ 01 = ⎜ ⎟ .
⎝ b ⎠
х
0,9
1,0
Рис. 1.6.9. Значение интеграла I1(х):
––– – для кинетической области;
–– –– –– – для диффузионной
Тогда
n
1
Gк = С r mn
Интеграл
п
b δ 01
.
0,8
Поскольку неполнота сгорания углерода
кокса зависит от выгорания наиболее крупной
частицы, то необходимо установить связь между x и τ.
Уравнение выгорания наиболее крупной
частицы в кинетической области, вводя
β=
ρСVг RT 1
2 ⋅ 22,4 p т С r
и
a = (α т − 1)
V0 1
,
Vк0 С r
можно представить в виде
k
dx
= − 1 [a + I1 ( x)].
dτ
βδ 01
(1.6.48)
Если отнести значения k1 и β, которые
являются функциями температуры, к средней
эффективной температуре факела Тэф, то после
интегрирования (1.6.48) получим искомую
связь между временем выгорания факела и
относительным размером наиболее крупной
частицы:
1
k1τ
dx
=
= I 2 ( x) .
βδ 01 x a + I1 ( x)
∫
Отсюда появляется возможность найти I1 ( x)
в зависимости от τ (или связь между Gк и τ).
123
ОСНОВЫ ТЕОРИИ РАСЧЕТА ВЫГОРАНИЯ ПЫЛИ ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
n
1
∫
r
Gк = С mn
(1− x 2 )/2
1
[ (
e − my 2
y − 1 − x2
y 4−n
)]/ dy =
3
2
= C r I1 ( x).
Зависимость I1(x) для диффузионной области горения представлена на рис. 1.6.9. Выгорание топлива в диффузионной области горения определяется относительным размером
наиболее крупной частицы x. Уравнение выгорания наиболее крупной частицы в диффузионной области:
⎛
⎞
Рис. 1.6.10. Зависимости Gк = f ⎜ k1τ ⎟
r
⎜
⎟
С
⎝ βδ 01 ⎠
dδ1
2 ⋅ 22,4 pт Nu D D
=−
×
dτ
ρCVг RT δ1
⎡
⎤
V0
× ⎢(α г − 1) 0 + С r I1 ( x)⎥ ,
Vк
⎢⎣
⎥⎦
для кинетической области (сплошные линии)
⎛
⎞
и Gк = f ⎜ Nu D Dτ ⎟ для диффузной области
2
r
⎜ βδ
⎟
01 ⎠
⎝
С
(штриховые линии) при п = 1
На рис. 1.6.10 представлены расчетные
r
зависимости I1 = Gк / С как функции от комплекса
k1τ
, определяющего выгорание топβδ 01
лива в кинетической области (сплошные линии). Ход кривых выгорания определяется
также величиной n и комплексом а. Здесь же
показаны расчетные зависимости для диффузионной области горения факела.
Уравнение выгорания частицы в диффузионной области вследствие того, что
Nu D D
→ 0 примет вид:
k1δi
dδ i
2 M C Nu D D p т
V0
0,21 к ×
=−
dτ
Vг
ρ C k1δi RT
⎡
⎤
V0
× ⎢(α т − 1) 0 + Gк ⎥ .
Vк
⎢⎣
⎥⎦
Тогда закон изменения размеров частиц при
выгорании
δi d δ1 = δ1 d δ1, или dδi2 = dδ12 ,
[
(
)]
1
2
и δi = δ 02i − δ 01
− δ12 /2 . При этом скорость
выгорания мелких частиц будет больше, чем
крупных. В итоге изменится и интегральное
выражение для Gк:
или, после введения безразмерных комплексов
x, β и а
dx
Nu D D
[a + I1 ( x)].
=−
2
dτ
βδ 01
x
(1.6.49)
Если отнести β и D к средней эффективной температуре факела, то после интегрирования (1.6.49) получим I2(x), выражающим
связь между x и τ:
1
Nu D Dτ α D τ
xdx
=
=
= I 2 ( x),
2
βδ
a
+
I1 ( x )
βδ 01
01
x
∫
где α D =
Nu D D
− коэффициент массообмеδ 01
на для наиболее крупной частицы.
Таким образом, в диффузионной области
полнота сгорания топлива будет определяться
комплексом
NuD Dτ
G
- - . Зависимости I1 = к =
2
βδ01
Сr
⎛ Nu D Dτ ⎞
⎟ представлены на рис. 1.6.10
= f⎜
⎜ βδ 2 ⎟
01 ⎠
⎝
(штриховые линии). Следует отметить, что при
выгорании топливной частицы происходит
(вследствие уменьшения ее размера) переход
из одной области горения в другую. Уменьшение размеров частицы приводит к интенсификации диффузионного обмена и все большее
влияние приобретают кинетические факторы.
124
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
В промежуточной области горения приходится учитывать влияние как массообменных, так и кинетических факторов. Вследствие
этого, выводя закон, определяющий выгорание
частиц разного размера, приходим к выражению:
!5.i!:_
J31501
⎛
⎛
kδ ⎞
kδ ⎞
⎜⎜1 + 1 i ⎟⎟dδi = ⎜⎜1 + 1 1 ⎟⎟dδ1. (1.6.50)
⎝ Nu D D ⎠
⎝ Nu D D ⎠
Так же, как при рассмотрении процесса
выгорания полидисперсного пылевидного факела для кинетической и диффузионной обласr
тей, представляя Gк = С I1(х) и определив
I1(х) с учетом закона выгорания отдельных
частиц (1.6.50), придем к уравнению выгорания наибольшей частицы:
dx
k
a + I1 ( x)
.
=− 1
dτ
βδ 01 1 + k1δ 01 x
Nu D D
k1τ
=
βδ 01
∫
x
k1δ 01
x
Nu D D
dx = I 2 ( x).
a + I1 ( x )
1+
⎛ kδ ⎞
k1τ
= f ⎜⎜ 1 01 ⎟⎟ и
βδ 01
⎝ Nu D D ⎠
⎛ Nu D D ⎞
⎟
= f ⎜⎜
⎟
⎝ k1δ 01 ⎠
апроксимируются
Nu D Dτ
=
2
βδ 01
прямыми
линиями независимо от значений n и I1(х).
Результаты расчетов представлены на рис.
1.6.11, где точками нанесены результаты решений при определенных значениях n и I1(х).
Практически линейная зависимость I2(х)
от
Nu D D
и n во всех областях горения поk1δ 01
зволила разработать достаточно простую
методику расчетной оценки и построить расчетные номограммы (рис. 1.6.12) для расчета
выгорания в кинетической и диффузионной
областях горения. Левые части номограмм
дают зависимость величины I 2 ( x) =
о
k 1IY01
Рис. 1.6.11. Зависимости
Многочисленные расчеты выгорания
полидисперсного угольного факела в промежуточной области горения показали, что зависимости
а, 5
Nu»Il
Интегрируя это уравнение при средней
эффективной температуре факела, получим
связь между изменением х и τ:
1
1,0
k1τ
или
βδ 01
и
⎛ Nu D D ⎞
Nu D Dτ
⎟
= f⎜
2
⎜ βδ ⎟
βδ 01
01 ⎠
⎝
⎛ kδ ⎞
k1τ
= f ⎜⎜ 1 01 ⎟⎟ для п = 1, I1(х) = 0,001
βδ 01
⎝ Nu D D ⎠
при разных значениях а
I 2 ( x) =
Nu D Dτ
от параметра а при различ2
βδ 01
ных значениях I1(х) и n = 1. По правой части
номограмм определяются поправочные коэффициенты b для случаев n ≠ 1 [3].
Искомые величины I2(х) для случаев
n ≠ 1 определяются по соотношениям:
I 2 ( x) =
I 2 ( x) =
--1
k1τ
kτ
= 1
βδ 01 βδ 01
+ b(n − 1) ;
n =1
Nu D Dτ Nu D Dτ
=
+ b(n − 1) .
2
2
βδ 01
βδ 01
n =1
Данная методика носит приближенный
характер, однако точность расчетов достаточна
для оценок в интервале 0,8 ≤ n ≤1,6. Используя
данные зависимости, можно рассчитать либо
время полного сгорания топлива, либо неполноту сгорания топлива при заданном времени
125
ОСНОВЫ ТЕОРИИ РАСЧЕТА ВЫГОРАНИЯ ПЫЛИ ТОПЛИВА В ФАКЕЛЕ
Ь
I2
1,=0,0001/
о.ао, /
v
1/ /
.,,, ~ V ~
~
60
11 =О,0001/ .,,
20
0,00J.,IТ/
zo
10
6
/
11 =О,01
V.,,/ / V о.~
_--.....: ,.._ 0,0J
-г
,__
,,. 1/ /
ч,06 1
V
r--.. U.UI
0,6
.t:--- :-1"""'0 1 o,z г--. f=::: ~~ 0,1
~~V"
:- r<o.z
o,z r- t-L" ;;~
0,1
V
-1"
rz-
~vv
"" .....
/
--
~
"'
Q,Ol
10,60,40,Z0,10,06 o,oz
I2
,,, V
.,,
1 1 =0,оо_о1~
0,001.,,~
,,...
/ 7 О,Оу
I./V
/
u.11.1
O,OZ0,060,10,'Z.
О,6а
й) Ь
~
v ...
-
z
~ ,.._
;о&
o,oz 0,060,1 o,z
О, 6
1а
его сгорания. Связь между I1(х) и потерей теплоты q4 от механической неполноты сгорания,
%, достаточно проста:
Gк
q4 Qir 1
=
,
C r 100 Qк C r
где Qк = 33,913 МДж/кг – удельная теплота
сгорания углерода кокса; Qir − низшая удельная теплота сгорания топлива.
Расчеты выгорания в промежуточной области зависят от диффузионно-кинетического
критерия
6
I 1=0,0I
VVvri.a.L~ .....
1
.,,v,.,.........v~.06
r-..
V
~ ----- -г--.1,l0,0J
......
V 1.,, .,,
,....
'r,...
0,6
~ V r:,_., с:::.~ 1--[j" o,z ~D--F=:::~
~
~
t-' 0,2
0,06 01Г"7 r--,r-,.
0,1
a,z
1,,,,У
""
-
-
~""
0,01
10,60,40,'Z.0,10,ОБ
a,oz
O,OZ0,060,10,Z
О,61й
1 1 =о. а,
......
6)
I1 ( x) =
,а
,о
о.~
1о,бО, 4 a,z 0,1о,об o,oz
а.и,
б)
:-.::::--..~-.OfJ
~ V /--:,.....~О[
0,2
r-,
,,, //.,,,,,,,..о,,
0,1 0,06'~~
,, /
:~.::::.,.
01.....,
0,0.
o;ir----- ..........1......
/ ,,,,,,_,,,,,.. lJlJ-- ,-/
/
•
60
k1δ 01
k
= 1 , т.е. от смещения проNu D D α D
⎛ kδ
⎞
цесса в сторону кинетической ⎜⎜ 1 01 → 0 ⎟⎟
⎝ Nu D D
⎠
⎛ Nu D
⎞
D
→ 0 ⎟⎟ от
или диффузионной области ⎜⎜
⎝ k1δ 01
⎠
Рис. 1.6.12. Номограмма для расчета
выгорания полифракционного
пылеугольного факела:
а – в кинетической области;
б – в промежуточной области
при k1δ01 / (NuDD) = 1 ;
в – в диффузионной области
⎛ NuDD
⎞
→1⎟⎟ .
⎝ k1δ01
⎠
идеально промежуточной области ⎜⎜
При этом для оценки выгорания в промежуточной области горения необходимо строить
вспомогательные графики, аналогичные рис.
1.6.11, и определять величину I1(х) методом
последовательных приближений. В настоящее
время имеются программы расчета по представленной методике, что значительно упрощает ее использование.
Представленная методика расчета позволяет проанализировать влияние на процесс
выгорания режимных факторов (αт, Тг.в и др.)
и выполнять сравнительные оценки выгорания
топлива при различных условиях организации
процесса в прямоточном факеле.
Одним из важнейших вопросов выполнения расчетных оценок является вопрос о влиянии температурных условий на выгорание
топлива. Авторы рассмотренной методики
предложили выполнять расчеты при постоянной заданной средней эффективной температуры факела Тэф [3]. При этом центральным
126
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
вопросом является закон осреднения температуры для переменного температурного поля
топочной камеры. Расчеты при средней эффективной температуре факела должны давать тот
же результат по выгоранию топлива, что и при
реальном переменном температурном поле.
Температура в любой точке траектории
факела определяется соотношением между
тепловыделением при сгорании топлива и теплоотводом от горящего факела. Строго, расчеты теплообмена и выгорания топлива в топочной камере должны проводиться совместно.
В этом направлении сейчас ведутся работы и
разрабатываются программные комплексы с
использованием возможностей современных
ЭВМ, уточняются исходные данные для моделирования сложного переплетения взаимно
влияющих топочных процессов [6, 7, 9 – 11].
Закон осреднения температуры факела,
учитывающий сложные механизмы протекающих процессов, предложено установить на
основе уравнений, описывающих выгорание
топлива в полидисперсном факеле [3, 6].
А.М. Гурвичем и А.Г. Блохом предложена
трехпараметрическая формула для описания и
анализа температурного поля (вдоль оси факела). Эта формула достаточно хорошо описывала
реальные температурные поля топок различной
мощности, оборудованных горелками разных
конструкций. Безразмерная температура
Θ = (е–αz – Ae–βz)1 / 4,
(1.6.51)
где z – относительное расстояние от места
ввода топлива, выраженное в долях от полной
длины факела; А, α и β – опытные коэффициенты, которые находятся по экспериментальным данным о начальной безразмерной температуре факела (температуре аэросмеси) Θн,
температуре на выходе из топки Θ′т′ и коор-
динате zmax, определяющей положение максимума температуры в топочной камере.
Опытные данные распределения температуры вдоль оси факела, полученные
ОАО "НПО ЦКТИ", ОАО "ВТИ", ОРГРЭС и
другими
организациями,
использовались
для анализа влияния различных конструктивных и режимных факторов на положение максимума температуры и ход температурной
зависимости. Установлено, что формула
(1.6.51) хорошо отражает реальное температурное поле и влияние различных факторов,
поэтому она принята за основу для усреднения
температуры.
Из уравнений выгорания факела следует,
что основные определяющие факторы сосредоточены в комплексе I2(х) – в кинетической области горения. Рассматривая зависимость от Θ
основных величин, входящих в этот комплекс,
⎛ Е 1⎞
−⎜ a ⎟
RT
е ⎝ a Θ⎠ ;
получим: k1 ~
β ∼ Θ ; τ1 ∼
z
z
∼ .
W
Θ
--/
⎛E 1 ⎞
⎟
−⎜⎜ a
RTa Θ( z) ⎟
⎠
e⎝
2
Θ (z) .
Следовательно, I2(x) ∼
Cреднюю эффективную температуру факела
Θэф = Тэф / Та для кинетической области можно найти из интегрального соотношения:
1
∫
0
e
1
E
− a
RTa Θ ( z )
2
Θ ( z)
dz
=
e
E
− a
1
RTa Θ
эф
Θ 2эф
.
Интеграл в левой части этого равенства
рассчитывался для различных значений Θ′т′ ,
zmax,
Ea
= Arr и Θн с использованием форRTa
мулы (1.6.51). Анализ расчетных данных для
условий реальных полей температур показал,
что Θэф слабо зависит от Arr и Θн. Поэтому
для ее определения достаточно использовать
зависимость только от Θ′т′ и zmax.
В диффузионной области горения факела
среднюю эффективную температуру можно
найти осредняя комплекс
Nu D Dτ
. Если
2
βδ 01
D ~ Θn, а NuD практически не зависит от тем-
пературы в условиях горения пылеугольного
факела, то Θэф в диффузионной области можно
определить из соотношения:
п
Θ n ( z )dz Θ эф
.
=
2
2
z
Θ
(
)
Θ
эф
0
1
∫
Зависимость коэффициента диффузии от
температуры близка к квадратичной, следовательно, результаты выгорания в диффузионной
области практически не зависят от температуры.
Учитывая, что горение пылеугольного
факела в промежуточной области горения идет
чаще с преобладанием роли кинетических
факторов, Θэф принято находить по зависимости, представленной на рис. 1.6.13, которая
имеет универсальный характер.
ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
о,
9 1------+------т-~_.,...,....,.~
0,8 1-----1~~~~----1
о, 7 l - - , , - ' - - - - ~ - - 1
0,6
t---7'"-t-~------i
o,s
о,6
о, 1
о.в
е;
Рис. 1.6.13. График для определения
средней температуры факела
Несмотря на развитие в последние годы
численных методов расчета сложных физикохимических процессов, задача создания расчетных моделей выгорания и теплообмена в
топочных камерах, удовлетворяющих по учету
влияния различных факторов, универсальности и точности расчета, далека от своего завершения. Конечно, за методами численного
моделирования – будущее. По мере развития и
уточнения расчетных моделей и вычислительной техники они станут мощным инструментом оптимизации режимных и конструктивных
решений при создании и эксплуатации топок.
Однако роль простых и физически обоснованных приближенных аналитических методов расчета, подобных рассмотренному выше,
остается важной, так как они наглядно показывают сложную взаимосвязь явлений, протекающих при горении, позволяют сравнительно
просто сделать сравнительные расчеты. Поэтому такие методы широко используются в
научно-технических разработках.
1.6.5. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ
И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
Особенности организации и условий
выгорания в слоевых процессах. Слоевые
методы энергетического использования твердого топлива широко применяются наряду с
факельными методами сжигания. Слоевые
топки, аппараты для газификации топлива и
технологические устройства широко используются в энергетике, коммунальном хозяйстве,
металлургии и химическом производстве.
Преимущества слоевых технологий: простота организации процесса, отсутствие сложной системы пылеприготовления, универсаль-
127
ность (возможность использования топлив с
различными характеристиками) и высокая
устойчивость процесса горения – делают слоевые технологии горения предпочтительными
особенно для установок сравнительно небольшой производительности. Слоевые процессы
обладают возможностями интенсификации
тепловыделения.
В слоевых устройствах обычно используют сортированное твердое топливо, содержащее
частицы размером 0,005 … 0,05 м. Высокая
концентрация топлива в единице объема слоя
приводит к развитию в слоевых процессах высоких температур. В итоге слоевые процессы
обычно смещены в сторону диффузионной области горения. Это подтверждено существенной
зависимостью скорости горения топлива в слое
от интенсивности подвода дутья.
Схема противоточного слоя. Наибольшее распространение получила cxeмa противоточного слоя (рис. 1.6.14, а), по которой топливо подается на колосниковое полотно и пронизывается дyтьeвым воздухом снизу. Такая
схема проста, обладает устойчивым воспламенением свежего топлива, которое поступает на
раскаленный горящий слой и омывается горячими дымовыми газами, выходящими с поверхности слоя. Частицы топлива при этом
быстро сушатся, прогреваются, начинают выделять летучие и воспламеняются. Это позволяет сжигать в противоточных слоевых топках
топливо с влажностью до 50 … 55 %.
При этом возрастание форсировки за счет
увеличения расхода воздуха приводит к росту
скорости фильтрации воздуха в слое и выносу
из него все более крупных топливных частиц.
Крупные частицы топлива уже не успевают
сгореть в надслоевом пространстве. В результате возрастает механический недожог и затрудняется сжигание в слоевых противоточных топках полидисперсного топлива, содержащего значительное количество мелких частиц. Как правило, вследствие этого, теплонапряжение зеркала горения слоевых противоточных топок
qR =
BQir
< 1,6 ⋅ 10 6 Вт/м 2 ,
Fреш
где В – расход сжигаемого топлива; Fреш –
площадь колосникового полотна решетки.
Схема кипящего слоя. Дальнейшее увеличение форсировки слоевого процесса приводит к началу активной перестройки залегания
128
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Топлибо
Дыl-fобые
газы
h
с, т
1
f
J
Воздух
•
Зола-tшлак
й)
Топливо
h
t
дымовые
газы
т
с,т
рола
б)
Возоух
h
Рис. 1.6.14. Основные схемы слоевого процесса и изменение температуры
и концентраций СО, СО2 и О2 в слое:
а – противоточный слой; б – кипящий слой; в – прямоточный слой
в слое частиц топлива, возрастающему выносу
их из слоя, и, наконец, при некотором критическом расходе воздуха весь слой теряет свою
устойчивость и переходит в кипящее или
псевдоожиженное состояние, характеризующееся беспорядочным движением всей массы
частиц над поверхностью решетки (рис. 1.6.14,
б). Условием потери аэродинамической устойчивости противоточного слоя и перехода слоевого процесса в псевдоожиженное состояние
является уравновешивание веса материала
перепадом давлений потока воздуха:
ρ нас g = −
dp
.
dz
Интегрирование этого уравнения по высоте слоя с учетом реальных характеристик
слоя монодисперсного материала позволяет
получить условие потери устойчивости слоя:
∆рсл
= (ρ ч − ρг )g (1 − m0 ) ,
Н0
где ∆рсл – перепад давлений воздуха на слое;
Н0 – начальная высота слоя в стационарном
(устойчивом) состоянии; ρнас, ρч, ρг – плотность соответственно насыпная (материала в
слое), частиц и потока газов (воздуха); т0 –
начальная порозность засыпки.
После перехода слоя в псевдоожиженное
состояние сопротивление слоя ∆рсл практически перестает зависеть от расходной скорости
потока w (рис. 1.6.15).
ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
129
лр,л
Л Рсл
ч-
1
1\
1\
а
Wкpt
wкpz
w
о
а)
Wвur
Wкр
w
б)
Рис. 1.6.15. Изменение сопротивления слоя ∆рсл в зависимости от скорости потока w:
а – при выходе на режим кипения без учета факторов, усиливающих сцепление частиц;
1 – мелкие зерна; 2 – крупные зерна;
б – при переходе от неподвижного слоя к закипанию (3) и дальнейшему увеличению скорости до wвит (4);
5 – обратный ход кривой от кипения к устойчивому слою
Критическая скорость перехода слоя в
псевдоожиженное состояние wкр зависит от
крупности и однородности зерен материала. Если
за показатель однородности материала п принять
неоднородность размеров δ и плотности ρ исходных частиц, то n = δmaxρmax / δminρmin. При
п ≤ 10 обычно удается предотвратить суффозию (миграцию и вынос мелких частиц из слоя
крупного материала) и обеспечить однородное
вскипание материала слоя.
Стационарный кипящий слой существует
в ограниченном интервале расходной скорости
потока:
wкр ≤ w ≤ wвит,
где wкр и wвит – скорость соответственно критическая расходная и витания частиц материала слоя.
При скоростях потока ниже wкр слой находится в неподвижном состоянии на решетке,
а при скорости потока выше скорости витания
wвит происходит унос всех частиц слоя (режим
пневмотранспорта частиц) и кипящий слой
перестает существовать. В кипящем слое возможно повышение форсировки слоевого процесса до (2,5 … 3)·106 Вт/м2. Кипящий слой
обладает высокой интенсивностью процесса
переноса, что обеспечивает более равномерное
распределение температуры и концентрации
продуктов горения по высоте слоя, чем в пределах неподвижного противоточного слоя.
Если высота противоточного (или кипящего) слоя достаточно большая, то кислород
дутья расходуется полностью к некоторой
промежуточной высоте слоя hкз. Эту высоту
называют высотой кислородной зоны. В то-
почных устройствах высота слоя меньше hкз,
что исключает возникновение в слое восстановительной зоны hвз, в которой отсутствует
кислород и макрохимизм процесса иной, чем в
кислородной зоне слоя. При газификации топлива, наоборот, высоту слоя увеличивают,
чтобы увеличить hвз.
Если в кислородной зоне итоговой реакцией расходования углеродного материала
является С + О2 = СО2, то в восстановительной
зоне идет газификация углерода через восстановительные реакции.
Топочные устройства кипящего слоя стали интенсивно внедряться в последние 30 лет в
связи с возможностью осуществлять устойчивый процесс горения мелкодробленого топлива (δч < 10 … 15 мм) в условиях низкотемпературного процесса (Т < 1200 К). При осуществлении сжигания топлива при температурах
850 … 950 °С и добавки в слой связующих
сорбентов (СаО, Са(ОН)2 и др.) удается получить низкие выбросы NOx и почти полностью
связать и уловить образующиеся оксиды серы.
Это является большим преимуществом технологии кипящего слоя. Температурное поле
кипящего слоя почти полностью изотермично
вследствие высокой интенсивности тепломассообменных процессов в слое и между частицами и потоком газов. Этому способствует
низкая концентрация горючего в объеме кипящего слоя. Процесс протекает устойчиво
даже при концентрации всего несколько %,
остальная масса материала слоя – инертный
наполнитель и сорбент. Для описания обмена
между частицами и потоком можно использовать зависимость Nu = 0,1Re / mPr1 / 3 [16].
130
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Схема прямоточного слоя. Третьей распространенной схемой слоевого процесса является сжигание (газификация) в прямоточном
или "зажатом" слое (см. рис. 1.6.14, в). Подача
воздуха и подвод воздушного дутья осуществляется либо сверху, либо перекрестно (топка
скоростного горения ОАО НПО "ЦКТИ").
При этом топливо прижимается к колосниковой (зажимающей) решетке не только под
действием веса, но и аэродинамическим сопротивлением слоя набегающему потоку воздуха. Решетка препятствует нарушению аэродинамической устойчивости слоя при увеличении интенсивности дутья. Элементы зажимающей решетки оказываются в зоне высоких
температур, поэтому необходимо их надежное
охлаждение, которое выполняется обычно
включением элементов решетки в циркуляционные контуры котла. Процесс с обращенным
или зажатым слоем почти на порядок интенсивнее процесса с противоточным слоем,
однако при этом утрачено интенсивное нижнее
зажигание свежего топлива, поэтому термическая подготовка и розжиг топлива осуществляются в специальной камере подготовки,
откуда на слой поступает уже горящий полукокс топлива.
Основные зоны горения в неподвижном
слое. Рассматривая более детально развитие
процесса преобразования топлива в условиях
слоя, можно отметить, что пространство слоя
по высоте распадается на ряд характерных зон
(рис. 1.6.16).
В поверхностной зоне слоя – зоне подготовки к горению – происходит нагрев, сушка и
начинается выход летучих. Учитывая высокую
интенсивность этих процессов в условиях противоточного слоя, они протекают и заканчиваются в тонкой поверхностной зоне, высота
которой не превышает обычно размера средней частицы. Частица практически теряет влагу, прогревается до 1000 … 1100 К, что вызывает интенсивных выход летучих. Летучие
вступают в активное взаимодействие с потоком и сгорают или частично выносятся в надслоевое пространство, где происходит их догорание за счет вторичного воздуха. Образовавшийся полукокс имеет не только измененный качественный состав по сравнению с исходным топливом, но и плотность, и структуру, при этом увеличивается внутренняя пористая структура. Процессы в этой зоне приводят
к росту температуры коксового остатка и способствуют началу главной стадии горения –
выгоранию углерода коксового остатка. Зона
выгорания углерода кокса занимает по существу всю остальную высоту горящего слоя (а в
случае прямоточного слоя – всю высоту слоя).
Такая схема горения слоя является упрощенной. Она получила развитие в работах
Топливо
z'
N
2"
t
Рис. 1.6.16. Основные зоны горения в неподвижном слое при противоточной схеме процесса
и изменение температуры Т и концентраций С в нем:
1 – сушки и выхода летучих; 2 – выгорания углерода кокса; 2′ – восстановительная; 2′′ – кислородная;
2′′′ – шлаковой подушки (выжига шлака)
ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
Г.Ф. Кнорре, А.С. Предводителева, Х.П. Колодцева, Л.Н. Хитрина, В.В. Померанцева и др.
[3, 5 – 16].
Четкую границу между зонами в слое установить трудно, так как происходит взаимное
наложение и ввиду особенностей развития процессов в горящей частице кокса они носят размытый характер. Вместе с тем, схема отражает
общее развитие слоевого процесса. При достаточно большой высоте слоя зона горения кокса
распадается на два участка: кислородную и
восстановительную зоны. Обладая высокой
химической активностью, кислород играет основную роль при выгорании углерода в пределах кислородной зоны слоя. Однако на поверхности коксовых частиц протекают и восстановительные реакции с образованием СО.
При высоких температурах, характерных
для зоны горения углерода кокса, расход
кислорода на горение образующегося СО может быть настолько большим, что кислород не
достигает поверхности коксовых частиц
(Se > 0,4), т.е. процесс протекает по схеме
горящего пограничного слоя или двойного
горящего по граничного слоя (Se > 10). Вместе
с тем, итоговая реакция в кислородной зоне
слоя будет С + О2 = СО2.
К высоте hкз свободный кислород в потоке израсходуется полностью и в восстановительной зоне выгорание углерода может идти
только через восстановительные реакции: С +
+ СО2 = 2СО или Н2О + С = СО + Н2, которые
идут с эндотермическим эффектом, что приводит
к снижению температуры в восстановительной
зоне слоя. Максимальные температуры обычно
достигаются на высоте hкз и близки к Tа.
Под влиянием высокой температуры зола
большинства видов топлива расплавляется и
образует на поверхности частиц мельчайшие
шлаковые шарики, которые сдуваются потоком газов и, образуя более крупные капли,
стекают вниз навстречу газовоздушному потоку. Теплообмен со встречным все более холодным потоком приводит к застыванию и
грануляции шлака в нижних участках слоя.
Постепенно шлак накапливается на поверхности колосникового полотна образуя "шлаковую подушку", которая защищает колосниковое полотно от теплового воздействия слоя
горящих частиц, что одновременно с охлаждающим воздействием дутья обеспечивает надежную и длительную работу колосникового
полотна. В этой сравнительно тонкой самой
нижней зоне слоя происходит выгорание остат-
131
ков углерода кокса. Таким образом, основную
высоту горящего слоя топлива занимает зона
выгорания углерода.
Анализ выгорания и газификации
слоя топлива. Представление о физико-химических условиях горения топлива в слое позволяют сформулировать основные положения, которые можно использовать при анализе
выгорания и газификации слоя:
1) основным процессом является выгорание углерода кокса. Зона выгорания углерода
кокса занимает основную часть противоточного слоя, а в случае прямоточной схемы слоевого процесса – всю высоту слоя;
2) летучие не оказывают существенного
влияния на выгорание углерода кокса, так как
их горение протекает вне слоя топлива;
3) при достаточно большой высоте горящего слоя он распадается на две зоны: окислительную и восстановительную; макрохимизм
выгорания углерода в этих зонах различен;
4) зола (при горении топлив с умеренной
зольностью) не оказывает существенного
влияния на скорость горения углерода кокса.
Можно рассматривать горение углеродных
частиц;
5) в зоне горения и газификации слоя
развиваются высокие температуры, при этом
горение крупных частиц (размером более
10–3 м) происходит по схеме горящего и даже
двойного горящего пограничного слоя и в
диффузионной области горения;
6) топливо, поступающее на горение в
слой, носит полидисперсный характер и состоит из частиц разного начального размера
(10–5 … 10–1 м).
Анализ выгорания и газификации топлива в слое проводился для различных схем
аэродинамической организации процесса [6,
14]. Более полно основные положения, изложенные выше, выполняются для прямоточной
схемы организации процесса, когда вследствие
предварительной термической подготовки
топлива в зону активного горения поступает
горящий кокс, практически без летучих и нагретый до 1000 ... 1200 К.
В основу анализа процесса выгорания и
газификации слоя положено уравнение выгорания углеродной частицы (1.6.16).
Процесс в кислородной зоне горящего
слоя. При схеме горения двойного горящего
пограничного слоя, когда Se → ∞, поток кислорода G1 равен потоку покидающей пограничную пленку углекислоты G2 и число молей
132
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
кислорода, углекислоты и выгоревшего углерода связаны уравнением
G1 = –G2 = GС.
В случае двойного горящего пограничного
G1 = −G2 = −
2 p1∆ + p2 ∆
⎛1
1 ⎞
⎟⎟
RT ⎜⎜ +
⎝ k1 α D ⎠
,
где р1∆ и р2∆ – парциальное давление соответственно кислорода О2 и углекислоты СО2.
Учитывая, что горение протекает в диффузной области горения (αD << k1), пренебрегая кинетической составляющей, имеем
G1 = α D (2 p1∆ + p2 ∆ )
1
RT
.
Тогда уравнение выгорания для любой
частицы примет вид ( в предположении, что
частицы – шары с диаметром δi):
−
πδi2
24
α D (2 p1∆ + p2 ∆ )dτ = πδ2
dδi .
RT
ρC
(1.6.52)
Из рассмотрения уравнений выгорания,
полагая, что αD зависит от размера частицы,
получим, что в слое за время dτ частицы выгорают на одинаковую величину dδi = dδ1, т.е.
наблюдается эквидистантность кривых выгорания (рис. 1.6.17). К некоторой высоте слоя h
мелкие частицы выгорят и останутся частицы
начального размера больше, чем δ 0i h . При
этом связь выгорания любой частицы и наиболее крупной следующая:
δ01 – δi = δ01 – δ1.
(1.6.53)
Вследствие выгорания из количества углерода кокса Вк, поступающего на единицу
поверхности слоя до сечения слоя, отстоящего
от поверхности на величину h, дойдет меньшее
количество углерода кокса Bh (рис. 1.6.18).
Если известен гранулометрический состав
исходного топлива R0i = f(δ0i), то, опираясь на
закон выгорания (1.6.53), можно найти величину Bh:
Bh = Bк
δ01
∫
δ0 ih
dR
dδ 0i
⎛ δi
⎜⎜
⎝ δ 0i
3
⎞
⎟⎟ dδ 0i ,
⎠
где определенный интеграл
G=
δ01
∫
δ0ih
dR
dδ 0i
⎛ δi
⎜⎜
⎝ δ 0i
(1.6.54)
3
⎞
⎟⎟ dδ 0i
⎠
дает массовую долю углерода кокса, оставшуюся от 1 кг исходного топлива к высоте
слоя h с учетом выгорания частиц различного
начального размера. Если перейти к относительным размерам х = δ1 / δ01 и у = δ0i / δ01,
δ
x + y −1
то, используя (1.6.53), получим i = .
y
δ0i
Тогда (1.6.54) преобразуется к виду:
3
1
dR ⎛ x + y − 1 ⎞
⎜
⎟⎟ dy = Bк J ( x),
Bh = Bк
dy ⎜⎝
y
⎠
1− х
∫
1
3
dR ⎛ x + y − 1 ⎞
⎜
⎟⎟ dy –
где интеграл J ( x) =
dy ⎜⎝
y
⎠
1− х
∫
доля углерода кокса, не сгоревшего к сечению
слоя h.
Теперь можно получить выражения, связывающие текущие значения р1∆ и р2∆ с долей
несгоревшего углерода. Схема процесса в
условиях прямоточного слоя представлена на
рис. 1.6.18.
20
15
10
5
а
Рис. 1.6.17. Выгорание частиц углерода топлива по высоте слоя при αсл = 0,8 и т0 = 0,5:
I – кислородная зона; II – восстановительная зона; III – относительная высота слоя
133
ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
Воздух + топливо
h = 0,
ξ=0
р1∆
dh
h
р3∆
h
р2∆
T
Дымовые газы
Рис. 1.6.18. К выводу уравнения выгорания кокса в условиях прямоточного слоя топлива (ξ = h / δ01):
1 – кислородная зона; 2 – восстановительная зона
На участке слоя, расположенном выше
1
уровня h, выгорело Вк (1 − J ( x) )
молей
MC
углерода. Так как выгорание углерода в кислородной зоне слоя может быть представлено
итоговой реакцией С + О2 = СО2, то число молей выгоревшего углерода равно числу молей
израсходованного кислорода и образовавшейся
углекислоты. Рассмотрение материального
баланса для участка слоя, расположенного
выше уровня h, позволяет прийти к следующим соотношениям для определения p1∆ и p2∆
на любом уровне кислородной зоны слоя:
р1∆ = 0,21[α сл − 1 + J ( x)]
р2 ∆ = 0,21[1 − J ( x)]
pт
;
α сл
pт
,
α сл
где αсл – избыток организованного воздуха при
горении слоя; рт – давление в топке (газификаторе).
Эти выражения в итоге являются функциями выгорания наиболее крупной частицы
углерода кокса. Поэтому дальнейший анализ
направлен на получение зависимости х = f(ζ),
где ζ – относительная текущая высота слоя;
ζ = h / δ01.
На основе рассмотрения выгорания углерода и кислорода в элементе слоя dh на уровне
слоя h В.В. Померанцевым [6, 13] предложена
зависимость
dG1 = dGC =
= −α D 0,21 pт [2α сл − 1 + J ( x)]
dF
,
α сл RT
где dF – площадь поверхности углеродных
частиц в элементе слоя dh.
Вместе с тем
dGC =
dBh
dx dh dJ ( x)
= Bк
.
MC
M C dx dh
Тогда
− α D 0,21 pт
=
[2α сл − 1 + J ( x)]dF
RTα сл
Вк dJ ( x) dx
dh.
М С dx dh
=
(1.6.55)
Для определения реакционной площади
поверхности частиц в условиях выгорающего
полидисперсного слоя необходимо знать не
только гранулометрическое распределение
частиц, но и закон изменения структуры слоя
при его выгорании, т.е. закон изменения порозности слоя т.
Слой топливного материала занимает некоторый объем, одной частью которого является материал углеродных (коксовых) частиц,
а другой – пустоты между частицами. Тогда
m = (V – Vк) / V,
134
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
где V – объем слоя; Vк – объем твердых коксовых частиц в слое.
Порозность слоя определяется взаимным
расположением частиц в слое, структурой
кокса, зависит от гранулометрической характеристики кокса, способа подачи на слой
частиц, интенсивности (форсировки) слоевого
процесса.
Исследования порозности горящего слоя
топлива в различных топочных устройствах и
условиях горения показывают, что иногда она
остается почти неизменной по высоте горящего слоя, а в случае высокофорсированных процессов может существенно изменяться. Для
высокофорсированного горения получен следующий закон изменения порозности [6, 13]:
J ( x)
,
=
1 − т0
x
1− т
(1.6.56)
где т и т0 – порозность слоя соответственно
текущая (как функция от х) и начальная.
Этот закон получен в предположении,
что высота, занимаемая единицей массы кокса,
пропорциональна размеру наиболее крупных
частиц. В этом случае порозность горящего
слоя значительно возрастает по мере уменьшения х, т.е. возрастания h.
В случае справедливости (1.6.56) можно
найти площадь поверхности частиц, заполняющих элемент ∆h горящего слоя, в котором
располагаются невыгоревшие частицы от единицы массы исходного топлива (частицы шаровой формы):
F=
=
δ 01
6
ρк
∫
δ 0ih
6
ρC δ 01
dRi ⎛ δi
⎜
dδ 0i ⎜⎝ δ 0i
∫
2
⎞ dδ i
⎟⎟
=
⎠ δ 0i
dRi (x + y − 1)2
dy.
dy
y3
dRi (x + y − 1)2
∫ dy y3 dy ,
1− x
1
Обозначим J1( x) =
и определим площадь поверхности коксовых
частиц в элементе слоя dh:
dF =
6(1 − m0 )J1 ( x)
F
dh =
dh.
∆h
xδ 01
Подставив выражение dF в уравнение (1.6.55),
получим уравнение, описывающее изменение
относительного размера самой крупной частицы от относительной высоты слоя:
0,21 ⋅ 12α D p т [2α сл − 1 + J ( x)]
dx
=−
×
dJ ( x)
dζ
Вк RT
α сл
dx
6(1 − m0 ) J1 ( x )
×
.
(1.6.57)
x
Если для определения αD использовать
линейную зависимость NuD = 0,08Re, то можно прийти к зависимости
αD =
0,08 LTDp0
273νpт
.
Тогда уравнение (1.6.57) приобретает вид:
[2α сл − 1 + J ( x)]6(1 − m0 ) J1 ( x) .
dx
= −0,108
dJ ( x)
dζ
dx
(1.6.58)
Решение уравнения зависит от
dR
= f (y) ,
dy
т.е. от гранулометрической характеристики
топлива, так как эта зависимость входит в интегралы J(x) и J1(x). Анализ гранулометрического распределения дробленого топлива показывает, что даже для рядового топлива это
распределение близко к линейной зависимости
от размера частиц и сильно отличается от
закона Розина–Раммлера для топливной пыли.
Если принять в первом приближении линейный закон распределения, то
=
1
δ 01 − δ 0 min
, тогда
dR1
=n=
dδ 0i
dR
= nδ 01 . В случае
dy
равномерного линейного распределения по
размерам частиц и δ0min → 0, nδ01 → 1, а в
случае, когда топливо содержит частицы одного размера, nδ01 → ∞. Для сортированного
топлива, относящегося к определенному классу крупности, nδ01 > 1.
Если известен закон распределения частиц, то можно проинтегрировать J(x) и J1(x) и
получить конкретные аналитические зависимости [13]. Аналогичный анализ в случае постоянной по высоте слоя порозности (т = т0)
приводит к зависимости
dF =
Fdh 6(1 − m0 )J1 ( x)dζ
.
=
∆h0 J
J ( x)
(1.6.59)
135
ОСНОВЫ ТЕОРИИ ВЫГОРАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СЛОЯ ТОПЛИВА
При линейном законе распределения топлива
по размерам и пδ1 = 1
0,217(1 − т0 )dζ =
J ( x)dx
2α сл − 1 + J ( x)
.
Процесс в восстановительной зоне горящего слоя. Следует иметь в виду, что расходование углерода определяется его газификацией по восстановительной реакции С + СО2 =
= 2СО. Скорость выгорания углерода при этом
GC = −α D
p2 ∆ N 3
.
RT (1 − N 3 )
Из рассмотрения материального баланса в
восстановительной зоне
[ (
)]
p2 ∆ = 0,21 2α сл − 1 + J1( x) pт
1
α сл
.
Поскольку число молей газифицированного углерода равно числу молей прореагировавшего СО2, для элемента dh восстановительной зоны слоя будет справедливо равенство
Откуда
dGC = GCdF.
α D p2 ∆ N 3dF
B dJ ( x) dx
= к
dh.
RT (1 − N 3 )
М С dx dh
(1.6.60)
Если в это уравнение подставить (1.6.54) и
принять для восстановительной зоны справедливой полученную ранее зависимость для dF,
а N3 >> 1, так как процесс протекает в диффузионной области, то придем к уравнению изменения наибольшей частицы в восстановительной зоне, полностью совпадающему с
уравнением (1.6.58) или с уравнением (1.6.59)
при постоянной по высоте порозности.
Для зоны выгорания углерода кокса противоточного слоя уравнение выгорания наибольшей частицы полидисперсного топлива
имеет вид:
при переменной по высоте порозности
0,217(1 − т0 )dζ = −
2α сл
xdx
;
− пδ 01 J ( x)
(1.6.61)
при постоянной по высоте порозности
0,217(1 − т0 )dζ = −
J ( x)dx
.
2α сл − пδ 01 J ( x)
Полученные дифференциальные уравнения учитывают влияние порозности слоя, исходного фракционного состава, выгорание
частицы углерода по высоте слоя и избытка
воздуха. В уравнениях отсутствуют зависимости выгорания от температуры, что является
следствием принятого условия о протекании
процесса в диффузионной области (N1, N2,
N3 >> 1) и выгорании при Se > 10, т.е. по схеме двойного горящего пограничного слоя.
Уравнения (1.6.57) – (1.6.61) численно
интегрировались для кислородной и восстановительной зон со следующими граничными
условиями:
ζ = 0, х = 1, ζ = ζкз, х = хкз;
ζ = ζкз, х = хкз, ζ = ζполн, х = 0.
На рис. 1.6.19 показана зависимость
J(x) = f(x) для
dRi
= nδ 01 = 1.
dy
Решение уравнения выгорания (газификации) прямоточного полидисперсного слоя позволяет представить зависимости (1 – т0)ζполн и
относительной "плотной высоты" кислородной
зоны (1 – т0)ζкз от αсл и пδ01, т.е. получить
связь между величинами, определяющими
организацию процесса. Эти зависимости показаны на рис. 1.6.20. Сравнение расчетных данных позволяет сделать вывод, что высота полидисперсного слоя топлива, необходимая для
осуществления процесса с заданным αсл, значительно больше в случае закона переменной
по высоте порозности слоя.
I .---......----т--.-----т---,
па01 = 1
0,21----+--+-=-""'-~-+---!
о
....___...__.__ _.____...__.
о,5
о,Б
о,
1
о,в
о,9
х
Рис. 1.6.19. Зависимость доли I несгоревшего
углерода кокса от относительного размера x
наиболее крупной частицы
136
Глава 1.6. ГОРЕНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
3
о;mк.
1·
'
z
о, ч-
ч-
0
0,6
1,3
1,5
0,8
а.ел
О<сл
Рис. 1.6.20. Результаты интегрирования уравнений выгорания прямоточного слоя топлива:
1 – полифракционный слой с переменной порозностью при пδ01 = 1; 2 – то же; пδ01 = 1,2;
3 – слой с постоянной порозностью; 4 – монофракционный слой;
I – кислородная зона; II – восстановительная зона
На основании полученных решений
можно сделать вывод, что высота горящего
слоя полидисперсного материала при одном и
том же αсл существенно зависит от закона изменения порозности слоя. Быстрое выгорание
мелких частиц в верхних участках слоя приводит к сильному увеличению порозности в
нижних участках, что при переменной порозности способствует увеличению требуемой
высоты слоя при заданном αсл.
Сопоставление теоретических данных
выгорания и газификации слоя с опытными
дано на рис. 1.6.21.
а L..-...L...--'-----''--...L...--'--~"'-""...___.___.__,
1,Z
1, 4- О1. ел
0,8
1,0
0,6
Рис. 1.6.21. Сопоставление результатов решения
уравнений выгорания прямоточного слоя
с экспериментальными данными:
––– – решение для слоя с переменной порозностью;
– – – – решение для слоя с постоянной порозностью
Экспериментальные точки получены в ходе стендовых и промышленных исследований.
Они располагаются в основном между расчетными линиями, причем точки, расположенные
ближе к верхним кривым, относятся к опытам
при высокой форсировке слоевого процесса на
рядовом топливе, содержащем значительное
количество мелких частиц, а точки, расположенные к нижней штриховой линии (постоянной порозности), относятся к опытам на сортированном угле при малом содержании мелочи и
небольшим форсировкам.
Начальная порозность т0 в слоевых процессах горения может изменяться в широких
пределах (от 0,4 до 0,65 … 0,7) в зависимости
от содержания в топливе мелочи, конструктивных особенностей топки, способа подачи
топлива на слой и режима работы топки.
Рассмотренные основы теории слоевых
процессов, несмотря на приближенный характер, в целом правильно отражают основные
закономерности протекания процесса и могут
использоваться при выполнении проектных и
наладочных работ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шагалова С.Л., Шницер И.Н. Сжигание твердого топлива в топках парогенераторов. Л.: Энергия, 1976.
2. Шагалова С.Л., Арефьев К.М. Анализ
влияния режимных параметров на величину
механического недожога в камерных топках //
Теплоэнергетика. 1960. № 2. С. 41 – 47.
137
ВИДЫ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ И ИХ НОРМИРОВАНИЕ
3. Померанцев В.В., Шагалова С.Л.,
Арефьев К.М. Приближенная методика расчета выгорания пылеугольного факела // Теплоэнергетика. 1958. № 11. С. 31 – 41.
4. Проектирование котельных агрегатов
на основе расчетного анализа горения и теплообмена в топочных камерах / В.В. Митор и др. //
Труды НИИЭинформэнергомаш. Энергетическое отделение. Вып. 3. 1981.
5. Хзмалян Д.М., Каган А.Я. Теория горения и топочные устройства / Под ред.
Д.М. Хзмаляна. М.: Энергия, 1976. 488 с.
6. Основы практической теории горения:
Учебное пособие для вузов / В.В. Померанцев
и др. Л.: Энергоатомиздат, 1986. 312 с.
7. Погосян М.М. Исследование закономерностей горения пыли в факеле. М.: МЭИ,
1974.
8. Бабий В.И., Иванова И.П. Изучение
механизма выгорания угольной частицы //
Теплоэнергетика. 1966. № 4. С. 54 – 59.
9. Мигай В.К. Моделирование теплообменного энергетического оборудования. Л.:
Энергоатомиздат, 1987.
10. Патанкар М. Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости: Пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1984.
150 с.
11. Устименко Б.П., Джакубов К.Б.,
Кроль Б.О. Численное моделирование аэродинамики и горения в топочных и технологических устройствах. Алма-Ата: Наука, 1986.
12. Шницер И.Н. Технология сжигания
топлива в пылеугольных котлах. СПб.: Энергоатомиздат, 1994. 248 с.
13. Померанцев В.В., Рундыгин Ю.А.,
Соковишин Ю.А. Приближенная теория выгорания и газификации слоя топлива / ИФЖ.
1962. Т. 4. № 8. С. 3 – 9.
14. Померанцев В.В. Топки скоростного
горения для древесного топлива. Л.: Машгиз,
1948.
15. Слоевые методы энергохимического
использования топлива / Под ред. В.В. Померанцева. Л.: Госэнергоиздат, 1962.
16. Теория топочных процессов / Под
ред Г.Ф. Кнорре и И.И. Палеева. М.-Л.: Энергоатомиздат, 1966.
Глава 1.7
ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ
ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
1.7.1. ВИДЫ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ
И ИХ НОРМИРОВАНИЕ
Горение органических топлив сопровождается образованием вредных для окружающей среды веществ, состав и количество которых в конкретном случае зависит от состава
топлива, технологии и режимов его сжигания.
К наиболее важным загрязнителям атмосферы,
генерируемым топками энергетических установок, относятся твердые частицы (зола, пыль,
сажистые частицы), оксиды серы, азота и углерода. В ряде случаев значимыми токсичными выбросами являются также полициклические ароматические углеводороды (в частности, бенз(а)пирен), хлористый и фтористый
водород, полихлордибензодиоксины и полихлордибензофураны (ПХДД И ПХДФ), соединения свинца, кадмия, ртути, ванадия, никеля
и др.
Для основных загрязнителей атмосферы,
выбрасываемых энергетическими установками, как и для прочих загрязнителей, законодательно установлены максимальная разовая и
среднесуточные предельно допустимые концентрации в атмосферном воздухе населенных
пунктов (соответственно ПДКмр и ПДКсс),
которые представлены в табл. 1.7.1 (ГН 2.1.6
1982 – 05).
Загрязняющие вещества, имеющие близкий характер биологического воздействия на
организм человека, обладают эффектом суммации. К таким веществам относятся, в частности, NO и SO2. При одновременном содержании в атмосфере их допустимые приземные
концентрации должны удовлетворять неравенству:
СSO 2 ПДК SO 2 + С NO 2 ПДК NO 2 ≤ 1,
/
где CSO 2 и C NO 2
/
– фактические концентра-
ции веществ в атмосферном воздухе.
138
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
1.7.1. Предельно допустимые концентрации вредных веществ
ПДКмр, мг/м3
ПДКСС, мг/м3
Диоксид азота NO2
0,2
0,040
Оксид азота NO
0,40
0,060
Сернистый ангидрид SO2
0,5
0,05
0,008
–
5,0
3,0
Формальдегид HCHO
0,035
0,003
Сажа C
0,15
0,050
Нетоксичная пыль
0,5
0,15
Угольная зола ТЭС при содержании оксида кальция 35 … 40 %
0,05
0,02
–
0,002
Вещество
Сероводород H2S
Оксид углерода CO
Мазутная зола ТЭС в пересчете на ванадий
Бенз(а)пирен C20H12
0,000001
Диоксины (в пересчете на 2,3,7,8-тетрахлордибензо-1,4-диоксин)
0,5 г / м3
Концентрации вредных веществ в дымовых газах многократно превышают указанные
предельно допустимые концентрации в приземном слое. Поэтому их рассеивают с помощью дымовых труб достаточной высоты для
конкретных условий, исходя из мощности источника и характера выбросов. Однако независимо от высоты труб, которые у мощных электростанций достигают 250 … 320 м, решить
задачу только с их помощью невозможно.
В первую очередь это касается электростанций, работающих на твердом топливе.
Высокое содержание золы в твердом топливе и, соответственно, в дымовых газах не
позволяет обеспечить санитарные нормы по
запыленности атмосферы при разумной технически и экономически обоснованной высоте
труб. Поэтому очистка дымовых газов от летучей золы перед дымовой трубой является обязательной. Даже при этом, несмотря на высокую эффективность современных газоочистных установок по улавливанию летучей золы,
содержание некоторых микроэлементов в неуловленных фракциях золы может ограничивать топливоиспользование по санитарно-гигиеническим нормам. Например, зола низкосортного антрацитового штыба некоторых
месторождений содержит большое количество
химических соединений мышьяка, зола кан-
ско-ачинских углей содержит свободный оксид кальция. Для такой золы ПДК в приземном
слое воздуха в 10 раз ниже, чем для нетоксичной пыли.
Твердые выбросы при сжигании мазута,
как правило, содержат высокотоксичные соединения ванадия и никеля. Что же касается
газообразных вредных выбросов, то ограничение их содержания перед дымовой трубой
определяется не только соответствующей высотой трубы, но и международными соглашениями об ограничении трансграничных переносов вредных веществ. В рамках конвенции
Европейской Экономической комиссии ООН о
трансграничном загрязнении воздуха (13 ноября 1979 г.) в 1985 г. был принят протокол о
сокращении выбросов серы или их трансграничных потоков по меньшей мере на 30 %
(к 1993 г.). В 1988 г. принят аналогичный протокол о сокращении выбросов оксидов азота и
их трансграничных потоков, в соответствии с
которым присоединившиеся к нему страны
обязались принять эффективные меры по ограничению или сокращению национальных
годовых выбросов и применять национальные
нормы выбросов к крупным новым и подвергающимся существенной реконструкции стационарным источникам.
139
ВИДЫ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ И ИХ НОРМИРОВАНИЕ
Выполнение требований по защите атмосферного воздуха в нашей стране и исполнение обязательств по упомянутым выше протоколам потребовало на уровне государственных
стандартов регламентировать предельно допустимые выбросы (ПДВ) вредных веществ из
различных источников и, в частности, из котлов электростанций. Согласно ГОСТ Р 51831
выбросы оксидов азота и серы регламентируются как суммарные NOх = NO + NO2 в пересчете на NO2 и SOх = SO2 + SO3 в пересчете на
SO2 (массовые концентрации указываются в
сухих дымовых газах при нормальных условиях приведенные к коэффициенту избытка воздуха 1,4).
В целом задача ограничения вредных выбросов решается по следующим направлениям:
путем перевода топливоиспользующих
установок на другие виды топлива;
разработкой и применением методов
(технологий) уменьшения образования вредных выбросов;
разработкой и применением систем
очистки дымовых газов.
Перевод топливоиспользующих установок на другие виды топлива с целью улучшения экологических условий в данном регионе
или на локальном объекте является эффективным мероприятием, но по технико-экономическим причинам далеко не всегда возмож-
ным. Для сравнительного анализа воздействия
на окружающую среду различных видов органического топлива можно воспользоваться
суммарным показателем вредности каждого из
сравниваемых топлив ∑П. Данный показатель
определяется как сумма относительных вредностей, выраженных в долях значения ПДК,
для соответствующих веществ ∑П = ∑Пi.
Сравнение ряда топлив по этому показателю приведено в табл. 1.7.2.
Использование экологически чистых топлив является важным и в ряде случаев единственно возможным способом защиты природы от загрязнения в случаях маломощных бытовых и коммунальных тепловых установок,
для которых применение сложных систем технически и экономически неприемлемо.
Разработка и применение технологий
сжигания топлив с ограничением образования
вредных веществ до уровня ПДВ является
основным направлением обеспечения экологических требований для промышленных и энергетических установок, для которых это направление экономически наиболее выгодно.
Системы очистки дымовых газов от газообразных вредных веществ (оксидов азота и серы)
ввиду сложности и высокой стоимости применяются в основном в тех случаях, когда технологические мероприятия не могут обеспечить
регламентируемый уровень вредных выбросов.
1.7.2. Сравнение топлив по относительному показателю вредности
Пзолы
П SO 2
П NO 2
П V2 O 5
∑П
–
–
4,07
–
4,07
Кузнецкий уголь
0,26
1,82
6,66
–
8,74
Мазут Sp = 0,5 %
–
0,76
6,41
1,91
9,08
Донецкий АШ
0,46
3,71
6,90
–
11,07
Назаровский бурый
уголь
0,33
3,87
7,56
–
11,76
–
1,58
6,47
3,82
11,76
2,59
8,57
8,16
–
19,77
–
3,82
6,41
9,54
19,77
1,12
14,58
7,26
–
22,86
–
5,34
6,41
13,36
25,11
Топливо
Природный газ
Мазут Sp =1 %
Сланцы
p
Мазут S = 2,5 %
Подмосковный
уголь
Мазут Sp = 3,5 %
140
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
1.7.2. ЭМИССИЯ ОКСИДОВ АЗОТА
Из всех оксидов азота при анализе топочных устройств рассматривают только NO,
образуемый в основном в этих условиях. При
относительно низких температурах термодинамически предпочтительно образование диоксида азота NO2, однако ввиду малой скорости образования NO2 в котле и относительно
малого времени прохождения дымовых газов
по тракту котла его содержание в сумме NO +
+ NO2 за котлом не превышает 5 … 10 %. В то
же время в результате доокисления NO в атмосфере содержание NO2 в их сумме увеличивается до 60 … 80 %. В связи с этим выбросы
оксидов азота представляются как NOx и определяются суммой NO и NO2 в пересчете на
NO2.
Реальный выход оксидов азота в процессе горения органических топлив, кроме термодинамических условий, определяется кинетическими факторами: конкретными цепочками
реакций (механизмами), приводящими к получению искомого продукта и их скоростями.
К настоящему времени в результате исследований среди многочисленных цепочек возможных реакций общепризнаны три механизма образования оксидов азота: тепловой окисления азота воздуха; окисления азота воздуха с
участием реакций пиролиза углеводородов
(образование так называемых "быстрых" оксидов азота); окисления азота, содержащегося в
топливе (топливные оксиды азота).
Тепловой механизм в основном его варианте, разработанный Я.Б. Зельдовичем,
П.Я. Садовниковым и Д.А. Франк-Каменецким, определяется цепными реакциями O +
+ N2 → NO + N и N + O2 → NO + O в предположении о наличии термодинамического равновесия реакции образования атомарного кислорода.
Для условий топок паровых котлов при
пренебрежимо малой скорости обратных реакций (при Т < 2100 К) и с учетом закономерностей образования равновесной концентрации
оксида азота скорость его образования по тепловому механизму может быть определена по
уравнению
dNO / dτ = 2,67·1013exp(–135 000 / RT) ×
О2 .
× N2 г
В ряде исследований рассмотрен вопрос
об участии дополнительных реакций в тепло-
вом механизме образования оксидов азота.
Имеются описания уточненного и расширенного тепловых механизмов. В первом случае
учитывается наличие вблизи фронта пламени
сверхравновесной концентрации атомарного
кислорода, а во втором – кроме указанных
цепных реакций реакция с участием радикала
ОН: N + OH → NO + H.
Кроме реакций теплового механизма
наиболее вероятна последовательность дополнительных реакций:
NO + NO → N2O + O;
O + N2O → N2 + O2.
Для оценки возможного количества оксидов азота, образующихся по тепловому механизму, различными исследователями (в частности, в ОАО "НПО ЦКТИ") выполнены
систематизированные термодинамические и
кинетические расчеты для широкого диапазона
исходных данных с определением равновесного состава всех основных компонентов продуктов сгорания с учетом диссоциации. Кинетические расчеты проведены с использованием
кинетического уравнения расширенного механизма Зельдовича с учетом участия в цепных
реакциях радикала ОН. Результаты этих расчетов свидетельствуют о высокой степени влияния на выход оксидов азота температуры и
коэффициента избытка воздуха. При этом высокая энергия активации реакций образования
тепловых оксидов азота обусловливает достаточно высокий уровень температуры, при котором становится заметным их образование.
При реальных коэффициенте избытка
воздуха α < 1,1 и времени реакции до 5 с температура на уровне 1600 К является предельной, ниже которой образованием оксидов азота
по тепловому механизму можно пренебречь.
При температуре 1600 К и α = 1,1 за максимально возможное время пребывания продуктов сгорания в топках мощных котлов 3 … 5 с
концентрация образовавшегося NO не превышает 10 … 20 мг/м3. В то же время, следуя
экспоненциальному характеру влияния температуры на образование оксидов азота по тепловому механизму, повышение температуры
до 2000 К при α = 1,03 … 1,1 приводит к росту
концентрации NO до 1200 … 2000 мг/м3 за
время реакции 0,2 с (реальном для времени
пребывания в зоне максимума тепловыделения). Эти закономерности образования тепловых оксидов азота не могут быть использова-
ЭМИССИЯ ОКСИДОВ АЗОТА
ны для расчета их выхода в конкретных топках
ввиду неравномерности температурных полей
и концентраций компонентов продуктов горения.
Образование "быстрых" оксидов азота
впервые было описано Фенимором. Отличительной особенностью этого механизма является высокая скорость реакций, соизмеримая
со скоростью горения, при относительно низких температурах. Основой механизма образования "быстрых" оксидов азота при сжигании
углеводородных топлив являются низкоэндотермичные реакции молекулярного азота с
углеродсодержащими радикалами, продуктами
пиролиза топлива:
N2 + CH → HCN + N (–8,38 кДж/моль);
N2 + C2 → 2CN (–16,72 кДж/моль);
N2 +CH2 → HCN+ NH (–37,6 кДж/моль).
Образовавшиеся азотсодержащие радикалы затем реагируют с кислородсодержащими радикалами и между собой, в частности:
HCN + (H, OH) → CN + (H2, H2O);
CN + O2 → NO +CO;
CN + OH → NH + CO;
NH + OH → NO + H2;
NH + NO → N2 + OH.
В результате конкурирующих направлений реакций образования оксида азота и восстановления молекулярного азота в зависимости выхода "быстрых" оксидов азота от коэффициента избытка воздуха α имеется экстремум, расположенный в области богатых смесей (α ≤ 1). Количественный выход "быстрых"
оксидов азота и расположение его максимума
в зависимости от α существенно зависят от
вида и состава топлива (соотношения С / H).
По результатам лабораторных исследований
максимальный уровень образования «быстрого» оксида азота имеет место при сжигании
ацетилена при коэффициенте избытка воздуха
α = 0,65 (около 280 мг/м3). При сжигании керосина максимум выхода имеет место при α = 1
(200 мг/м3), а при сжигании метана максимум
достигается при α = 0,85 … 0,9 (140 мг/м3).
По результатам исследований на котле
(ТГМП-324, 1000 т/ч, газоплотный) максимум
выхода "быстрых" оксидов азота при сжигании
мазута имеет место при α = 0,95 … 1. При этом
141
обнаружено, что "быстрых" оксидов азота образуется тем больше, чем медленнее выгорает
топливо, что, по-видимому, объясняется
бόльшим временем существования углеродводородных радикалов.
Оксиды азота из азота топлива, как и
"быстрые" оксиды азота, образуются в зоне
горения (во фронте пламени и вблизи его) со
скоростью, соизмеримой со скоростью реакций горения и относительно мало зависящей
от температуры.
В общем случае механизм образования
оксидов азота из азота топлива представляется
следующей схемой. Азотсодержащие соединения топлива в зоне реакций горения распадаются с образованием радикалов и соединений
азота CN, HCN, (CN)2, NH3, NH2, NH, N, которые вступают в реакции по двум конкурирующим направлениям: окисления кислородсодержащими радикалами и соединениями (О,
ОН, О2) с образованием оксидов азота и восстановления их до N2 при взаимодействии
азотсодержащих соединений (включая NO)
между собой. Наиболее важными факторами,
влияющими на выход оксида азота в этом случае, являются содержание азота в топливе и
коэффициент избытка воздуха.
Оба механизма образования оксидов азота во фронте пламени фактически представляют собой идентичный набор реакций. Принципиальным отличием является характер первых
актов этой цепочки реакций. В случае механизма образования "быстрых" оксидов азота
первым ключевым моментом является пиролиз
топлива при недостатке окислителя, продукты
которого (СН и др.) благодаря высокому химическому сродству с молекулярным азотом
легко вступают с ним реакцию с образованием
азотсодержащих радикалов и веществ. В случае "топливного" механизма азотсодержащие
радикалы образуются сразу в результате разложения топлива в процессе горения и дальнейшие реакции идут в соответствии с концентрациями реагирующих веществ.
Таким образом, конкурирующими направлениями реакций зависимость выхода
оксидов азота из азота топлива от коэффициента избытка воздуха при сжигании мазута
имеет пологий максимум в области α > 1
(примерно при α = 1,1 … 1,15).
В топочных мазутах содержание азота,
как правило, составляет 0,2 … 0,5 % (чаще
0,2 … 0,3%). В оксид азота, если не приняты
специальные меры (например, ведение режима
142
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
горения с минимальным избытком воздуха),
переходит примерно 20 … 50% ( большая доля
при меньшем количестве азота в топливе).
В случае твердых топлив образование
оксида азота из азота топлива имеет особенности, связанные с присущими твердому топливу физическими стадиями горения: одна
часть азота топлива выделяется с летучими и
преобразуется в оксид азота в процессе горения летучих, другая часть остается в коксовых
частицах и преобразуется в оксид азота в процессе их выгорания. Соотношение оксидов
азота, образующихся при горении летучих и
коксового остатка, зависит от марки топлива, в
частности от выхода летучих и энергии активации процесса их возгонки.
С увеличением доли легковозгоняемых
фракций летучих веществ возрастает и доля
перехода в оксиды азота азота топлива относительно его полного содержания в топливе. Для
такого топлива степень перехода азота топлива
в оксиды азота определяется прежде всего
коэффициентом избытка первичного воздуха
α1 относительно теоретически необходимого
количества воздуха для сгорания летучих веществ. С достаточной для практики точностью
долю воздуха, идущего на сгорание летучих
веществ относительно теоретически необходимого для сгорания всей массы топлива можно принять равной доле тепловыделения летучих веществ qл.
В области изменения коэффициента избытка первичного воздуха 0 < α1 < qл выход
оксида азота возрастает с ростом α1 и достигает максимума при α1 ≈ qл. Увеличение суммарного избытка воздуха в горелках за счет
вторичного воздуха и интенсивности его смешения с первичным воздухом приводит к увеличению конечного выхода NOx. Степень зависимости выхода оксидов азота от общего
коэффициента избытка воздуха в горелках
зависит от организации смешения на начальном участке факела, доли первичного воздуха,
температурного уровня процесса горения и
особенностей топлива.
Вклад каждого из описанных механизмов
образования NOx в общих выбросах зависит от
вида и характеристик топлива и технологии
сжигания, определяющей температуру и концентрации реагирующих веществ. При сжигании, например природного газа, в составе ко-
торого отсутствуют азотсодержащие вещества,
образуются в основном "тепловые" и в меньшей мере "быстрые" оксиды азота. Но при
организации низкотемпературного сжигания
газа (ниже 1800 К), основную долю будут составлять "быстрые" оксиды азота. При сжигании топочных мазутов образование оксидов
азота идет по всем трем механизмам. При сжигании низкореакционных твердых топлив особенно при жидком шлакоудалении (ЖШУ)
высока доля термических оксидов азота, в
других случаях (высокореакционные топлива,
твердое шлакоудаление) в основном образуются топливные оксиды азота.
1.7.3. ОБРАЗОВАНИЕ ОКСИДОВ СЕРЫ
В продуктах сгорания энергетических
топлив оксиды серы присутствуют в виде сернистого SO2 и серного SO3 ангидридов. Содержание SO3, как правило, составляет не более 2 … 3 % содержания SO2. В составе продуктов это несколько тысячных долей процента (по объему).
В состав газообразных топлив сера входит в виде сероводорода H2S или сернистого
ангидрида SO2. В мазуте сера присутствует
главным образом в виде сероорганических
соединений и, в меньшей мере, в виде сероводорода и элементарной серы. В твердых топливах сера может содержаться в трех видах:
органическая Soр, колчеданная Sк и сульфатная
Sc. Органическая сера входит в состав сложных высокомолекулярных органических соединений топлива. Колчеданная сера представляет собой соединения серы с металлами,
чаще всего с железом (железный колчедан
FeS2) и входит в минеральную часть топлива.
Сульфатная сера входит в минеральную часть
топлива в виде сульфатов щелочных металлов
(CaSO4 и MgSO4) и в процессе горения дальнейшему окислению не подвергается и переходят в золу или частично разлагаются при
высоких температурах (выше 1200 … 1300 °С).
При сжигании сернистых топлив практически вся сера окисляется до сернистого ангидрида в соответствии со следующими брутто-реакциями:
Soр + O2 = SO2;
2H2S + 3O2 = 2SO2 +2H2O;
4FeS2 +11O2 = 2Fe2O3 + 8SO2.
ОБРАЗОВАНИЕ САЖИСТЫХ ЧАСТИЦ И ПОЛИЦИКЛИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Эти реакции идут по цепному механизму
с участием промежуточных веществ HS и SO.
Образование серного ангидрида SO3 происходит в зоне горения в результате следующих реакций:
SO2 + O + M → SO3 + M;
SO + O2 → SO3.
Кроме того, с участием катализаторов
(V2O5, Fe2O3) возможна реакция SO2 + ½O2 →
→ SO3.
Возможно также взаимодействие сернистого ангидрида с оксидами азота:
SO2 + 2NO → SO3 + N2O;
SO2 + NO2 → SO3 + NO.
Наряду с образованием сернистых газов в
соответствии с приведенными реакциями в
топке и по тракту котла могут происходить
реакции связывания сернистых газов щелочноземельными и щелочными оксидами, имеющимися в составе золы, с образованием сульфатов. Объем этого связывания зависит от
соотношения компонентов реагирующей системы и температурного уровня. Оптимальной
температурой является температура в диапазоне 800 … 1000 °С, мольное отношение Ca / S
не менее 2. При более высокой температуре
происходит разложение сульфатов. Практическое значение этот процесс имеет для высокореакционных твердых топлив, сжигаемых при
относительно низких температурах (1250 …
1300 °С) с большим содержанием в золе оксидов кальция и магния. Например, при сжигании при указанной температуре (для предотвращения шлакования поверхностей нагрева)
бурого угля Березовского месторождения Канско-Ачинского бассейна оксидом кальция,
содержащегося в золе (CaO / SO2 = 3,5 … 4,5),
связывается до 50 % серы. При сжигании других углей этого бассейна при твердом шлакоудалении связывается до 20 % серы. При низкотемпературных технологиях сжигания связывание оксидов серы возрастает и может достигать 50 … 60 %.
Серный ангидрид SO3 является коррозионноактивным компонентом продуктов сгорания, вызывающим сернокислотную коррозию
низкотемпературных поверхностей нагрева (в
частности воздухоподогревателей). Исследование влияния различных факторов на концентрации серного ангидрида в дымовых газах
показали, что образование SO3 в зависимости
143
от содержания серы в топливе подчиняется
степенной зависимости SO3 = a(Sp)0,5 и увеличивается с ростом температуры факела в зоне
активного горения до 1700 … 1800 °С (на участке 1550 … 1750°С примерно в 5 раз, например, от 0,001 до 0,005%). По этой причине
(в связи со снижением температуры факела)
примерно прямо пропорционально уменьшается концентрация SO3 со снижением нагрузки.
Зависимость концентрации SO3 от α имеет экстремальный характер с максимумом
примерно в области α = 1,25 и с минимумом
(практически нулевым уровнем) при α = 0,95 …
1,0. Увеличение коэффициента избытка воздуха от 1,0 до 1,03 … 1,05 приводит к резкому
росту концентрации SO3, приближая ее к максимальной.
При сжигании твердых сернистых топлив
на концентрацию SO3 в дымовых газах и коррозию низкотемпературных поверхностей нагрева существенно влияет качественный и
количественный состав золы. Наличие в золе
топлива щелочных компонентов приводит в
высокотемпературной зоне к снижению концентрации серного ангидрида по реакции
RnO + SO3 → RnSO4,
где RnO – оксид щелочного металла.
На высокотемпературных поверхностях
нагрева щелочные соединения также подавляют реакции окисления SO2 до SO3 и связывают
в сульфаты образовавшийся серный ангидрид.
1.7.4. ОБРАЗОВАНИЕ САЖИСТЫХ ЧАСТИЦ
И ПОЛИЦИКЛИЧЕСКИХ
АРОМАТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
При сжигании газообразных, жидких и
твердых топлив вид и состав твердых выбросов
имеют существенно различный вид и состав.
Твердые выбросы при сжигании газообразных топлив состоят из пыли, характер и
состав которой зависит от происхождения
газов (природный, доменный, коксовый), и
сажевых частиц, образовавшихся в процессе
горения в результате газофазных реакций продуктов горения.
Частицы сажи представляют собой цепочкообразные агрегаты приблизительно монодисперсных сферических звеньев. Диаметр сфер
& . Частиобычно составляет около 100 … 500 А
цы сажи являются соединением углерода и водорода с атомным отношением С / Н = 1 … 8.
144
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
Процесс образования сажевых частиц делится
на стадии: образование зародышей, образование сферических элементарных звеньев (раз-
& ) агломерацией и ростом
мером около 250 А
поверхности, образование цепи сферических
звеньев коагуляцией. Предполагается, что при
температуре 1200 … 2200 К наибольшее значение имеют механизмы, в которых основную
роль в образовании зародышей сажи и росте
поверхности частиц играют ацетилен, дифенил, полициклические ароматические углеводороды, полиацетилены, радикалы перечисленных углеводородных классов, а также углеводородные ионы. С точки зрения химического процесса, зародышеобразование включает
реакции как дегидрогенизации, так и полимеризации.
Твердые выбросы при сжигании топочных мазутов состоят из недогоревших
коксовых частиц, образовавшихся из капель
мазута, и, в меньшей мере, из частиц сажи,
образовавшихся в результате газофазных реакций. Коксовые частицы представляют собой
конгломерат углерода и минеральной части,
т.е. золы. В зависимости от зольности топлива
и полноты выгорания в них содержится 20 …
90 % углерода.
На процесс ококсовывания мазутных капель наиболее сильное влияние оказывают
асфальтены, количество которых в мазуте на
порядок больше карбенов и карбоидов. Попав
в высокотемпературное топочное пространство, капля мазута в процессе нагрева и испарения начинает ококсовываться в результате
превращения на ее поверхности смол в асфальтены и разложения асфальтенов с образованием кокса, а при высокой температуре в
результате крекинга смол, асфальтенов и карбоидов. Ококсовывание поверхности капель
тормозит их испарение, но увеличивает скорость прогрева. В какой-то момент происходит
прорыв коксовой оболочки с выбросом паров и
жидкости. Таким образом, образуется полая
коксовая частица с отверстием в стенке.
Основное количество коксовых частиц
(более 70 % по массе) имеет размеры 63 …
200 мкм, количество частиц меньше 50 мкм,
включающее в основном осколки коксовых
частиц и сажу, составляет около 7 %. Максимальный размер коксовых частиц (250 …
320 мкм) сравнительно мало зависит от исходного максимального размера капли (соответственно 400 … 1300 мкм), что, по-видимому,
объясняется распадом (разрывом) крупных
капель в процессе их испарения или (и) вто-
ричным дроблением в высокоскоростном воздушном потоке на выходе из форсунки.
Коксовый остаток мазутной капли является высокопористым образованием. Удельная
площадь поверхности коксовых частиц 8 …
13,5 мм2/г, а общая пористость 0,5 см3/г.
Образование сажевых частиц при сжигании жидкого топлива с точки зрения химического процесса сажеобразования, в частности зародышеобразования из газовой фазы, не
отличается от описанного выше. Однако наличие стадии испарения капель и характер горения паров топлива вокруг и вблизи капли и
влияние на этот процесс физических условий
(температуры, состава окружающей среды и
др.) существенно влияют и на условия сажеобразования и количественные результаты этого
процесса.
Известно, что при обтекании капли потоком фронт пламени, окружающий каплю, деформируется, приобретая вытянутую форму,
при которой основная масса паров топлива
горит во фронте пламени с тыльной стороны
капли. При определенной скорости – скорости
затухания – пламя, окружающее каплю, отрывается от нее и пары топлива горят в следе
капли на некотором расстоянии от нее. Скорость затухания пропорциональна диаметру
капли в квадрате и уменьшается со снижением
температуры окружающей каплю среды и концентрации кислорода в ней.
По сравнению с горением капли в неподвижной среде (или при нулевой относительной
скорости) увеличение относительной скорости
первоначально приводит к повышению скорости выгорания капли до определенного предела. Скорость выгорания капли скачкообразно
снижается и имеет минимальное значение при
достижении критического значения относительной скорости, при которой фронт горения
вокруг капли имеет сильно вытянутую овальную форму и находится на грани отрыва от
капли. Именно в этом случае, кроме резкого
замедления выгорания капли, имеет место
максимальное сажеобразование (ввиду замедленного подвода кислорода к фронту горения).
Дальнейшее увеличение относительной
скорости (уже при отрыве фронта горения от
капли) несколько повышает скорость испарения капли благодаря усиленному конвективному уносу паров топлива от поверхности
капли. При этом скорость перемешивания паров топлива с окружающей средой возрастает,
продукты пиролиза высокомолекулярных ком-
МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ И ОБРАЗОВАНИЯ ОКСИДОВ АЗОТА
понентов окисляются быстрее, а сажи образуется меньше.
Общее количество коксовых частиц и
частиц сажи выбрасываемых из котла представляет собой динамическое равновесие образования и выгорания частиц с учетом изложенных явлений, уровня температуры в топке
(ввиду малого размера указанные частицы
горят в кинетической области) и времени пребывания в топке.
Образование бенз(а)пирена. Среди ряда
полициклических ароматических углеводородов, образующихся в процессе горения органических топлив, наибольшей канцерогенной
активностью выделяется бенз(а)пирен C20H12.
Первым этапом в его образовании, как и при
образовании сажевых частиц, является пиролиз углеводородов. Механизм образования
бенз(а)пирена протекает с участием ацетилена
и других углеводородов ацетиленового ряда,
образующихся при пиролизе или крекинге.
Известные гипотетические механизмы
образования, базирующиеся на теоретических
исследованиях, предложены Н.В. Лавровым и
Г.М. Беджером. Н.В. Лавровым рассмотрены
два пути образования C20H12: высоко- и низкотемпературный. Начальная стадия образования
С20Н12 происходит через уплотнение ацетилена
по радикально-цепному механизму и приводит к образованию триацетилена, который
взаимодействует с ацетиленом и радикалом
С2Н, что приводит к образованию С20Н12.
Образование С20Н12 из С2Н2 рассматривается
Г.М. Беджером как процесс удлинения цепи с
синтезом бутадиена, а затем стирола. В пределах тракта котла бенз(а)пирен в зависимости
от температуры изменяет агрегатное состояние. При температуре выше 312 °С бенз(а)пирен представляет собой газообразное вещество, ниже этой температуры и до температуры
178 °С – капельную жидкость, ниже 178 °С –
выпадает в виде твердых частиц. Образуясь в
зоне горения параллельно с образованием сажистых частиц, значительная масса бенз(а)пирена адсорбируется на поверхности пор этих
частиц.
Лабораторные исследования показали,
что максимальное образование бенз(а)пирена
имеет место в зоне горения с локальными коэффициентами избытками воздуха α = 0,1 …
0,6, а с увеличением коэффициента избытка
воздуха содержание бенз(а)пирена уменьшается до исчезновения при α > 1,5.
145
Измерения выбросов бенз(а)пирена на
котлах, показали, что концентрация бенз(а)пирена в зоне активного горения достигает в
зависимости от вида топлива и организации
процесса горения от 500 … 800 до 3000 …
6000 мг/м3. В связи с выгоранием по ходу факела
его концентрация в дымовых газах на выходе из
котла обычно составляет 2 … 5 мг / 100 м3
при сжигании газа и от 5 … 10 до 40 …
60 мкг / 100 м3 при сжигании мазута.
Такие концентрации на выходе из дымовых труб мощных ТЭС, как показали специальные измерения, не приводят к превышению
ПДК в приземном слое. В то же время в дымовых газах мелких отопительных котельных,
особенно отапливаемые углем, концентрация
бенз(а)пирена на несколько порядков выше.
Учитывая относительно низкую высоту дымовых труб таких котельных выбросы бенз(а)пирена из них представляют серьезную опасность для здоровья человека. Важно отметить
четкую корреляцию повышения концентрации
бенз(а)пирена с ухудшением качества горения,
сопровождающимся сажеобразованием.
1.7.5. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ
ВЫБРОСОВ И ОБРАЗОВАНИЯ
ОКСИДОВ АЗОТА
Методы снижения образования оксидов
азота представляют собой конструктивные и
режимные мероприятия, приводящие к изменению термодинамических и кинетический
условий в сторону подавления реакций образования оксидов азота и активизации реакций
их восстановления в молекулярный азот.
В общем случае это означает управление температурным режимом и концентрационными
соотношениями компонентов реагирующей
системы в различных зонах факела или топочного объема, а также временем пребывания
продуктов горения в каждой реакционной зоне, т.е. временем реакции. В зависимости от
вида и характеристик топлива и технологии
сжигания в образовании оксидов азота в конкретных условиях превалирует, как правило,
один из описанных механизмов. В соответствии
с особенностями этого механизма (механизмов)
и выбирается стратегия его подавления.
При сжигании газа и мазута мероприятия по снижению выбросов оксидов азота
должны быть направлены в основном на подавление теплового механизма, а при необходимости максимального снижения выбросов –
механизма образования "быстрых" оксидов
146
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
азота, а при сжигании мазута – механизма образования "топливных" оксидов азота.. Основные мероприятия подавления теплового механизма направлены на снижение температуры в
топке, точнее в высокотемпературной ее части
(в зоне максимального тепловыделения), и
концентрации кислорода в этой зоне (снижение коэффициента избытка воздуха).
В качестве основного средства снижения
температуры в зоне активного горения при сжигании газа и мазута применяется рециркуляция
дымовых газов, отбираемых, как правило, за
водяным экономайзером и вводимых в зону
активного горения следующими способами:
в смеси со всем воздухом, подаваемым на
горение;
в смеси с частью воздуха, подаваемым на
горение по одному из каналов горелки;
через автономный канал горелки (с подвариантами по расположению каналов для
газов рециркуляции – периферийный или между воздушными каналами).
Ввиду экспоненциальной зависимости
выхода оксидов азота от температуры (по тепловому механизму) эффективность ввода газов
рециркуляции тем больше, чем выше исходная
температура в топке в зоне максимального
тепловыделения. Для котлов с исходной температурой (без ввода рециркулирующих газов)
1700 … 1750 °С ввод газов рециркуляции через горелки в количестве 15 % количества дымовых газов, покидающих котел, уменьшает
выбросы оксидов азота более, чем в 2 раза.
Способы ввода газов рециркуляции имеют примерно равную эффективность по снижению образования оксидов азота, но различаются конструктивно и по влиянию на другие
показатели топочного процесса.
Ввод газов рециркуляции в смеси со всем
воздухом, подаваемым на горение, является
одним из наиболее эффективным. Отличается
возможностью организации простой схемы
газоходов со сравнительно небольшой металлоемкостью, обеспечивает идентичность степени рециркуляции во всех горелках котла.
К его недостаткам относятся:
явно выраженное влияние на устойчивость горения и повышение выбросов сажистых частиц при сжигании мазута, особенно на
сниженных нагрузках;
необходимость достаточно высокого напора дымососов рециркуляции газов и вентиляторов дутьевого воздуха для преодоления
повышенного аэродинамического сопротивления газовоздушного тракта;
взаимное влияние изменения режимов по
рециркуляции и по коэффициенту избытка
воздуха, что несколько усложняет оперативное
управление топочным процессом по этим параметрам.
Его применяют преимущественно при
сжигании газа с обеспечением полного перемешивания газов рециркуляции с воздухом до
входа в горелки.
Ввод газов рециркуляции в смеси с частью воздуха, подаваемого в периферийные
каналы горелок, отличается от предыдущего
способа меньшим влиянием газов рециркуляции на зону воспламенения и начальных стадий горения, что особенно важно при сжигании мазута (выбросы сажистых частиц меньше
по сравнению с предыдущим способом). Однако его осуществление сложнее, так как требуется разделение воздушных коробов перед
горелками на два потока. В остальном этот
способ имеет такие же характеристики. Его
применение возможно при сжигании как газа,
так и мазута с обеспечением полного перемешивания газов рециркуляции с периферийным
воздухом до разделения на потоки к горелкам
(или к группам горелок при индивидуальной
или индивидуально-групповой раздаче воздуха
на горелки).
Ввод газов рециркуляции через отдельные периферийные каналы горелок наиболее
гибок с точки зрения управления распределением газов рециркуляции в факеле горелки.
Управление этим процессом достигается путем
изменения длины обечайки между каналом
газов рециркуляции и смежным воздушным
каналом, скоростью истечения газов рециркуляции, длины и формы амбразуры горелки.
Благодаря этому можно достичь максимальной
эффективности в подавлении оксидов азота, не
балластируя зону воспламенения и начальной
стадии горения, а следовательно, не ухудшая
устойчивости горения и существенно не увеличивая выбросов сажистых частиц в широком
диапазоне нагрузок и степеней рециркуляции
газов (до 60 %).
Кроме того, ввод газов рециркуляции отдельными каналами (как правило, без закрутки) требует значительно меньшего напора дымососов рециркуляции газов и вентиляторов
дутья и практически не приводит к взаимному
влиянию изменения режимов по коэффициенту избытка воздуха и степени рециркуляции
МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ И ОБРАЗОВАНИЯ ОКСИДОВ АЗОТА
газов. Рекомендуемая скорость истечения газов рециркуляции равна или близка к скорости
истечения воздуха в смежном канале. К недостатку этого способа относится усложнение
газовоздушного тракта, особенно при индивидуальной раздаче воздуха и газов рециркуляции по горелкам, и конструкции горелки.
Ввод газов рециркуляции отдельным каналом горелки, расположенным между воздушными каналами. В этом случае кроме снижения температуры факела кольцеобразная
струя газов рециркуляции замедляет смешение
внутреннего и внешнего потоков воздуха, что
при соответствующем подборе распределения
топлива по сечению факела позволяет получить более глубокое подавление образования
оксидов азота. Применение такой схемы подачи газов рециркуляции требует очень тщательной настройки рабочего процесса, поскольку
попадание топлива (особенно жидкого) в поток газов рециркуляции может приводить к
пульсационному горению с вибрацией топки,
чрезмерной концентрации коррозионно-активной восстановительной среды в пристенной
зоне экранов и к повышенному образованию
сажистых частиц и бенз(а)пирена.
Двухступенчатый
подвод
воздуха.
Для подавления образования оксидов азота по
всем трем механизмам применяется двухступенчатый подвод воздуха (двухступенчатое
сжигание), при котором бόльшая часть воздуха
(70 … 80 %) подается на горение через горелки, остальная часть для дожигания продуктов
горения, образовавшихся в первой ступени,
вводится над горелками через специальные
сопла. Это эффективный способ подавления
топливных и "быстрых" оксидов азота
Расчет подачи воздуха второй ступени
производится из условия общего коэффициента избытка воздуха α = 1,05 … 1,1. Расстояние
расположения сопл вторичного воздуха над
горелками должно выбираться из условия прохождения продуктами горения этого расстояния за время 0,1 … 0,5 с для обеспечения протекания реакций восстановления образовавшихся в первой ступени оксидов азота продуктами недожога.
Недостатками этого способа являются:
усложнение конструкции топки и газовоздушного тракта; возможность омывания экранов
топки коррозионно-активной восстановительной средой; повышенная склонность к сажеобразованию. Последнее особенно неблагоприятно проявляется при сжигании мазута, так как
147
достаточно полное дожигание образовавшихся
в первой ступени сажистых частиц весьма
затруднено. Кроме того, необходимо повышать общий коэффициент избытка воздуха в
топке, что увеличивает потери теплоты с уходящими газами, и несколько снижать интенсивность теплообмена в топке, т.е. повышать
температуру на выходе из топки при прочих
равных условиях.
Для газомазутных котлов с многоярусной
компоновкой горелок возможна организация
двухступенчатого подвода воздуха путем полного или частичного отключения подачи топлива на верхний ярус с сохранением на нем
полной подачи воздуха. При этом соответственно перегружаются по топливу нижние яруса горелок. Примером удачного применения
такой схемы является использование ее на
котле энергоблока 800 МВт (тепловое напряжение сечения топки 9,1·106 МВт/м2), на котором из трех ярусов горелок полный расход
топлива (природного газа) подается на первый
и второй ярусы (α = 0,7), а воздух через третий
ярус горелок (общий коэффициент избытка
воздуха по топке α = 1,06). В комбинации с
рециркуляцией дымовых газов через периферийные каналы горелок со степенью рециркуляции 15 % достигнуто снижение выбросов
оксидов азота в 6 раз (до 140 мг/м3).
Вариантом двухступенчатого сжигания
топлива является нестехиометрическое сжигание. В этом случае режим горения в части горелок устанавливается с существенным недостатком воздуха (α = 0,7 … 0,8), в остальных
горелках подача воздуха осуществляется с
соответствующим превышением над стехиометрическим количеством. Такая организация
процесса горения эффективно уменьшает выбросы оксидов азота, но, как известно из общей практики оптимизации топочного процесса, существенно ухудшает показатели топочного процесса по экономичности и выброскам
сажистых частиц.
Применение горелок специальной конструкции. Горелочное устройство, поскольку оно
влияет на максимальную температуру факела,
время пребывания продуктов горения при этой
температуре, а также на образование тепловых
оксидов азота. Замедленное смесеобразование,
а следовательно, удлиненный факел, умеренная закрутка воздуха в вихревых горелках
являются отличительной особенностью таких
горелок. В подавлении образования "быстрых"
и топливных оксидов азота особенно велико
148
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
значение организации горения на начальном
участке факела. Для решения этой задачи горелочное устройство должно обеспечивать
смешение топлива и воздуха в зоне воспламенения и активного горения таким образом,
чтобы уменьшить время пиролиза топлива и
ускорить окисление продуктов пиролиза,
обеспечить в указанной зоне процесс горения
преимущественно при α ≈ 0,7 и активное перемешивание с остальным воздухом в конце
зоны активного горения. Температурное поле
по сечению факела не должно иметь резких
пиков.
Конструктивное исполнение горелок, отвечающих перечисленным требованиям, может
быть весьма разнообразно, но, как правило, это
многоканальные горелки (не менее двух воздушных каналов) с распределением топлива,
главным образом, в потоке воздуха внутреннего канала с вводом газов рециркуляции одним
из описанных выше способов.
Применение различных комбинаций перечисленных способов ограничения образования оксидов азота, как показал опыт, позволяет
обеспечить выбросы их из энергетических
котлов при сжигании природного газа на уровне 100 … 125 мг/м3 (приведенных к содержанию кислорода в дымовых газах 6 %), а при
сжигании топочного мазута – можно достичь
до 120 … 150 мг/м3. Однако в этом случае резко возрастают выбросы сажистых частиц и
бенз(а)пирена. Поэтому при сжигании тяжелого топочного мазута в качестве мероприятий
по снижению выбросов оксидов азота применяют, как правило, только рециркуляцию дымовых газов и оптимизацию конструкции горелочного устройства. На мощных энергетических котлах при этом достигаются выбросы на
уровне 250 мг/м3.
При сжигании твердых топлив в топках пылеугольных котлов проблема уменьшения образования оксидов азота в целом более сложная, чем в газомазутных котлах. Прежде всего это обусловлено различными свойствами и характеристиками многочисленных
марок твердых топлив, предопределяющими
организацию топочного процесса и механизмы
образования оксидов азота.
В высокотемпературных топках котлов
с ЖШУ значительная доля оксидов азота
(до 40 … 60 %) образуется по тепловому механизму и в зависимости от содержания азота в
топливе бόльшая или меньшая часть – по топливному механизму. При твердом шлакоуда-
лении (ТШУ) в большинстве случаев весь или
практически весь выброс оксидов азота определяется топливным механизмом и содержанием азота в топливе (в расчете на единицу
теплоты сгорания). Значимость механизма
образования "быстрых" оксидов азота при
сжигании твердого топлива относительно невелика.
В этих условиях выбор мероприятий по
уменьшению образования оксидов азота может
иметь ограничения как по количеству, так и по
интенсивности. Например, на котле с жидким
шлакоудалением нельзя снижать температуру
в топке ниже уровня, обеспечивающего текучесть шлака, при использовании низкореакционных топлив нельзя снижать температуру
ниже уровня, обеспечивающего устойчивость
горения топлива. В связи с этим не рекомендуется применять технологию сжигания угля с
ЖШУ при создании новых котлов.
Ввод рециркулирующих дымовых газов с
первичным воздухом. Применяется при сжигании высокореакционных каменных и бурых
углей при жидком и твердом шлакоудалении.
Достигаемое снижение концентрации оксидов
азота (10 … 25 % для ЖШУ и 5 … 15 % для
ТШУ) ограничивается устойчивостью горения
и текучестью шлака на сниженных нагрузках.
Перераспределение подачи топлива между ярусами горелок и отдельными горелками
обеспечивает эффективность снижения NOx
10 … 30 %. Применение и пределы снижения
NOx ограничены опасностью высокотемпературной газовой коррозии, сепарацией несгоревшей угольной пыли на под и металлизацией
пода топки, возрастанием температуры газов на
выходе из топки или требуемой высоты топки.
При этом требуется строгий контроль за расходом топлива и воздуха на каждую горелку.
Применение горелок специальной конструкции с малым выходом NOx – одно из основных мероприятий по ограничению образования оксидов азота из азота топлива на твердотопливных котлах. Принципиально конструкция горелок с малым выходом оксидов азота
учитывает описанные выше закономерности
влияния на степень перехода азота топлива в
оксиды температуры процесса горения, избытка подачи первичного воздуха, суммарного
коэффициента избытка воздуха в горелке и
интенсивности смешения первичного и вторичного воздуха.
Как правило, такие горелки отличаются
организацией, по крайней мере, трех зон факе-
МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ И ОБРАЗОВАНИЯ ОКСИДОВ АЗОТА
ла, каждая из которых отличается следующими особенностями. В первой зоне происходит
газификация, прогрев топлива, воспламенение
и горение первичной смеси. В этой зоне необходимо обеспечить интенсивный прогрев смеси и коэффициент подачи первичного воздуха
численно меньше доли тепловыделения летучих веществ (α1 ≤ 0,6 … 0,7). Минимальные и
максимальные значения ограничиваются устойчивостью воспламенения. На участке индукции и горения летучих должна обеспечиваться минимальная степень смешения со вторичным воздухом. Во второй зоне процесс
горения протекает с коэффициентом избытка
воздуха α1 + α2 ≤ 1 за счет смешения продуктов горения первой зоны со вторичным воздухом, поступающим по каналу горелки, смежному с каналом первичной смеси. В третьей зоне
организуется дожигание продуктов горения
путем ввода дополнительного воздуха через
периферийный канал горелки или через специальные сопла, расположенные над горелками.
Наиболее полно осуществить принцип
интенсивного прогрева топлива на участке
индукции при минимальном избытке воздуха в
первичной смеси позволяет подача пыли высокой концентрации. Избыток воздуха в первичной смеси при концентрации пыли 20 … 50 кг
пыли/кг воздуха) пренебрежимо мал, и избыток воздуха в первичной смеси на выходе из
горелки определяется степенью смешения
потоков угольной пыли и воздуха перед амбразурой, т.е. степенью заглубления насадка
первичной смеси в канал горячего воздуха.
При малом заглублении насадка воспламенение первичной смеси происходит по периметру топливного «шнура» в основном за счет
прогрева его наружного слоя излучением из
ядра факела, и процесс прогрева и горения
топлива на начальном участке факела протекают при незначительной доле присоединенного горячего воздуха.
Эффективность по снижению выбросов
оксидов азота горелок специальной конструкции составляет 10 … 30 %. Предельное снижение ограничено высокотемпературной коррозией экранов, увеличением недожога топлива и
температуры на выходе из топки. Поэтому при
применении горелок оптимальной конструкции по снижению оксидов азота применяются
дополнительные мероприятия, устраняющие
или уменьшающие негативные явления.
Организация верхнего дутья воздуха при
снижении избытка воздуха в горелках до сте-
149
хиометрического и ниже. Режим работы горелок по коэффициенту избытка воздуха устанавливается, как правило, на уровне α = 0,95 … 1,0.
Верхнее дутье через сопла над горелками увеличивает коэффициент избытка воздуха примерно до 1,2. Расстояние сопл вторичного дутья от горелок должно обеспечивать продолжительность реакций восстановления оксидов
азота до молекулярного азота по крайней мере
0,5 с. При этом эффективность по снижению
NOx составляет 20 … 40 %. Ограничения по
применению этого способа связаны с загрязнением экранов и их коррозией, повышением
температуры на выходе из топки или необходимостью в повышении ее высоты.
Ввод дополнительного топлива над основными горелками и организация верхнего
дутья для дожигания продуктов недожога –
трехступенчатое сжигание. В первой ступени (в основных горелках) сжигается 80 … 85 %
топлива с α ≈ 1. Остальное топливо подается
во вторую ступень таким образом, чтобы после
смешения с основным потоком α = 0,9 … 0,95.
Образующиеся во второй ступени углеводороды и продукты недожога СО2 и Н2 вступают в
реакции восстановления NO в N2. В третью
ступень подается воздух для дожигания продуктов неполного сгорания, образующихся во
второй ступени. В качестве дополнительного
топлива-восстановителя наиболее эффективно
применять высокореакционное топливо (природный газ). Имеются успешные опыты по
применению основного топлива – специально
подготовленной угольной пыли.
Этот способ организации топочного процесса является наиболее сложным, но и наиболее эффективным: выбросы оксидов азота
уменьшаются на 30 … 50 %. Однако, как и при
других способах уменьшения выбросов NOx,
возникает опасность коррозии экранов и их
загрязнения, повышения температуры на выходе из топки, а также возможного увеличения
недожога.
Предварительный подогрев твердого
топлива в инертной среде до температуры
выхода летучих. Снижение образования оксидов азота достигается за счет того, что выделяющиеся в результате возгонки летучих веществ азотсодержащие соединения вступают в
реакции с образованием молекулярного азота.
В итоге в первичной смеси снижается содержание азотсодержащих компонентов, что по
результату фактически соответствует уменьшению содержания азота в исходном топливе.
150
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
В качестве характерной температуры подогрева угля принимается разность температуры его
подогрева Тп и максимальной температуры
подогрева То, не приводящей к заметному
снижению выхода оксидов азота. Значение То
принимается по следующей экспериментальdaf
ной зависимости: То = 775 – 7V .
По результатам исследований при характерной температуре угольной пыли Тп – То =
= 300 К степень снижения выхода оксидов
азота составляет более 50 %.
Специальные
технологии
сжигания
твердых топлив с малыми вредными выбросами оксидов серы и азота. Применение котлов
с топками низкотемпературного сжигания (КС,
ЦКС, НТВ) позволяет значительно уменьшить
выбросы оксидов азота и, что весьма важно,
уже в процессе сжигания топлива осуществить
глубокую очистку продуктов горения от серы.
Благодаря низкой температуре слоя процесса в
КС (как правило, около 800 °С) оксиды азота
по тепловому механизму не образуются. В то
же время в стационарном (пузырьковом) кипящем слое образование топливных оксидов
азота достигает того же уровня, что и в обычных котлах. Подавление образования наряду с
тепловыми и топливных оксидов азота осуществляется путем организации двухступенчатого дутья в котлах с топками циркулирующего
кипящего слоя. Для этого в нижнюю часть топки воздух подается в количестве соответствующим α = 0,7 … 0,8, на некотором расстоянии от
нижнего ввода через специальные сопла вводится воздух второй ступени, обеспечивая полный установленный коэффициент избытка воздуха. Уменьшение образования оксидов азота
происходит в соответствии с уже описанными
выше закономерностями. Аналогичные результаты получены при НТВ-сжигании.
Уникальной особенностью котлов с топками кипящего слоя является связывание серы
непосредственно в процессе сжигания топлива. При температуре 800 … 900 °С осуществляется практически полное связывание серы
(до 90 … 95 %) оксидами щелочноземельных
элементов, имеющимися в золе в достаточном
количестве либо путем добавки к топливу
молотых известняка или доломита. Полученные сульфаты выводятся с золой.
1.7.6. ОЧИСТКА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ
Непременной составной частью котельных установок, использующих твердое топли-
во, является система очистки дымовых газов
от твердых частиц (золы).
Очистные установки. В зависимости
от мощности котельной установки и требований к полноте очистки в конкретных условиях
применяются следующие типы очистных
установок.
Наиболее простой и широко распространенной системой очистки является циклон.
Минимальный размер частиц, улавливаемых
промышленными
циклонами,
примерно
30 мкм. Эффективность очистки 50 … 60 %.
Применяется главным образом на установках
малой мощности. Более высокое качество очистки обеспечивают мультициклоны, представляющие собой блоки, объединенные по входу
и выходу циклонов малого размера. Минимальный размер улавливаемых частиц 10 …
15 мкм, эффективность очистки 90 … 95 %.
Достаточно широко распространены
мокрые золоуловители (центробежные и мокропрутковые скруберы), позволяющие улавливать частицы до 0,5 мкм с эффективностью
75 … 85 % (в лучших образцах до 98 %). Они
отличаются меньшей стоимостью и значительно меньшими габаритными размерами по
сравнению с электрофильтрами, однако возможность их применения определяется не
только по показателю эффективности, но и
значительным расходом воды (0,1 … 1 л / м3).
В качестве основного типа золоуловителя
для мощных энергетических котлов применяют электрофильтр. Он обладает наиболее высокими показателями качества очистки дымовых газов. При этом требуется высокая равномерность скоростного поля при скорости течения дымовых газов на рабочих участках 1 …
1,5 м/с. Поэтому электрофильтр имеет большие габаритные размеры и требует большой
площади для установки. Минимальный размер
улавливаемых частиц 0,1 мкм, а эффективность очистки 96 … 99 %.
К наиболее эффективным системам очистки дымовых газов относятся тканевые
фильтры (рукавные), которые позволяют улавливать частицы размером 0,5 мкм, а их эффективность достигает 99 %.
Методы очистки дымовых газов. Важным требованием к таким методам является
получение в результате очистки дымовых газов продуктов экологически безопасных и
пригодных для полезного использования.
Способы очистки дымовых газов от серы. Наиболее распространенным типом уста-
ОЧИСТКА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ
новок сероочистки являются установки, работающие по мокрому известняковому методу и
обеспечивающие эффективность очистки 80 …
90 % . Метод заключается в том, что дымовые
газы после предварительного охлаждения в
дополнительном регенеративном теплообменнике поступают в нижнюю часть специального
аппарата-абсорбера, в котором сверху орошаются известняковой суспензией. При контакте
дымовых газов с известняковой суспензией
идет реакция, в результате которой получается
сульфит кальция.
С целью максимального использования
известняка в абсорбере организуется рециркуляционное орошение, т.е. выпадающая в нижнюю часть абсорбера суспензия насосом повторно подается на орошение. Очищенные и
охлажденные примерно до 45 °С дымовые
газы проходят каплеуловитель и после выхода
из абсорбера смешиваются с небольшим количеством горячего неочищенного газа для испарения оставшихся капель. После подогрева в
том же регенеративном теплообменнике дымовые газы выбрасываются в дымовую трубу.
В нижнюю часть абсорбера вводится
воздух, который доокисляет сульфит кальция в
нейтральный сульфат – гипс. Из сборной емкости в нижней части абсорбера часть прореагировавшей суспензии в виде пульпы направляется в гидроциклон, где отделяются крупные
кристаллы гипса. Мелкие кристаллы гипса и
непрореагировавший известняк возвращаются
в абсорбер. Крупные кристаллы гипса с помощью специального фильтра отделяются от
жидкости, собираются в силос и отправляются
потребителю. Часть фильтрата выводится из
цикла, нейтрализуется, очищается от тяжелых
металлов и сбрасывается в водоемы.
Полная автоматизация установки обеспечивает стабилизацию значений РН суспензии в
сборной емкости абсорбера в узком диапазоне
4,5 – 5,5. Благодаря этому исключается зарастание абсорбера минеральными отложениями
и обеспечиваются товарные свойства гипса.
Для длительной и надежной работы установки
внутренние поверхности абсорбера и газохода
защищены слоем резины толщиной 3 … 4 мм,
орошающие сопла и суспензионные насосы
выполнены в износоустойчивом исполнении.
Известняковая суспензия готовится из
тонко размолотого известняка (95 % частиц
размером менее 90 мкм). Для очистки
1·106 м3/ч дымовых газов с содержанием оксидов серы на уровне 7,3 г/м3 требуется 13 т/ч
151
известняка с 95 %-ным содержанием СаСО3.
При этом получается 23 т гипса, содержащего
не более 6 % нейтральных примесей.
На применении недифицитного известняка основан также сухой известняковый
(аддитивный) метод очистки дымовых газов от
оксидов серы, существенно уступающий предыдущему по эффективности (30 … 40 %), но
значительно дешевле его. Тонко размолотый
известняк вдувается в тракт дымовых газов
котла в зону с температурой 900 … 1100 °С.
После обжига получается негашенная известь.
В зоне конвективной шахты с температурой
600 … 800 °С происходит связывание сернистого ангидрида известью. Образовавшаяся
смесь сульфита, оксида кальция, золы и непрореагировавшей извести улавливается в
золоуловителях и складируется на специальных золоотвалах. Однако применение этого
способа сопровождается опасностью шлакования поверхностей нагрева.
На основе применения более активной,
но и более дорогой (в 2–3 раза) по сравнению с
известняком, извести освоен мокросухой метод распылительной абсорбции. Установка
включает бак для приготовления известковой
суспензии (мокросухой абсорбер), устанавливаемый за электрофильтром, а также рукавный
фильтр или электрофильтр второй ступени.
В баке приготовления известковой суспензии
после смешения с водой образуется гашеная
известь. Суспензия распыляется в абсорбере и
смешивается с предварительно очищенными
от золы дымовыми газами. На развитой поверхности контакта мелких капель суспензии с
дымовыми газами происходит поглощение
известью сернистого ангидрида. Вода в абсорбере испаряется, а сульфит в сухом виде улавливается в рукавном фильтре или в электрофильтре второй ступени и поступает в специальные золоотвалы или доокисляется до нейтрального сульфата кальция.
Этот метод отличается высокой эффективностью (80 … 85 %), но требует высококачественное дорогое сырье и аппарат больших
размеров.
На основе комбинации процессов в аддитивном методе и распылительной абсорбции
фирмой "Тампелла" (Финляндия) разработана
установка обессеривания дымовых газов "Лифак". В газоход котла вдувается размолотый
известняк в избыточном количестве. Непрореагировавшая в газоходе негашенная известь
поступает при температуре 140 … 160 °С вме-
152
Глава 1.7. ЭМИССИЯ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ГОРЕНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ
сте с дымовыми газами в установленный за
воздухоподогревателем активационный реактор, в который впрыскивается вода. В результате контакта с водой негашенная известь переходит в активную гашенную, которая реагируя с SO2, образует сульфит. Общая степень
очистки достигает 80 … 85%.
Циклические методы очистки дымовых
газов от оксидов серы основаны на многократном использовании регенерируемых реагентов,
например, водного раствора соединений аммония или окиси магния.
В аммиачно-циклическом способе поглощение сернистого ангидрида происходит
аммиачной водой (NH3 > 25 %) при температуре газов 50 °С. Образующиеся сульфит и бисульфит аммония регенерируются под вакуумом при 95 … 100 °С с выделением в смеси с
паром SO2. В конденсаторе водяной пар конденсируется, а концентрированный SO2 (93 …
95 %) поступает на переработку в элементарную серу или серную кислоту. Эффективность
этого метода 85 … 95 %.
В магнезитовом циклическом способе
очищаемый газ орошается в абсорбере суспензией оксид магния, которая реагирует с SO2 с
образованием сульфита магния, которая обезвоживается, сушится до удаления кристаллизационной влаги. Затем при температуре
900 … 1000 °С в специальной печи происходит
термическое разложение сульфита магния с
выделением концентрированного серистого
газа SO2. Регенерированный оксид магния
возвращается в цикл, а сернистый газ перерабатывается в элементарную серу или серную
кислоту.
Из относительно простых способов обессеривания дымовых газов следует отметить
способ с использованием щелочных свойств
летучей золы. Поглощение сернистого ангидрида в этом методе происходит осветленной
водой гидрозолоудаления, содержащей растворенные элементы щелочно-земельных металлов. Процесс улавливания происходит в
существующих на ТЭС мокрых золоуловителях при повышенном расходе воды на орошение. Эффективность этого способа достигает
35%. Продукты очистки вместе с золой направляются в золоотвал.
Способы очистки дымовых газов от оксидов азота. Они могут быть условно разделены на две группы по виду получаемых конечных продуктов.
К первой группе, конечными продуктами
которой являются азот и вода, относятся следующие способы:
селективное каталитическое восстановление;
селективное некаталитическое восстановление;
восстановление на активированном угле.
В качестве восстановителя во всех трех
способах применяется аммиак.
Основными преимуществами этих способов являются относительно незначительные
производственные расходы и получение нейтральных по отношению к окружающей среде
продуктов разложения NOx.
Ко второй группе, конечными продуктами которой являются комплексные аммонийные удобрения, относятся:
мокрый магнезитовый метод;
мокрый озонно-аммиачный метод;
сухая обработка дымовых газов потоком
электронов.
Отличительной особенностью второй
группы способов является то, что очистка дымовых газов происходит не только от оксидов
азота, но и от оксидов серы. Эти установки
отличаются большой сложностью и требуют
больших производственных расходов. Получаемый конечный продукт – комплексные
аммонийные удобрения – необходимо непрерывно удалять из установки, доводить до кондиции и отправлять потребителю.
Опыт применения тех или иных установок очистки дымовых газов от оксидов азота
показал, что наиболее полно по эффективности
и простоте исполнения соответствует сухой
способ каталитического разложения аммиаком.
Максимальная степень восстановления
достигается при температуре 300 … 430 °С в
присутствии катализатора и составляет не менее 80 %. По тракту котельного агрегата установка может располагаться за водяным экономайзером перед воздухоподогревателем или в
конце тракта после системы сероочистки.
В последнем случае требуется установка дополнительного теплообменника для подогрева
охлажденных дымовых газов до указанной
оптимальной температуры и дополнительный
регенеративный подогреватель дымовых газов
перед дымовой трубой.
Установка включает реактор с катализатором, аммиачную станцию с емкостью жидкого аммиака и испарителем, смеситель ам-
153
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
миака с воздухом, узел ввода аммиачно-воздушной смеси в реактор. Основным элементом
и по значению (и по стоимости) является катализатор. Применяют два вида катализаторов:
керамические и пластинчатые.
Керамические катализаторы обычно изготовляют в виде элементов прямоугольной
формы с мелкоячеистыми сквозными каналами. Основой керамического катализатора
обычно является оксид титана, "пропитанный"
для повышения активности в большинстве
случаев оксидами вольфрама и молибдена.
Гарантийный срок службы в условиях пылеугольных котлов 2 года.
Пластинчатые катализаторы представляют собой собранные в блоки тонкостенные
стальные профилированные листы, на которые
после придания им шероховатости (плазменным способом) наносится каталитическая масса. Толщина пластин 1 мм, расстояние между
ними 6 … 10 мм. Пластинчатые катализаторы
обладают рядом преимуществ перед керамическими, основными из которых является большая активность и селективность, больший
срок службы. Имеются модификации этих
катализаторов для различного содержания SO2,
запыленности потока до 30 мг/м3.
С целью сведения к минимуму "проскока" аммиака в атмосферу обычно ограничивают эффективность установки 80 %, для чего
молярное отношение NH3 / NOx устанавливают
в пределах 0,80 … 0,85.
Применение установок каталитического
разложения NOx приводит к увеличению
удельной стоимости ТЭС на 5 … 9 % .
Установки некаталитического разложения оксидов азота не приводят к столь существенному удорожанию ТЭС, так как они состоят только из систем приготовления аммиачно-
воздушной смеси и ввода ее в газоход котла
(в зону температур 800 … 900 °С). Недостатком таких систем является низкая эффективность (не более 40 %), "проскок" непрореагировавшего аммиака в дымовую трубу, загрязнение поверхностей нагрева сульфатом аммония. Поэтому этот способ практически не применяется.
Не получили распространения и рассмотренные способы одновременной очистки
дымовых газов от оксидов азота и оксидов
серы ввиду высокой стоимости установок и
большого расхода энергии на получение озона
(необходимого для доокисления азота и серы
до их высших оксидов), или потока электронов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Справочник по котельным установкам:
Топливо. Топливоприготовление. Топки и топочные процессы / Под общей ред. М.И. Неуймина, Т.С. Добрякова. М.: Машиностроение,
1993. 392 с.
2. Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. Л.: Недра, 1988.
312 с.
3. Ахмедов Р.Б., Цирульников Л.М.
Технология сжигания горючих газов и жидких
топлив. Л.: Недра, 1984. 238 с.
4. Теснер П.А. Образование углерода из
углеводородов газовой фазы. М.: Химия, 1972.
136 с.
5. Шпирт М.Я., Клер В.Р., Перциков И.З.
Неорганические компоненты твердых топлив.
М.: Химия, 1990. 240 с.
6. Баскаков А.П., Мацнев В.В., Распопов И.В. Котлы и топки с кипящим слоем. М.:
Энергоатомиздат, 1996. 352 с.
154
Раздел 2
ПАРОВЫЕ КОТЛЫ
Глава 2.1
ТИПЫ И ПАРАМЕТРЫ
ПАРОВЫХ КОТЛОВ
2.1.1. ПАРАМЕТРЫ И КЛАССИФИКАЦИЯ
СТАЦИОНАРНЫХ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
Параметры котлов. Они устанавливаются в соответствии с требующимися параметрами потребителей пара (паротурбинных
установок, теплообменников, технологических
агрегатов), с учетом потерь в соединительных
трубопроводах. В соответствии с ГОСТ 3619
номинальные значения основных параметров
паровых котлов приведены в табл. 2.2.1.
Котлы на давление 13,8; 17,3…19 и
25 МПа имеют промежуточные перегреватели
пара, с температурами пара 542…563 °С. По
согласованию между производителем и потребителем параметры котла могут быть иными.
Классификация паровых котлов. Паровые котлы классифицируют по ряду признаков.
1. По организации движения рабочей
среды котлы разделяются на следующие типы
(рис. 2.1.1):
с естественной циркуляцией в экранах
топки, с кратностью циркуляции в испарительной части K > 1. Циркуляция пароводяной
смеси происходит вследствие разности плотностей воды в опускной системе и пароводяной смеси в обогреваемой части (тип Е);
с многократной принудительной циркуляцией. Движение рабочей среды в испарительной части происходит за счет давления, создаваемого циркуляционными насосами (тип Пр);
прямоточные. Движение среды во всем
тракте котла обеспечивается за счет давления,
создаваемого питательным насосом, с кратностью циркуляции K = 1 (тип П);
с комбинированной циркуляцией – прямоточные котлы, у которых в зоне максимальных тепловосприятий (в топочной камере) при
пусках и при сниженных нагрузках движение
среды обеспечивается с K > 1 за счет циркуляционных насосов, а при номинальной нагрузке
с K = l (тип К).
2. По аэродинамической схеме организации движения газовоздушных потоков котлы
могут быть:
с уравновешенной тягой, в которых аэродинамическое сопротивление газового тракта
преодолевается дымососами, а воздушного
тракта – дутьевыми вентиляторами. При этом
топка котла находится под небольшим разрежением, близким к нулю;
под наддувом, в которых воздух и продукты сгорания прокачиваются по всему тракту под напором, создаваемым дутьевыми вентиляторами или другими дутьевыми машинами.
Обязательное требование к котлам под
наддувом – полная герметичность всего газового тракта котла. Их преимуществами являются отсутствие присосов воздуха в газовый
тракт (повышение КПД котла брутто) и сниженный расход электроэнергии на собственные нужды (повышение КПД нетто).
3. По организации сжигания топлива
котлы подразделяют:
с неподвижными колосниковыми решетками для сжигания твердого топлива;
2.1.1. Параметры паровых котлов по ГОСТ 3619
Паропроизводительность, т/ч
Давление, МПа
0,16…2,5
0,9
Средней мощности
4…160
1,4…3,9
Большой мощности
160…3950
9,8; 13,8; 17,3…19; 25
Котел
Малой мощности
Пар
Насыщенный
Насыщенный перегретый
до 250…440 °С
Перегретый до 545…560 °С
155
ПАРАМЕТРЫ И КЛАССИФИКАЦИЯ СТАЦИОНАРНЫХ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
5
1
2
3
4
1
2
3
4
а)
б)
2
2
4
1
1
3
3
4
5
в)
г)
Рис. 2.1.1. Принципиальные схемы организации движения рабочей среды в котлах:
а – типа Е; 1 – экономайзер; 2 – барабан; 3 – испарительная часть; 4 – пароперегреватель; б – котел Пр;
1 – экономайзер; 2 – барабан; 3 – испарительная часть; 4 – циркуляционный насос; 5 – пароперегреватель;
в – типа П; 1 – экономайзер; 2 – топочная камера; 3 – сепаратор растопки; 4 – пароперегреватель; г – типа К;
1 – экономайзер; 2 – топочная камера; 3 – сепаратор растопки; 4 – пароперегреватель; 5 – циркуляционный насос
с движущимися цепными колосниковыми решетками для сжигания твердого топлива;
с камерными топками для сжигания пылевидного твердого, газообразного и жидкого
топлив;
с топками стационарного кипящего слоя;
с циркулирующим кипящим слоем;
с вихревыми или циклонными топками;
котлы-утилизаторы (для утилизации теплоты продуктов сгорания).
Сжигание твердого топлива производится в котлах с камерными топками как с твердым, так и с жидким шлакоудалением (в этом
случае топка может быть однокамерной, двухкамерной, циклонного или вихревого типа).
4. По системе опирания котлы могут
быть самоопорными (опирающимися на собственную трубную систему) или подвесными
(подвешенными к несущим хребтовым балкам
здания или собственного каркаса котла).
Все котлы оборудуются системами лестниц и площадок для осмотров и ремонтных
работ.
5. По назначению котлы классифицируют следующим образом:
энергетические (промышленные и для
паротурбинных электростанций);
водогрейные;
энерготехнологические (для установок с
получением энергии пара или горячей воды и
дополнительного технологического продукта);
комбинированных парогазовых установок.
Кроме того, котлы разделяют на водотрубные (вода внутри труб, а продукты сгорания снаружи) и жаротрубные (вода снаружи
труб, а продукты сгорания внутри). Жаротрубные котлы изготовляют небольшой мощности
(до 25 т/ч).
Условные обозначения паровых котлов. Тип парового котла определяется прежде
всего принятой схемой организации движения
рабочей среды в испарительной зоне:
Е – с естественной циркуляцией;
Еп – то же, с промежуточным перегревом;
Пр – с принудительной циркуляцией;
Прп – то же, с промежуточным перегревом;
П – прямоточные;
Пп – то же, с промежуточным перегревом;
К – с комбинированной циркуляцией;
Кп – то же, с промежуточным перегревом.
Условное обозначение котла должно содержать:
тип котла (Е, Пр, П, К) и наличие промежуточного перегрева;
номинальную паропроизводительность, т/ч;
абсолютное давление острого пара, МПа;
температуры острого пара и промежуточного перегрева на выходе из котла, °С;
индекс вида топлива: П – пылеугольный;
М – мазутный; Г – газовый;
индекс вида топочного устройства: К –
камерная; Р и ЦР – цепная решетка и др.;
156
Глава 2.1. ТИПЫ И ПАРАМЕТРЫ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
добавочный индекс Н, отражающий давление в топке выше атмосферного (наддув).
Иногда к обозначению типа топки добавляют обозначение способа шлакоудаления: Т –
твердое; Ж – жидкое.
Пример. Котел паровой прямоточный с промежуточным перегревом, абсолютным давлением
пара 25 МПа и паропроизводительностью 1000 т/ч,
температурой перегретого острого пара 545 °С, температурой пара промежуточного перегрева 542 °С,
со сжиганием каменного угля в камерной топке с
твердым шлакоудалением имеет обозначение:
Пп-1000-25,0-545/542 КТ.
Наряду с условным обозначением в соответствии со стандартом, существует заводская
маркировка котлов. При этом заводизготовитель вначале ставит букву, отражающую наименование завода, а затем номер серийного проекта (или паропроизводительность) котла, например: П-57, БКЗ-220 или
ТПЕ-209. Индекс ОАО "ТКЗ" – Т, ОАО «Машиностроительный завод "ЗиО-Подольск"» –
П, Барнаульского котельного завода ПК "Сибэнергомаш" – БКЗ.
2.1.2. КОТЛЫ С ЕСТЕСТВЕННОЙ
ЦИРКУЛЯЦИЕЙ
Паровые котлы с естественной циркуляцией применяются в широком диапазоне мощностей (паропроизводительностью 1…670 т/ч
и более). В котлах этого типа питательная вода
из экономайзера 1 (или при его отсутствии из
питательного узла) подается в барабан 2 котла,
в котором смешивается с котловой водой (см.
рис. 2.1.1, а). Вода из барабана котла с температурой, близкой к температуре насыщения,
опускается по необогреваемым (или слабообогреваемым) опускным трубам и поступает
в нижние распределительные коллекторы, а
откуда – в испарительные поверхности нагрева.
Движущий напор, возникающий в замкнутой системе барабан – опускные трубы –
нижний коллектор – подъемные (испарительные трубы) – барабан, вследствие разности
плотностей воды в опускных трубах и пароводяной смеси в испарительных подъемных трубах, приводит к естественной циркуляции воды в контуре. Пароводяная смесь из испарительных труб поступает в барабан, в котором
осуществляется отделение котловой воды от
пара. В паровом пространстве барабана котла
происходит отделение крупных капель котловой воды, а затем дополнительная сепарация
мелких капель. Насыщенный пар из барабана
отводится к поверхностям нагрева первичного
пароперегревателя 4.
Котлы с естественной циркуляцией обеспечивают надежную работу при давлении не
выше 18,5 МПа. При дальнейшем увеличении
давления разность плотностей в испарительной и опускной системах котла становится
небольшой, что уменьшает движущий напор, а
следовательно, надежность естественной циркуляции.
Интенсивность циркуляции в контуре естественной циркуляции характеризуется кратностью циркуляции K = Dр. т / Dп , представляющей отношение расхода рабочего тела в
циркуляционной системе котла Dр. т (кг/ч), к
паропроизводиьтельности Dп (кг/ч).
Для современных энергетических котлов
высокого давления (выше 10 МПа) кратность
циркуляции K = 5…10, которая увеличивается
с уменьшением рабочего давления.
Котлы с естественной циркуляцией имеют широкое распространение, так как обладают определенными преимуществами, обеспечивая надежную работу при меньших требованиях к водоподготовке, и не требуют насосов
для обеспечения циркуляции.
На рис. 2.1.2 показан водотрубный котел
с естественной циркуляцией Е-25-14 Р (паропроизводительность 25 т/ч, температура перегрева пара 250 °С, давление 1,4 МПа).
Конструкция котла развивает конструктивные принципы широко распространенных
котлов типа ДКВр. Котел предназначен для
слоевого сжигания угля и применяется как
парогенерирующая установка для промышленных предприятий и в коммунальном хозяйстве. Он относится к котлам средней мощности. Верхний барабан котла укорочен до
½ глубины топки, а топочная камера полностью экранирована, за исключением самой
нижней части фронтовой стены. В связи с
уменьшением надежности циркуляции он
снабжен тремя рециркуляционными трубами
1. Для повышения полноты сгорания топлива
котел оборудован системой острого дутья 2 и
возврата уноса.
Унос на дожигание из бункеров 4 подается в топку по трубопроводам с помощью
вентилятора 3 возврата уноса. Топка снабжена
механической решеткой обратного хода и
пневмомеханическими забрасывателями топлива.
КОТЛЫ С ЕСТЕСТВЕННОЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ
157
Рис. 2.1.2. Конструктивная схема парового котла Е-25-14Р (КЕ-25-14Р)
Рис. 2.1.3. Паровой котел ЕП-640-545-13,6КТ:
1 – барабан; 2 – опускные питательные стояки; 3 – фронтовой экран; 4 – задний экран; 5 – однорядный фестон;
6 – потолочный первичный перегреватель; 7 – экранирование стен конвективных газоходов; 8 – настенный
радиационный перегреватель; 9 – ширмы первой ступени первичного перегревателя; 10 – ширмы второй
ступени; 11 – входная змеевиковая ступень вторичного перегревателя; 12 – ширмы вторичного перегревателя;
13 – выходная змеевиковая ступень вторичного перегревателя; 14 – экономайзер; 15 – подача дымовых газов
в регенеративный воздухоподогреватель (РВП); 16 – РВП; 17 – механизированное шлакоудаление;
18 – угловая компоновка пылеугольных прямоточных горелок
158
Глава 2.1. ТИПЫ И ПАРАМЕТРЫ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
На рис. 2.1.3 представлен энергетический
котел Еп-640-545-13,6 КТ (ТПЕ-209) для блока
200 МВт ОАО "ТКЗ". Котел имеет естественную циркуляцию, П-образную компоновку и
предназначен для сжигания каменного угля в
камерной топке с ТШУ. Котел выполнен в
газоплотном исполнении экранов топки, переходного и конвективного газоходов. Трубы
заднего экрана образуют однорядный фестон 5.
Топка снабжена восемью прямоточными угловыми горелками (в два яруса). Для регулирования температуры промежуточного перегрева
предусмотрен ввод газов рециркуляции в нижнюю части холодной воронки. Дымовые газы
на рециркуляцию забирают после дымососов
котла с помощью дополнительных дымососов
рециркуляции.
2.1.3. КОТЛЫ С МНОГОКРАТНОЙ
ПРИНУДИТЕЛЬНОЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ
В котлах с многократной принудительной циркуляцией движение рабочего тела (воды) по испарительному контуру осуществляется с помощью циркуляционного насоса 4,
включаемого в опускной поток рабочего тела
(рис. 2.1.4).
Кратность циркуляции в мощных энергетических котлах такого типа обычно k = 4 – 8.
Циркуляционный насос обеспечивает ее под-
держание при любых колебаниях режима и
нагрузки. При многократной принудительной
циркуляции уменьшаются габаритные размеры
котла и расход металла. Кроме того, возможность работы при давлениях, близких к критическому (18…20 МПа), позволяет повысить
КПД паротурбинного блока при сохранении
преимуществ, присущих котлам с естественной циркуляцией. Наличие барабана котла и
продувок котловой воды позволяет поддерживать требуемое качество пара (по солесодержанию) без применения системы полного
обессоливания питательной воды.
2.1.4. ПРЯМОТОЧНЫЕ ПАРОВЫЕ КОТЛЫ
В прямоточном котле кратность циркуляции K = 1 и движение рабочего тела по пароводяному тракту (от входа воды в экономайзер до выхода пара из котла) принудительное.
Оно осуществляется за счет преодоления гидравлического сопротивления тракта рабочего
тела питательным насосом.
Прямоточные котлы универсальны по
рабочему давлению и могут применяться при
разных его значениях, а при сверхкритическом
давлении являются единственными. Они получили широкое распространение в современной
энергетике. Рост параметров современных
энергетических установок способствует этому.
Рис. 2.1.4. Конструктивная схема котла с многократной принудительной циркуляцией:
1 – экономайзер; 2 – барабан: 3 – опускная питательная труба; 4 – циркуляционный насос;
5 – раздача воды по циркуляционным контурам; 6 – испарительные радиационные поверхности нагрева;
7 – фестон; 8 – пароперегреватель; 9 – регенеративный воздухоподогреватель
ПРЯМОТОЧНЫЕ ПАРОВЫЕ КОТЛЫ
В прямоточном котле отсутствует барабан – довольно сложный и дорогой элемент
котла, который в значительной мере определяет маневренные характеристики котельной
установки. Отсутствие барабана делает прямоточные котлы более маневренными, сокращает
время пуска.
Проблемой прямоточных котлов является
обеспечение надежности работы радиационных (топочных) поверхностей нагрева при
снижении нагрузки, что требует принятия дополнительных решений по надежному охлаждению этих элементов при работе на пониженных нагрузках.
Характерной особенностью прямоточных
котлов является отсутствие четких границ
между экономайзерной, испарительной и пароперегревательной зонами. При изменении
режима работы котла (температуры питательной воды, рабочего давления, качества топлива, воздушного режима топки и др.) соотношение между отдельными зонами и их границы
изменяются.
В прямоточном котле примеси, поступающие с питательной водой, ввиду отсутствия барабана не могут удаляться с продувкой и
при испарении откладываются на внутренних
стенках поверхностей нагрева или уносятся с
паром в турбину. Это обусловливает высокие
требования к водоподготовке. В принципе,
возможно удаление солей с продувкой и в
159
прямоточном котле путем установки сепаратора в конце испарительного участка. Однако
осуществление этого на практике затруднительно вследствие смещения границ отдельных зон при изменении условий работы.
Для уменьшения опасности повреждения
труб из-за возможного отложения солей, зону,
в которой завершается испарение воды в котлах с докритическим давлением, выносят в
конвективный газоход, в котором тепловые
потоки к трубам существенно ниже (вынесенная переходная зона).
Вследствие малого аккумулирующего
объема воды для прямоточных котлов важное
значение приобретает синхронность подачи
воды и тепловыделения в топке. Нарушение
такой синхронизации приводит к существенным изменениям температуры перегретого
пара, что предъявляет более жесткие требования к системам автоматического управления
работой прямоточных котлов.
Для обеспечения надежного температурного режима радиационных (топочных) поверхностей нагрева прямоточного котла принято их конструктивно разделять на три или
две части: нижняя радиационная часть (НРЧ),
средняя радиационная часть (СРЧ) и верхняя
радиационная часть (ВРЧ).
На практике применяют различные
конструктивные схемы прямоточных котлов
(рис. 2.1.5).
7
z
Рис. 2.1.5. Конструктивные схемы прямоточных котлов:
а – Бенсона; 1 – экранные панели; 2 – пароперегреватель; 3 – вынесенная переходная зона испарения;
4 – экономайзер; 5 – воздухоподогреватель; 6 – подача питательной воды; 7 – вывод перегретого пара; 8 – вывод
продуктов сгорания; б – 3ульцера; 1 – горизонтальные панели экранов; 2 – вертикальные панели экранов;
3 – вынесенная переходная зона испарения; 4 – пароперегреватель; 5 – экономайзер; 6 – воздухоподогреватель;
7 – подвод питательной воды; 8 – вывод перегретого пара; 9 – вывод продуктов сгорания; в – Рамзина;
1 – экономайзер; 2 – перепускные необогреваемые трубы; 3 – нижний распределительный коллектор воды;
4 – экранные трубы; 5 – верхний сборный коллектор смеси; 6 – вынесенная переходная зона; 7 – настенная
часть перегревателя; 8 – конвективная часть перегревателя; 9 – воздухоподогреватель; 10 – горелка
160
Глава 2.1. ТИПЫ И ПАРАМЕТРЫ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
Для котлов системы Бенсона характерно
выполнение экранов топки в виде вертикальных многотрубных панелей 1 с подъемным
движением рабочей среды (рис. 2.1.5, а). Переброс пароводяной среды из верхних в нижние
коллекторы последующих панелей производится по наружным необогреваемым опускным трубопроводам. Вертикальные испарительные панели способствуют лучшей и равномерной циркуляции по трубам панели. Однако наличие большего числа наружных трубопроводов приводит к увеличению затрат
металла, работающего под давлением.
Котлы системы Зульцера характеризуются применением горизонтальных трубных лент
для зон с однофазной средой: экономайзерной –
внизу топки и пароперегревательной – вверху
(рис. 2.1.5, б). В двухфазной зоне (вода – пар)
трубы располагаются вертикально.
Поверхности нагрева, в которых происходит фазовый переход (вода → пар) и движение
двухфазного потока, выполняются из вертикально расположенных петлеобразных трубных
лент, что исключает необогреваемые опускные
трубы, использованные в системе Бенсона.
Особенностью котлов системы Рамзина
является компоновка радиационных поверхностей топки в виде горизонтально-подъемных
трубных лент (рис. 2.1.5, в). При этом не только ликвидируются опускные трубы, но и резко
сокращается число промежуточных коллекторов. Преимуществом такой схемы экранов
Рис. 2.1.6. Полупиковый котел Пп-1800-14,0 МН:
1 – НРЧ; 2 – ВРЧ; 3 – ширмы; 4 – аэродинамический выступ задней стенки под ширмами; 5 – мазутные
горелки; 6 – топочный перегреватель; 7 – конвективные перегреватели; 8 – промежуточный перегреватель;
9 – экономайзер; 10 – подвески; 11 – хребтовые балки; 12 – выход продуктов сгорания
ПАРОВЫЕ КОТЛЫ СПЕЦИАЛЬНЫХ ТИПОВ
является равномерный обогрев, так как все
трубки ленты последовательно проходят по
высоте топки все температурные зоны в одинаковых условиях теплообмена. Однако вследствие большого приращения энтальпии рабочего тела при такой конструкции возникает
вероятность теплогидравлических разверток.
Кроме того, сложнее поставка крупных заводских блоков и их стыковка на монтаже.
В настоящее время при создании крупных прямоточных энергетических котлов на
высоком и сверхкритическом давлении особенности этих трех систем котлов практически
сгладились, так как в их конструкциях широко
используются положительные стороны каждой
из них. Широко используются системы блочной
комбинированной навивки, включающие блоки
горизонтальной и вертикальной навивки.
На рис. 2.1.6 показан полупиковый котел
Пп-1800-14,0 МН к полупиковому блоку
500 МВт, работающему на высокосернистом
мазуте. Маневренные возможности прямоточного котла позволяют включать его в работу
после ночного простоя за 20 мин.
Котел имеет рабочее давление 13,8 МПа
и температуру перегрева пара 510 °С, что позволяет уменьшить толщину стенки коллекторов и избежать применения аустенитных сталей для улучшения маневренных характеристик и повышения надежности в условиях частых пусков и остановов. НРЧ экранирована
навивкой Рамзина, а ВРЧ выполнена в виде
последовательных вертикальных трубных панелей.
2.1.5. ПАРОВЫЕ КОТЛЫ
СПЕЦИАЛЬНЫХ ТИПОВ
К ним относятся котлы для парогазовых
энергетических установок, а также специальные
котлы-утилизаторы и котлы технологического
назначения промышленных предприятий.
Специальные котлы существенно отличаются от энергетических условиями эксплуатации и параметрами, что вносит существенные особенности в их конструкцию.
Высоконапорный парогенератор (ВПГ).
Он предназначен для работы в составе парогазовой установки (ПГУ), в которой ВПГ является генератором продуктов сгорания для газовой турбины (ГТ), не имеющей своей камеры
сгорания, и пара для паросиловой установки.
TS-диаграмма и принципиальная схема ПГУ с
ВПГ показаны на рис. 2.1.7.
161
Рис. 2.1.7. Принципиальная схема
и Ts-диаграмма термодинамического
цикла ПГУ с ВПГ:
1 – подвод воздуха; 2 – компрессор; 3 – подача
топлива; 4 – топочная камера ВПГ; 5 – газовая
турбина; 6 – выброс отработанных уходящих газов;
7 – электрогенератор; 8 – парогенерирующие
поверхности ВПГ; 9 – паровая турбина;
10 – конденсатор; 11 – конденсатный насос;
12 – подогреватель высокого давления (ПВД)
ВПГ работает под давлением, создаваемом компрессором 2 газотурбинной установки
(ГТУ); давление газов в корпусе ВПГ соответствует давлению, требуемому на входе в проточную часть газовой турбины.
Топливом для ВПГ служат газ или дизельное топливо. Поверхности нагрева (экраны
топочной камеры, конвективные пакеты) имеют плотную обшивку или газоплотное экранирование и заключены в силовой корпус. Необходимый для горения воздух подается компрессором в зазоре между корпусом и экранной системой.
Конвективная часть ВПГ выполняется с
тесными шагами труб (приведенная скорость
газов 150…200 м/с); газовый тракт в связи с
этим имеет более высокое аэродинамическое
сопротивление (по сравнению с котлами традиционной конструкции). Температура газов
за ВПГ составляет около 850 °С.
Эксплуатируемые в России ВПГ с многократной принудительной циркуляцией имеют
паропроизводительность 120 и 450 т/ч в составе ПГУ-250.
Отличительная особенность ВПГ – относительно малые габаритные размеры, позволяющие устанавливать все основное оборудование ПГУ в однопролетном главном корпусе
сниженной высоты.
162
Глава 2.1. ТИПЫ И ПАРАМЕТРЫ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
Фирмой АББ-Карбон, являющейся филиалом фирмы АББ-Груп (Швеция), разработаны ПГУ с ВПГ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением [4, 5].
Действующие установки такого типа
эксплуатируются при начальной температуре
газов перед ГТУ около 850 °С (температура в
кипящем слое) и имеют термический КПД
44…46 %. В перспективе при повышении начальной температуры ГТУ до достигнутого в
настоящее время уровня 1150…1200 °С в модифицированных установках за счет дополнительного сжигания топлива перед ГТУ термический КПД может быть увеличен до 50…51 %.
В настоящее время фирмой АББ-Карбон
разработаны два модуля:
Р 200 мощностью около 80 МВт, состоящий из котла с топкой кипящего слоя, системы
очистки газов, погруженных в слой поверхности нагрева и других вспомогательных компонентов, газовой турбины АББ GT 35 Р. Котел
имеет круглый корпус диаметром 13,5 и высотой 21,3 м. Давление в корпусе котла 1,2 МПа;
Р 800 мощностью 350 МВт с газовой турбиной АББ GT 140 Р.
Установки Р 200 эксплуатируются на
следующих электростанциях:
"Вартан" в Стокгольме (Швеция) – два
модуля Р 200 работают на одну паровую турбину. Общая мощность 135 МВт. (Введена в
промышленную эксплуатацию в 1991 г.);
"Тидд" в Огайо (США) – один модуль
Р 200 работает после модернизации старой
электростанции с имеющейся паровой турбиной. (Введена в промышленную эксплуатацию
в 1992 г.);
"Эскатрон" (Испания) – один модуль Р 200
мощностью 70 МВт;
"Вакамацу" (Япония) – один модуль Р 200
мощностью 70 МВт;
"Карита" (Япония) – один модуль Р 800
мощностью 350 МВт.
Котлы-утилизаторы (КУ) парогазовых
установок. Их используют в парогазовых установках для охлаждения выхлопных газов
после газовой турбины и выработки пара или
горячей воды, используемых в паросиловой
или теплофикационной установке.
Котлы-утилизаторы выполняются одноконтурными или двухконтурными (по рабочей
среде). Давления и температуры рабочей среды в контуре определяются с учетом параметров греющих газов (после ГТУ) и обеспечения
оптимальных температурных напоров в поверхностях нагрева. Ввиду малых температур-
ных напоров в поверхностях нагрева, их целесообразно выполнять из труб с поперечным
ленточным оребрением.
Паровые котлы-утилизаторы выполняются в горизонтальной (пролетной) компоновке с
естественной циркуляцией в испарительной
части или вертикальными (башенными), с испарительными контурами многократной принудительной циркуляции среды.
Для увеличения мощности паросиловой
части возможно дожигание части топлива в
дожигающем устройстве, которое размещается
перед поверхностями нагрева.
В ПГУ необходимо предусматривать
шумоглушение, с установкой шумопоглощающих устройств в газоходе перед котлом-утилизатором или после него.
Схема котла-утилизатора ПГУ двухконтурного типа показана на рис. 2.1.8.
Рис. 2.1.8. Схема двухконтурного
котла утилизатора с башенной компоновкой:
1 – подогреватель конденсата; 2, 5 – испарители;
3, 6 – пароперегреватели; 4 – экономайзер высокого
давления; 7 – насос рециркуляции конденсата;
8 – деаэратор; 9, 10 – питательные насосы;
11, 12 – барабаны; 13, 14 – циркуляционные насосы;
I – газы после газовой турбины; II – уходящие газы;
III – конденсат; IV – пар низкого давления;
V – пар высокого давления
ПАРОВЫЕ КОТЛЫ СПЕЦИАЛЬНЫХ ТИПОВ
Паровой котел-утилизатор с двумя уровнями давлений и многократной принудительной циркуляцией в испарительных контурах
предназначен для производства перегретого
пара и подогрева конденсата за счет теплоты
выхлопных газов газотурбинной установки
(ГТУ) мощностью 50 МВт. Котел-утилизатор
имеет вертикальный корпус, в котором расположены поверхности нагрева: газовый подогреватель 1 конденсата (сетевой воды), испаритель 2 и пароперегреватель 3 низкого давления; водяной экономайзер 4, испаритель 5 и
пароперегреватель 6 высокого давления. Вне
корпуса расположены барабаны высокого 12 и
низкого 11 давления, питательные насосы 9 и
10, трубопроводы с арматурой, циркуляционные насосы 13, 14, каркас, изоляция, шумоглушитель, шибер-дождевая заслонка, дымовая труба, компенсаторы на газоходах.
Поверхности нагрева состоят из горизонтально расположенных оребренных труб, объединенных раздающими и собирающими коллекторами. Они подвешиваются за трубные
доски гирляндой к горизонтальным балкам.
Котел-утилизатор изготовляется газоплотным и рассчитан на работу под наддувом.
Параметры котла-утилизатора приведены ниже.
Тракт ………………………....
Высокого
давления
Производительность
68
по пару, т/ч ……………………
Температура пара на
выходе, °С ……………………
500
Давление пара на выходе,
МПа …………………………..
8
Температура питательной воды, °С …….
Расход конденсата через газовый
подогреватель конденсата (ГПК), т/ч …..
Температура конденсата, °С:
на входе ГПК …………………………..
на выходе ГПК …………………………
уходящих газов ………………………...
Температура газов после ГТУ …………..
Низкого
давления
12
230
0,9
157
172
70
150
160
526
Энерготехнологические котлы для
целлюлозно-бумажной
промышленности.
Наиболее распространенным в целлюлознобумажной промышленности является сульфатный процесс-варка древесины в растворе
Na2S + NaOH.
Энерготехнологические котлы в этом
процессе используются как для покрытия потребностей в паре и тепловой энергии, так и
для восстановления сульфата натрия Na2SО4 в
163
сульфид натрия Na2S при сжигании "черного
щелока", поступающего после выпарных установок. Такие котлы получили название содорегенерационных (СРК).
В СРК щелок сжигается на поду топки,
где образуется слой горящей пористой массы.
В результате протекающих при этом реакций и
выгорания органической части образуется
жидкий шлак (плав), в котором восстановление сульфата достигает примерно 95%.
Основными специфическими свойствами
золы, уносимой с продуктами сгорания, являются:
низкая температура плавления (около
850 °С);
тонкая структура золовых частиц
(0,2…0,3 мкм);
коррозионное воздействие золы на металл при температуре металла выше 500 °С
(высокотемпературная щелочная коррозия).
В связи с этим, в СРК приходится ограничивать температуру перегрева пара (до
480 °С), топочная камера имеет большой объем и высоту, а сниженная температура газов на
выходе из топки приводит к увеличению поверхностей нагрева конвективной части котла.
Паропроизводительность СРК обычно
составляет от 25…40 до 80…120 т/ч.
Энергетические котлы и котлыутилизаторы в химической промышленности и в металлургии. Котлы-утилизаторы
используются в сернокислотном производстве
для охлаждения сернистых газов, в азотной
промышленности – для охлаждения газов после конверторов. Основная особенность таких
котлов – это тесная взаимосвязь с остальным
технологическим оборудованием и работа в
химически агрессивной среде.
Для типовой схемы производства серной
кислоты из природной серы используются
котлы-утилизаторы типа СКУ, устанавливаемые после печей или циклонов для сжигания
серы.
На ряде предприятий применяют котлыутилизаторы – охладители газогенераторных
газов, например, при синтезе аммиака. В них
газы охлаждаются от начальной температуры
примерно 900…1000 до 180...200 °С. Конструкция котла-утилизатора должна быть полностью герметичной.
В нефтехимии их используют для охлаждения газов пиролиза, причем отдельные элементы котла (экономайзер, испарительная
часть, пароперегреватель) разнесены по тракту
164
Глава 2.2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА
технологической установки, в цветной и в черной металлургии для сухого тушения кокса
(конверторные котлы-утилизаторы).
Конструкции котлов-утилизаторов для
различных отраслей промышленности отличаются многообразием.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Парогенераторы / А.П. Ковалев и др.
М.: Энергоатомиздат, 1985.
2. Зах Р.Г. Котельные установки. М.:
Энергия, 1968.
3. Парогенераторы сверхкритического
давления / А.П. Ориатский и др. Киев: Вища
школа, 1980.
4. Нормативный метод гидравлического расчета паровых котлов: руковод. указания.
Л.: ЦКТИ-ВТИ, 1972.
5. Дорман Е.И. Современные конструкции энерготехнологических агрегатов и
котлов-утилизаторов. М.: Энергия, 1964.
6. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты / Под ред. Л.Н. Сидельковского. М.: Энергия, 1989.
7. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические: каталог-справочник. М.: Энергия,
1985.
8. Промышленная теплоэнергетика и
теплотехника: справочник / Под ред.: В.А. Григорьева, В.М. Зорина, М.: Энергия, 1983.
9. Семененко Н.А. Организация теплоиспользования и энерготехнологическое комбинирование в промышленной огнетехнике,
М.: Энергия, 1976.
Глава 2.2
ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО
РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА
2.2.1. РАСЧЕТНОЕ ЗАДАНИЕ И ВЫБОР
ОСНОВНЫХ КОМПОНОВОЧНЫХ РЕШЕНИЙ
ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ
Тепловые расчеты котла. Различают
два вида тепловых расчетов котла: поверочный
и конструктивный (проектный). Методика этих
расчетов является общей. Отличие заключается в задачах расчета и исходных данных.
В поверочном тепловом расчете конструкции котла и его элементов заданы. Целью
расчета является определение температур воды, пара, воздуха и продуктов горения на границах отдельных поверхностей нагрева, а также КПД, расхода топлива, расхода и скоростей
воздуха и дымовых газов в элементах котла.
Этот расчет производят для оценки возможного изменения показателей котла при изменении проектного топлива, проведении реконструкции элементов котла, а также для оценки
изменения показателей экономичности и надежности при изменении нагрузки и других
условий его работы.
При конструктивном расчете главная задача – определение площадей поверхностей
нагрева и конструкции элементов котла, необходимых для обеспечения номинальной паропроизводительности и параметров пара, а также требуемых показателей экономичности и
надежности котла.
Конструктивный расчет дает исходные
данные для последующих расчетов: аэродинамического, гидравлического и прочностного.
Для тепловых расчетов котла главными
являются заданные в проектном задании исходные данные:
вид топлива, его характеристики и показатели качества;
номинальная паропроизводительность;
температура перегретого пара и давление
пара у главной выходной задвижки котла;
температура и давление питательной воды;
расход и параметры вторичного пара на
входе в промежуточный перегреватель (при
его наличии) и выходе из него;
расход насыщенного пара (при его отборе), расход непрерывной продувки;
особые условия эксплуатации котла
(ячейка, высота и др.).
При выполнении конструктивного расчета котла тепловые расчеты и конструирование
отдельных элементов и поверхностей нагрева
осуществляется совместно. Поэтому для проведения конструктивного расчета необходимо
составить предварительные конструктивную и
тепловую схемы котла, которые затем уточняется в ходе тепловых расчетов.
Предварительный анализ данных проектного задания и рекомендации нормативных материалов по расчету и проектированию [1 – 3]
являются главными для обоснования технических решений.
Важнейшим этапом является выбор и
обоснование технологии сжигания топлива и
типа топочного устройства. Определяющими
при этом являются: показатели качества топлива и его технические характеристики; особенности сопутствующей минеральной части
топлива (общая зольность, химический состав
РАСЧЕТНОЕ ЗАДАНИЕ И ВЫБОР ОСНОВНЫХ КОМПОНОВОЧНЫХ РЕШЕНИЙ
золы и ее температурные характеристики,
склонность к шлакованию и образованию связанных отложений), а также паропроизводительность и параметры пара. При сжигание
твердых топлив приходится при выборе проектных решений учитывать бóльший объем
факторов вследствие более сложного состава
топлива (наличие S r , A r , влияние характеристики золы, ее состава и др.). При выборе
технологии сжигания и типа топочного устройства необходимо обеспечить требуемые
экологические показатели работы котла.
Пользуясь рекомендациями нормативных
материалов [1, 2] и учитывая данные анализа
проектного задания, выбирают тип топочного
устройства, вид шлакоудаления (твердое, жидкое), схему топливоприготовления и требуемую гранулометрическую характеристику
сжигаемой пыли (для твердого топлива).
Современные энергетические котлы
обычно используют факельные технологии
сжигания топлива в камерных топках, когда
скорость газовоздушного потока W выше ско-
рости витания топливных частиц Wвит . При
этом топливо сгорает за время пролета через
топочную камеру (в режиме пневмотранспорта
топливных частиц).
Выбор компоновки поверхностей нагрева, а следовательно, конструктивной и тепловой схем котла взаимосвязан и зависят от
температуры подогрева воздуха, типа воздухоперегревателя, способа циркуляции рабочего
тела и его параметров, наличия промежуточного перегрева пара и др.
Компоновка котла определяет взаимное
расположение газоходов и движение продуктов сгорания по газоходам котла. Выбор компоновки в значительной степени зависит от
вида топлива, свойств его минеральной части,
выбранной технологии сжигания топлива и
типа топочного устройства.
В современных котлах средней и большой мощности (энергетических котлах) в основном применяют четыре компоновочные
схемы, представленные на рис. 2.2.1.
2
а1
6)
165
Z)
Рис. 2.2.1. Основные типы компоновок энергетических котлов
(стрелками показано направление движения дымовых газов)
166
Глава 2.2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА
П-образная (иногда Г-образная) компоновка котла является наиболее распространенной (рис 2.2.1, а). Призматическая топочная камера 1 по существу определяет высоту
котла, полурадиационные поверхности нагрева
размещены в выходном окне топки, а конвективные – в горизонтальном переходном 2 и
опускном 3 конвективном газоходах. При такой схеме обеспечивается удобное размещение
пылеприготовительного оборудования и тягодутьевых машин на нулевой отметке котельного цеха, а также удобный подвод воздуха и
топлива к горелкам 4, которые расположены в
нижней части топки. Зола и шлак отводятся из
нижней части топки и зольников конвективного газохода.
Наличие поворотов потока дымовых газов в газовом тракте создает неравномерное
омывание трубных пучков, расположенных за
поворотом, неравномерность скоростных полей газов и концентрации золы в продуктах
горения, а также опасность локального золового износа поверхностей нагрева.
Т-образная компоновка котла способствует снижению скорости газов в симметричных конвективных газоходах 3 вследствие
разделения потока на выходе из топки 1 на два
нисходящих потока (рис. 2.2.1, б). Кроме того,
уменьшается высота выходного окна топки, что
способствует снижению общей высоты котла.
Такой тип компоновки применяется обычно для
котлов большой мощности, работающих на
топливах с высокой абразивностью золы.
N-образная компоновка котла обеспечивает уменьшение общей его высоты и удобство
размещения развитых ширменных конвективных поверхностей нагрева (рис. 2.2.1, в). Она
обычно используется при сжигании высокозольных топлив с минеральной частью, склонной к образованию связанных отложений
(сланцев, некоторых видов бурых углей). Кроме того, при такой компоновке усиливается
сепарация золы в газоходах и ее отвод через
нижние золовые бункера.
Башенную компоновку котла используют
для топлив с высокой абразивностью золы
(рис. 2.2.1, г). При этом продукты горения
движутся только вверх, последовательно проходя через полурадиационные и конвективные
поверхности нагрева. Отсутствие поворотов
потока газов способствует высокой равномерности полей скоростей газов и концентрации
золовых частиц, что способствует меньшей
интенсивности золового износа труб поверхностей нагрева. Главный недостаток такой
компоновки – большая высота котла, высота
здания ТЭС, а следовательно, большие капитальные затраты. При котлах с уравновешенной тягой требуются длинные опускные газоходы к золоулавливающим установкам и дымососам, что еще больше повышает стоимость
котла. Кроме того, котлы такого типа отлича-
J
Рис. 2.2.2. Варианты нетрадиционной компоновки котлов:
а – с инвертной топкой (U-образной); б – четырехходовой (сланцевой); в – типа "скорпион":
1 – пылевой бункер; 2 – топка; 3 – регенеративный воздухоподогреватель; 4 – пароперегреватель;
5 – водяной экономайзер; 6 – воздухоподогреватели; 7 – дутьевой вентилятор
ТЕПЛОВАЯ СХЕМА КОТЛА
ются низкой ремонтопригодностью вследствие
большой его высоты.
В котлах с N-образной и башенной компоновками воздухоподогреватель обычно размещают в отдельном газоходе, примыкающем
к выходному газоходу котла.
К нетрадиционным компоновкам котла
можно отнести U-образную (инвертную),
Г-образную и некоторые другие реже применяемые типы (рис. 2.2.2).
При выборе компоновки котла учитываются общая трудоемкость изготовления и монтажа, затраты на сооружение станции, а также
требования по ремонтопригодности элементов
котельной установки.
За рубежом (например, фирмы Дойче
Бабкок) можно встретить башенную компоновку котла, которая позволяет экономить
площадь под котлом. В этом случае над топкой
выстраивается вверх конвективная шахта. Воздухоподогреватель (ВП), золоуловитель и даже дымовая труба могут быть расположены на
крыше котла. Если система денитрификации
De-NОx установлена за водяным экономайзером в опускном газоходе, то ВП и система
десульфуризации De-SОx находятся на уровне
земли (на нулевой отметке).
В некоторых проектах применена компоновка Эль-пасо, в которой за топкой располагаются две части конвективной шахты с подъемным и опускным движением газов. Занимая
относительно небольшую площадь, котел такой компоновки имеет относительно небольшую высоту.
2.2.2. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА КОТЛА
Под тепловой схемой котла обычно
подразумевают последовательность отдельных
видов поверхностей нагрева по тракту рабочего тела, их размещение в тракте топочных газов и взаимное соединение поверхностей нагрева.
Выбор рациональной тепловой схемы
котла связан с компоновочной и конструктивной схемами котла и определяется составом
поверхностей нагрева по пароводяному тракту
котла и их расположением по газовому тракту.
С увеличением параметров рабочего тела
(воды, пара) уменьшается теплота парообразования, что приводит к перераспределению
тепловосприятия между испарительными и
пароперегревательными поверхностями нагрева. Доля количества теплоты, требуемой на
167
перегрев пара, при этом возрастает, что усложняет схему пароперегревательных поверхностей.
В целях достижения более высокой экономичности и надежности работы котла при
разработке тепловой схемы и распределении
тепловосприятий между отдельными ступенями пароводяного тракта следует учитывать,
что температура продуктов сгорания в определенных точках газового тракта, а также температура воды, пара и воздуха по соответствующим трактам имеют определенные ограничения [1, 2]. Таким образом, распределение тепловосприятий не может производиться произвольно, а должно вписываться в определенные
пределы по температурам газового тракта и
тракта рабочего тела.
Состав сжигаемого топлива также влияет
на выбор решений по тепловой схеме (так, в
случае высокозабалластированных топлив
обычно увеличивается доля тепловосприятия
испарительной части котла). На перераспределение тепловосприятий оказывают влияние
реакционные свойства топлива и температура
подогрева горячего воздуха.
Введение промежуточного перегрева пара в котлах большой мощности увеличивает
суммарную долю количества теплоты на перегрев первичного и вторичного пара. Обычно
температуру газов на входе в ступени промежуточного пароперегревателя ограничивают
до 800…850 °С по соображениям надежности
работы, особенно при беспаровом режиме работы: пуск и останов котла, горячий резерв и
др., когда пар из турбины не поступает на вход
вторичного пароперегревателя.
Температура газов на входе в воздухоподогреватель также ограничена до 550 °С по
соображениям надежности работы воздухоподогревателя.
При выборе тепловосприятий выходных
пакетов пароперегревателей приращение энтальпии в них обычно принимают небольшим
(150…190 КДж/кг), чтобы уменьшить разверку
тепловосприятий отдельных змеевиков, а также расход аустенитных сталей. Для снижения
тепловой и гидравлической разверток пароперегреватели первичного пара выполняются из
трех – четырех ступеней с обязательным полным перемешиванием пара после каждой ступени. Рекомендации по конструированию поверхностей даны в [1 – 4].
Для обеспечения номинальной температуры пара при изменениях нагрузки, качества топ-
168
Глава 2.2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА
лива и режима работы котла, а также надежности работы пароперегревателей в паровом тракте
применяют устройства для регулирования температуры пара, которые должны обеспечивать
номинальную температуру пара при изменении
нагрузки котла в пределах 70…100 % номинальной паропроизводительности.
Регулирование температуры перегрева
первичного пара обычно осуществляют с помощью впрыскивающих пароохладителей. При
этом для прямоточных котлов допускается
впрыск питательной воды, а для котлов с естественной циркуляцией применяют обычно
впрыск конденсата. В последнем случае котел
снабжается специальным теплообменником
(конденсатором собственного пара), в котором
часть пара, отбираемая из барабана, конденсируется за счет охлаждения питательной водой.
Для регулирования перегрева первичного пара
возможно применение поверхностных теплообменников (водопаровых, паро-паровых), а также
газовых методов регулирования. Однако впрыскивающие пароохладители имеют существенные преимущества перед другими способами
регулирования температуры перегретого пара.
На рис. 2.2.3, а представлена расчетная
тепловая схема котла Е-420-14,0-560 с применением впрыскивающих охладителей и использованием конденсатора для получения
собственного конденсата.
D=/17кr/c
р = 11,0 мпа
Т= 210°С
L = 903 кдж/кr
-----~В ЭКI
117
t~J
ttJ,S
348
2747
15,1
362
5ь0
й)
D = 186 кr/с
р
=
tб,5 мпа
Т= 240°С
L = tOJЭкJJ;t<,/к
в цвд
166
186
13,В
14,3
488
545
178,9
15,0
418
~
3051
D1 =160кrhc
160
ilf;}J/oc а
2,4
545
i ' = 307'+кдж/кr
356 2
из
В ЦСД
цвд
"-----11Xt-----'
б)
Рис. 2.2.3. Расчетные тепловые схемы котлов с естественной циркуляцией:
а – Е 420-14,0-560 (тип БКЗ-420-140); б – Еп 670-14,0-545/545;
ВЭК – водяной экономайзер; ЭГГ, ЭКШ – экраны газоходов; ШПП – ширмовой пароперегреватель;
ВПР – впрыскивающий пароохладитель; КПП – первичный конвективный пароперегреватель;
НРП – настенный радиационный пароперегреватель; ППТО – паро-паровой теплообменник;
ЦВД, ЦСД – цилиндр соответственно высокого и среднего давления турбины; К – конденсатор
ТЕПЛОВАЯ СХЕМА КОТЛА
Для регулирования температуры промежуточного перегрева пара обычно используют
поверхностные теплообменники (паро-паровые,
водопаровые, газопаровые) и газовые способы
регулирования (рециркуляцию газов, раздельные газоходы). Впрыск в тракте промежуточного пара обычно является средством аварийной защиты промежуточного пароперегревателя и турбины от внезапного повышения температуры пара выше допустимых значений.
Применение впрыскивающих охладителей в
тракте вторичного пара приводит к изменению
соотношения между паром высокого и низкого
давления, что снижает экономичность цикла.
На рис. 2.2.3, б показана расчетная тепловая схема котла Еп 670-14,0-545/545, в которой для регулирования первичного пара используется впрыск питательной воды, а для
регулирования вторичного перегрева применен паро-паровой (ППТО) теплообменник.
Впрыск питательной воды в этом случае применен вследствие использования полного
обессоливания питательной воды. Применению паро-парового теплообменника в этой
схеме способствует наличие радиационного
настенного пароперегревателя в тракте первичного пара.
На рис. 2.2.4 показаны расчетные тепловые схемы прямоточных котлов. В прямоточных котлах вода из экономайзера котла ВЭК
поступает в нижнюю радиационную часть
D=Z64кr/c
р
(НРЧ) топочных экранов. Для обеспечения
надежности труб лент НРЧ тепловосприятие
экономайзера выбирается из условия недогрева воды до температуры кипения (при докритическом давлении) или до зоны максимальной теплоемкости (ЗМТ) при сверхкритическом давлении на 170…250 КДж/кг. Нагрев
воды до кипения или ЗМТ осуществляется в
НРЧ, а в средней (СРЧ) и в верхней (ВРЧ) радиационной части происходит перегрев пара.
Иногда конец зоны испарения выносят в виде
отдельного пакета в конвективный газоход
(вынесенная переходная зона) для обеспечения
большей надежности котла и увеличения межпромывочной кампании. В состав ВРЧ обычно
включают потолок топочной камеры и боковые стены переходного газохода.
Затем пар поступает в полурадиационные
и конвективные ступени пароперегревателя.
Особенностью прямоточных котлов является значительная роль радиационной части
котла, к которой относятся НРЧ, СРЧ и ВРЧ.
Это приводит к росту энтальпии рабочего тела
на выходе их этих поверхностей при снижении
нагрузки. Поэтому применение паро-паровых
теплообменников для регулирования температуры промежуточного перегрева в прямоточных котлах используется довольно часто.
После принятия основных решений по
компоновке котла, типу топочного устройства
и тепловой схеме уточняют состав и последо250
Z6,9
459
2951
= 29,4-МПа
Т=260°С
i = 1131/кДж/кr
258
26,9
449
2893
й)
JJ= 736
кr/с
686
27,0
4-27
р=ЗО,4-МПа
r=
z4-з 0 с
i = 119БкДж/кr
2169
169
722
27,0
417
2691
б)
Рис. 2.2.4. Расчетные тепловые схемы прямоточных котлов:
а – Пп 950-255-565/570 (тип ТПП-312); б – Пп 2650-255-545/545 (тип ТГМП-204); Т – топка
170
Глава 2.2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА
вательность расположения хвостовых поверхностей нагрева (экономайзера и воздухоподогревателя). Хвостовые поверхности при подаче
воздуха до 320 °С могут иметь одну ступень
воздухоподогревателя и выполняться с последовательным расположением: экономайзер –
воздухоподогреватель по ходу газов.
При более высоком подогреве воздуха
хвостовые поверхности нагрева располагаются
в "полурассечку" или в "рассечку". Схема
"в рассечку" характеризуется тем, что экономайзер и воздухоподогреватель разделяются
на две ступени, которые располагаются в конвективном газоходе по ходу газов в следующем порядке: вторая (по ходу воды) ступень
экономайзера – вторая (выходная) ступень воздухоподогревателя – первая (входная по воде)
ступень экономайзера – первая ступень (входная) воздухоподогревателя. Схема "в полурассечку" отличается отсутствием второй (выходной) ступени экономайзера, а хвостовые поверхности нагрева состоят из двух ступеней
воздухоподогревателя, между которыми располагается экономайзер. Рекомендации по проектированию хвостовых поверхностей нагрева
изложены в [1 – 3].
2.2.3. ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА
КОТЛА
Компоновочные решения и расчетная тепловая схема котла создают необходимую
основу для последующих тепловых расчетов
котла, в ходе которых уточняются и оптимизируются конструктивные решения по всем его
элементам.
Перед началом тепловых расчетов необходимо выполнить подготовительные расчеты,
которые включают расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания.
Коэффициент избытка воздуха (на выходе из топки αт) принимается в зависимости от
вида топлива и принятого способа сжигания
[1, 2].
Избыток воздуха при продвижении дымовых газов по тракту котла увеличивается
вследствие присосов внешнего воздуха в газовый тракт. При этом
α′i′ = α′т′ + Σ∆α i ,
где α ′i′ – избыток воздуха на i-м участке газохода; Σ∆αi – суммарный присос воздуха на
предыдущих участках газохода.
Присосы воздуха в топку и элементы
котла принимают на основе рекомендаций [1].
Избыток воздуха в уходящих газах находится
на основе заданного значения αт и суммы всех
присосов
по
газовому
тракту
котла
′ = α′т′ + Σ∆α i .
α′yx
Расчет объемов воздуха и продуктов
сгорания. Он проводится на основе заданного
состава топлива и среднего значения избытков
воздуха в элементе котла. На результатах этих
расчетов базируются все последующие расчеты
котла и котельной установки: тепловые расчеты
котла, аэродинамические расчеты котельной
установки, расчеты системы пылеприготовления и др. Определение объемов необходимого
для горения воздуха и образующихся продуктов
горения рассмотрено выше.
Расчет энтальпий воздуха и продуктов
сгорания. Результаты этих расчетов используются при проведении теплового расчета котла и некоторых специальных расчетов. Энтальпия объемов воздуха и продуктов горения
рассчитывается на 1 кг твердого и жидкого топлива или на 1 м3 газообразного топлива. Расчет
энтальпий воздуха и газа проводится на весь
возможный за данной поверхностью диапазон
температур продуктов горения. Порядок расчета и расчетные зависимости приведены выше.
Расчет теплового баланса котла. Он
выполняется на основании полученных данных расчетов объемов и энтальпий воздуха и
продуктов сгорания. Тепловой баланс котла
позволяет получить КПД котла (брутто) и определить расход топлива при номинальной
производительности и параметрах, устанавливает равенство между поступившим в котел
количеством теплоты и суммой полезно использованного в котле количества теплоты и
тепловых потерь.
Тепловой баланс составляется применительно к установившемуся тепловому состоянию котла применительно к 1 кг сжигаемого (твердого, жидкого) топлива или к 1 м3
газообразного топлива при 0 °С и давлении
760 мм. рт. ст.
Общее уравнение теплового баланса,
кДж/кг или кДж/м3,
Qрr = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6 , (2.2.1)
где Q1 – полезно использованное количество
теплоты; Q2 – Q6 – тепловые потери в котельной установке.
171
ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА КОТЛА
Располагаемое количество теплоты топлива в общем случае:
для твердого или жидкого топлива
⎛
Г шл + пр
⎜a
⎜ шл + пр 100 − Г
шл + пр
Q
q 4 = 4r 100 = ⎝
r
Qp
Qp
(
Qрr = Qir + Qв. вн + hтл + Qф − Qк ;
для газообразного топлива
+ a ун
Qрr = Qir + Qв. вн + hтл ,
→
Г ун
(100 − Г ун )
Q pr
)
+
⎞
⎟ 33 ⋅10 3 А r
⎟
⎠
,
r
где Qi – низшая удельная теплота сгорания
(2.2.3)
топлива; Qв. вн – количество теплоты, поступающей с воздухом при его подогреве вне
котельной установки; hтл = cтл t тл – физичес-
где ашл + пр и аун – доля золы топлива соответ-
кое количество теплоты топлива; Qф – теплота,
внесенная форсуночным паром; Qк – теплота,
затраченная на разложение карбонатов минеральной части топлива.
Обычно рассматривают относительные
потери количества теплоты в котле, %,
qi =
Qi
Qрr
100 .
Потери теплоты с уходящими газами зависят от разности энтальпий уходящих газов и
холодного воздуха, %:
q2 =
Q2
Qрr
100 =
(Н
ух
0
− α ух Н хв
Qрr
) ( 100 − q ) ,
4
(2.2.2)
где Нух – энтальпия уходящих газов при αух и
0
tух ; Н хв
– энтальпия холодного воздуха; q4 –
потери теплоты от механической неполноты
сгорания топлива.
Потери теплоты от химической неполноты сгорания q3 =
Q3
Q рr
100 определяются сум-
марной теплотой продуктов неполного сгорания топлива (СО, СН4 и др.), оставшихся в
уходящих газах.
Величина q3 при сжигании различных
видов топлива принимается по рекомендациям
[1 – 3]. Потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива определяются содержанием горючих недогоревших (в основном углерода) в шлаках, провале и уносе:
ственно в шлаке и провале и в уносе; Гшл + пр и
Гун – содержание горючих соответственно в
шлаке и провале и в уносе.
При тепловых расчетах котла величину
q4 принимают в зависимости от вида топлива,
принятой технологии сжигания и конструкции
топки [1 – 3].
Потери теплоты q5 от наружного охлаждения котла определяются по известным зависимостям этих потерь от паропроизводительности котла (рис. 2.2.5) [1, 3].
С увеличением паропроизводительности
котла эта потеря уменьшается и у мощных энергетических котлов составляет q5 = 0,1…0,2 %.
Потери теплоты q6 связаны с уносом части теплоты (q6 шл) с удаляемым из топочной
камеры шлаком, а также с потерей теплоты
(q6 охл) в охлаждаемой среде конструктивных
элементов котла, не включенных в циркуляционную систему котла (балок, дополнительных
панелей и др.).
Количество теплоты, полезно отданной в
котельной установке,
Q1 = Qка = Dпп (hп′′ − hпв ) + Dнп (hнп − hпв ) +
′′ ) + Qотд ,
′ − hвт
′′ ) + Dпр (hн − hпв
+ Dвт (hвт
(2.2.4)
q5,¾
J
2
о
1,,-2
\'-<,1
....__
,о
20
5(1
,00
150
200 D, ,Щс
Рис. 2.2.5. Потери теплоты q5
от наружного охлаждения котла:
1 – с хвостовыми поверхностями;
2 – без хвостовых поверхностей
172
Глава 2.2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОТЛА
где Dпп , Dнп , Dвт , Dпр – соответственно часовой расход перегретого пара, количество насыщенного пара, отданного потребителю, расход пара через вторичный пароперегреватель,
расход воды на продувку котла; hп′′ , hпв , hнп ,
′′ , hвт
′ – энтальпия соответственно перегреhвт
того первичного пара, питательной воды, насыщенного пара, вторичного пара на выходе и
входе вторичного пароперегревателя; Qотд –
количество теплоты (воды, воздуха), переданной в специальных теплообменниках котла
сторонним потребителям.
r
Откуда q1 = (Qка / Qр ) 100 и q1 + q2 +
+ q3 + q4 + q5 + q6 = 100 %.
Коэффициент полезного действия котла
(брутто), %,
∆Q = Qрr ηбр − [Qлт + Qк + Qпп +
q ⎞
⎛
+ Qвт + Qэк ] ⎜1 − 4 ⎟ ,
⎝ 100 ⎠
где Qрr
– располагаемая теплота топлива,
кДж/кг; ηбр – КПД брутто котла; Qлт , Qк ,
Qпп , Qвт , Qэк – количество теплоты, воспринятой соответственно лучевоспринимающими
поверхностями топки, котельными пучками,
первичным и вторичным пароперегревателями
и водяным экономайзером; q 4 – расчетное
значение механического недожега.
Величина невязки теплового баланса не
должна превышать 0,5 % Qрr .
6
ηбр = q1 = 100 − ∑ qi .
(2.2.5)
i =2
Тогда расход проектного топлива, кг/ч, кг/с,
B=
Qка 100
Qpr ηбр
.
(2.2.6)
Для подсчета суммарного объема продуктов сгорания, воздуха и количества теплоты, отданной продуктами горения, вводится
расчетный расход топлива, полученный с
учетом механической неполноты сгорания,
кг/ч, кг/с,
q ⎞
⎛
Bp = B ⎜ 1 − 4 ⎟ .
⎝ 100 ⎠
(2.2.7)
Результаты расчетов теплового баланса
котла используются при последующих тепловых расчетах.
Расчет теплообмена в топке котла. Он
позволяет получить температуру продуктов
горения в топке заданной конструкции при
сжигании топлива с известными характеристиками при выполнении поверочного расчета.
При выполнении конструктивного расчета
находится площадь тепловоспринимающих
поверхностей топки, необходимая для обеспечения определенной (принятой) температуры
продуктов сгорания на выходе из топки.
Определение температуры на выходе из
топки позволяет перейти к расчетам теплообмена в полурадиационных и конвективных
поверхностях нагрева
В заключение теплового расчета котла
определяется расчетная невязка теплового
баланса:
2.2.4. СПЕЦИАЛЬНЫЕ РАСЧЕТЫ
ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ КОТЕЛЬНОЙ
УСТАНОВКИ
Тепловой расчет котла позволяет выполнить специальные расчеты котельной установки, без которых невозможно обеспечить длительную надежную и безопасную ее работу и
выбрать необходимое оборудование. Большинство специальных расчетов нормировано и
регламентировано руководящими указаниями
РД 34.02-305, ГОСТ Р 50831.
Гидравлический расчет котла выполняется с целью проверки надежности циркуляции и
движения рабочего тела (воды, пара, пароводяной смеси) в элементах котла и определения
гидравлического сопротивления элементов его
пароводяного тракта [6].
Аэродинамический расчет позволяет определить аэродинамическое сопротивление
воздушного и газового трактов котельной установки и выбрать тягодутьевые машины (дымососы и вентиляторы), обеспечивающие
движение воздуха и дымовых газов во всем
диапазоне рабочих нагрузок котла.
Прочностной расчет элементов котельной
установки основан на определении напряжений,
возникающих в основных элементах котельной
установки под действием давления рабочей
среды, учитывает температурные условия работы металла, позволяет выбрать марку стали и
определить толщину стенки элементов, обеспечивающие необходимый срок службы.
На основе тепловых расчетов пылеприготовительных установок осуществляется выбор
КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПОК
необходимого оборудования для обеспечения
размольной и сушильной производительности
системы пылеприготовления.
Особое значение имеют расчетная оценка
весовых нагрузок, выбор и расчетное обоснование технических решений по несущей конструкции каркаса котла.
Все виды специальных расчетов взаимно
дополняют друг друга и составляют расчетное
обоснование проекта котельной установки.
Одним из видов специальных расчетов
является оценка выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.
В ходе выполнения специальных расчетов вносятся необходимые изменения в конструктивные решения и тепловую схему котла,
что способствует оптимизации принятых при
проектировании решений.
Таким образом, проект котельной установки является комплексным проектом.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Тепловой расчет котлов: нормативный метод. СПб.: Изд-во АООТ "НПО ЦКТИ",
1998. 256 с.
2. Методические указания по проектированию топочных устройств энергетических
котлов / Под ред.: Э.Х. Вербицкого и Н.Г. Жмерика. СПб.: Изд-во АООТ "НПО ЦКТИ", 1996.
3. Ковалев А.П. Парогенераторы. М.:
Энергоатомиздат, 1985.
4. Тепловые схемы котлов / А.А. Паршин, В.В. Митор, А.Н. Безгрешков и др. М.:
Машиностроение, 1987.
5. Григорьев К.А., Рундыгин Ю.А.,
Тринченко А.А. Технологии сжигания органических топлив. Энергетические топлива:
учебн. пособие. СПб.: Изд-во Политехнического университета, 2006.
6. Нормативный метод гидравлического расчета паровых котлов: руковод. указания.
Л.: КЦТИ-ВТИ, 1972.
Глава 2.3
КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
2.3.1. КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПОК
Поскольку в современных энергетических котлах обычно применяют факельное
сжигание топлива в объеме топочной камеры,
173
основное внимание уделено конструированию
и расчету камерных факельных топок.
Конструктивные параметры камерной
топки в значительной мере определяют конструкцию котла. Так, выбор ширины топки (по
фронту) определяет ширину горизонтального
газохода между топкой и конвективной шахтой и ширину конвективной шахты, которые
должны быть равны, так как при различной
ширине возникает целый ряд конструктивных
сложностей при их стыковке, при конструировании каркаса котла.
Основные условные обозначения, используемые при расчете топок, следующие:
D – паропроизводительность котла, кг/с
(т/ч);
ат , bт – соответственно ширина и глубина топки, м;
hт (г) – высота топки (горелок и т.д.), м;
хт (г) – относительная высота топки (горелок);
F – площадь поверхностей нагрева, м2;
Нл – лучевоспринимающая поверхность
нагрева (топки), м2;
Fсеч (ж) – площадь поперечного ("живого") сечения, м2;
V(г) – объем (топки), м3;
Da – диаметр амбразуры горелки, м;
qV – тепловое напряжение топочного
объема, кВт/м3;
qF сеч – тепловое напряжение поперечного сечения топки, кВт/м2;
qл (воспр) – тепловое напряжение экранов
(воспринятый тепловой поток), кВт/м2;
w – скорость (газа, пара, воды, воздуха),
м/с;
Т – абсолютная температура, К;
Та и Tт′′ – температуры газов – адиабатная и на выходе из топки, К;
t – температура тепловоспринимающей
среды (воды, пара, воздуха), °C;
υ – температура газов, °C;
Нг (в) – удельная энтальпия газов (продуктов сгорания) (воздуха), кДж / кг топл.
(м3 топл.);
h – удельная энтальпия тепловоспринимающей среды (воды, пара), кДж/кг;
ρ – плотность (газов, воздуха, пара и
т.д.), кг/м3;
ξт (ф) – коэффициент излучения топки
(факела);
х – угловой коэффициент экрана;
174
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Во – критерий Больцмана;
σ0 – постоянная Больцмана;
σ0 = 5,67 ⋅ 10–11, кВт / (м2 ⋅ К4);
ψ(cp) – коэффициент тепловой эффектив-
ют расстояние между осями труб боковых
экранов (м), а за глубину bт – расстояние между осями труб фронтового и заднего экранов
(рис. 2.3.1). Фронтом котла (топки), независимо от его компоновки (П-, Т-образной, башенной и др.), называют сторону, расположенную
параллельно продольной оси станции и примыкающую к машинному залу или к встроенным
между котельным отделением и машинным
залом деаэраторному или бункерному отделениям станции. Ширина топки зависит от мощности котла, характеристик сжигаемого топлива
и способа его сжигания. С увеличением паропроизводительности увеличивается ширина
фронта котла. При этом удельная паропроизводительность (паропроизводительность 1 м фронта котла) D / ат (кг / (с⋅м)) также растет.
ности экранов (усредненный);
αк (л) – коэффициент теплоотдачи конвекцией (излучением), кДж / (м2 ⋅ ч⋅ °С);
кт – коэффициент
теплопередачи,
кДж / (м2 ⋅ с ⋅ К);
∆T – температурный напор;
ε – коэффициент загрязнения;
d – диаметр труб (частиц), м (мкм);
s – характерный размер (толщина излучающего слоя, шаги труб), м.
Геометрические характеристики топок. За ширину топки по фронту ат принима-
h'т
а)
hт
lв
Ь
,.__~т_..,
б)
в)
lв
г)
д)
е)
Рис. 2.3.1. Основные геометрические характеристики факельных топок:
(hт – высота топки; h′т – расчетная высота топки (от середины холодной воронки до середины выходного окна);
hш , lш – соответственно высота и глубина ширм (по ходу газов); hк г – высота камеры горения;
hф – высота фестона; lв – глубина аэродинамического выступа)
а, б – для твердого топлива с ТШУ; в, д – то же, для твердого топлива с ЖШУ;
в, г – для газа и мазута; е – по схема Эль-пасо для твердого топлива
175
КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПОК
Вторым определяющим размером топки
является ее глубина bт (м). Она выбирается,
исходя прежде всего из компоновки горелок и
их типа, определяемых характеристиками сжигаемого топлива. В настоящее время применяют в основном два вида горелок – прямоточные и вихревые. Прямоточные щелевые горелки используют чаще всего при сжигании бурых углей, торфа, сланца и иногда при сжигании высокореакционных каменных углей, богатых летучими, а вихревые горелки разных
типов – в остальных случаях.
Основные характеристики горелок и их
взаимное расположение приведены в табл. 2.3.1 –
2.3.4. Компоновка горелок может быть фронтальной, встречной, встречно-смещенной, угловой тангенциальной и др.
Достаточно простым и удобным для
компоновки котла с системой пылеприготовления является фронтальное расположение
горелок. При этом глубина топки может быть
выбрана в диапазоне bт = 7…8 м. При встречной или встречно-смещенной компоновке горелок (топки МЭИ) глубина топки может быть
увеличена до bт = 8…10 м. При таких глубинах
топок отсутствует удар факела о противоположную стену и обеспечивается хорошее заполнение топочного объема факелом. Однако
при большой глубине топки у стены, противоположной горелкам, возможно образование
зон, не заполненных факелом. С этой точки
зрения встречная или встречно-смещенная
компоновки горелок имеют преимущества
перед односторонней.
2.3.1. Количество и расположение горелок (для всех топлив)
Номинальная
паропроизводительность
котла D, кг/с (т/ч)
Число вихревых горелок
при расположении
фронтальном
встречном
Диаметр
выходной амбразуры
горелки Da , м*
33…61 (120…220)
3…4
4…6
0,85
89…117 (320…420)
6…8
6…8
0,95…1,15
8…12
139…178 (500…640)
812
812
1,15…1,35
12…16
264…333 (950…1200)
–
12…16
1,35
16…24
445 (1600)
–
12…16
1,6
24…32
700 (2500)
–
24…32
1,6
24…32
Число угловых
горелок**
4…8
*
Для газомазутных горелок диаметр уменьшается в 1,3–1,4 раза.
**
Применяются только для твердых топлив.
Расстояния между горелками, м, при сжигании твердого топлива приведены ниже:
Вихревые горелки:
от оси нижнего ряда до начала ската холодной воронки (ТШУ) …………………………………..
от оси нижнего ряда до пода с жидким шлаком (ЖШУ) …………………………………………...
от осей крайних горелок до прилегающих стен …………………………………………………….
между осями в ряду (по горизонтали) при шахматном расположении для ТШУ ………………...
то же, для ЖШУ ………………………………………………………………………………………..
между осями в ряду (по горизонтали) при коридорном расположении (ТШУ и ЖШУ) ………...
между осями рядов (ярусов) по вертикали (ТШУ и ЖШУ) при расположении:
коридорном ………………………………………………………………………………………..
шахматном …………………………………………………………………………………………
Прямоточные горелки (в том числе угловые):
от нижней кромки до начала ската холодной воронки (ТШУ) …………………………………….
от нижней кромки до пода с жидким шлаком (ЖШУ) ……………………………………………..
между осями в ряду по горизонтали (ТШУ и ЖШУ) ………………………………………………
между кромками горелок (ярусов) по вертикали (ТШУ) …………………………………………..
2,0...2,5
1,8...2,0
1,6...2,2
3,0...3,5
3,5...4,0
2,2...3,0
2,5...3,0
2,0...2,5
1,2...1,5
1,5...2,0
1,5...2,0
1,5...2,0
176
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
2.3.2. Рекомендуемые производительности газомазутных горелок
Производительность котла D ≤ 117 кг/с
Мазутные форсунки, кг/с
3
Газовые горелки, м /с
0,28
0,35
0,42
0,56
0,70
0,30
0,38
0,46
0,60
0,83
Производительность котла D > 117 кг/с
Мазутные форсунки, кг/с
3
Газовые горелки, м /с
0,83
1,39
2,08
3,33
0,97
1,53
2,36
3,61
2.3.3. Расстояние между горелками в газомазутных котлах (D ≤ 117 кг/с)
Размещение горелок
Расстояние между горелками L, м
Между осями горелок по вертикали
1,2…2,5
Между осями горелок по горизонтали
1,2…2,0
От боковой стенки до оси крайней горелки
1,5…2,5
От пода до нижнего ряда горелок
1,5…2,0*
*
Бóльшие значения – для горелок производительностью 0,7 кг/с мазута (0,83 м3/с газа).
2.3.4. Расстояние между горелками в газомазутных котлах (D > 117 кг/с)
Расстояние между горелками L, м*
Размещение горелок
Между осями соседних горелок по вертикали и горизонтали
1,75
2,2
2,5
3,0
От горелки до боковой топки
2,0
2,6
2,8
3,0
От пода до осей нижнего ряда горелок
1,8
2,2
2,6
3,2
*
В зависимости от указанной в табл. 2.3.2 производительности газомазутных горелок.
Для полуоткрытых топок (топок с пережимом) с ЖШУ может применяться как
встречная компоновка расположенных в один
ярус вихревых горелок, так и тангенциальная
компоновка щелевых угловых горелок, разработанная ПК "Сибэнергомаш" (БКЗ) для сжигания бурых углей. Последняя может быть
выполнена в двух предтопках.
При сжигании бурых углей в топках с
ТШУ часто применяют угловую (или настенную) тангенциальную компоновку щелевых
прямоточных горелок. Такая компоновка
обеспечивает устойчивое воспламенение свежей топливно-воздушной смеси, стабильную
аэродинамику факела даже при отключении
некоторых горелок. Отсутствие удара горелочных струй о стены топки и внутритопочная
рециркуляция газов снижают возможность
шлакования поверхностей нагрева и генерацию
NOх . Однако при такой компоновке, во-первых,
требуется, чтобы глубина топки была примерно равна ее ширине, во-вторых, нельзя размещать в топке внутритопочные ширмы и двухсветные экраны (за исключением случая разделения топки на две квадратные в плане полутопки).
Кроме того, в сверхмощных энергоблоках 600…800 МВт, у которых топка имеет
размеры 20 × 20 м и 23 × 23 м, приосевые зоны
топки недостаточно охлаждаются, что приводит к высоким температурам в этих зонах, к
расплавлению и возгонке части минералов
золы и достаточно интенсивному образованию
оксидов азота.
Для сжигания газа и мазута, как правило,
применяют вихревые горелки. При П-образной
компоновке предпочтительнее одностороннее
фронтальное расположение их в несколько
ярусов (два – четыре яруса), как наиболее простое по компоновочным решениям. Возможна
КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПОК
также встречная компоновка. Достаточно широко в последнее время стала применяться
подовая компоновка горелок (горелки, встроенные в под топки), позволяющая снизить
эмиссию оксидов азота.
При оценке компоновочных решений по
горелкам необходимо учитывать, что по условиям шлакования или максимально допустимым воспринятым тепловым потокам максимальное тепловое напряжение поперечного
сечения топки qF сеч не должно превышать
значений, приведенных в [1]. Если тепловое
напряжение сечения топки оказывается выше
допустимого, то горелки необходимо устанавливать в несколько ярусов (два–четыре яруса).
Выбор конструкции топки. Основными
характеристиками, определяющими условия
тепловой работы топочного объема и условий
выгорания топлива, являются тепловые напряжения, кВт/м3:
топочного объема
qV = Вр Qir / Vт ;
(2.3.1)
поперечного сечения топки
qF = Вр Qir / Fсеч. т ,
(2.3.2)
где Fсеч. т – поперечное сечение топочной камеры.
Рекомендуемые значения тепловых на-
qVр
q Fр
и
зависят от вида топлива,
пряжений
метода его сжигания и тепловой мощности [1].
Ниже рассмотрены в основном камерные топки с твердым и жидким шлакоудалением и
газомазутные топки. Расчетное тепловое нар
пряжение сечения топки q F при ТШУ и многоярусном расположении горелок принимается
выше, чем при одноярусном.
Для проектируемых котлов в зависимости от конкретных температур газов на выходе
из топки и других факторов значения qV и
q F могут быть изменены. Задавшись значениями qV и q F , можно предварительно оце-
нить минимальные значения объема Vт и сечения Fсеч. т топки. Окончательные значения
объема, теплового напряжения объема и сечения топки уточняются после проведения теплового расчета топки. Таким образом, расчет
выполняется методом последовательных приближений.
177
Объем топки ограничивается осевой
плоскостью экранных труб (стен и потолка),
поверхностью, проходящей через первый ряд
труб фестона или ширм, горизонтальной плоскостью, отделяющей ½ высоты холодной воронки для топки с ТШУ (рис. 2.3.2, а), или
плоскостью горизонтального пода газомазутной топки или топки с ЖШУ (рис. 2.3.2, б).
Ширмы, расположенные в зоне выходного окна топки с шагом s1 ≥ 700 мм, а также у
стены, противоположной выходному окну
(независимо от поперечного шага ширм), рассчитывают совместно с топочной камерой.
Такие ширмы считают внутритопочными
(ВТШ). Особенности методики расчета площади в поверхности стен топки при включении
ширм в топочный объем приведены ниже.
Площадь сечения топки Fсеч. т определяется произведением ширины топки aт на ее
глубину bт в призматической части:
Fсеч. т = aт bт .
(2.3.3)
Для котлов с aт > bт ширина топки aт
может быть выбрана в зависимости от производительности котла по следующим соотношениям:
для котлов с Dном ≤ 185 кг/с
0,5
a т = mDном
,
(2.3.4а)
где m = 1,3 для Dном = 33…45 кг/с; m = 1,1 для
Dном = 45…185 кг/с;
для котлов Dном > 185 кг/с:
0,1
a т = mDном
,
(2.3.4б)
где m = 12,6 при сжигании твердого топлива;
m = 10,7 при сжигании природного газа и мазута.
Для топок с тангенциальным расположением горелок принимают близкую к квадратной (в плане) топку: ат ≈ (1…1,2) bт . При этом
оси горелок направляют по касательной к условной окружности, центр которой находится
в геометрическом центре топки. Диаметр условной
окружности
составляет
около
(0,1…0,3) ат . В топках с ат ≈ 2bт камеру сгорания делят на две полутопки с расположением
горелок на стенах полутопок. Оси этих горелок
направляют по касательным к условным окружностям, центры которых размещаются в
центрах полутопок.
178
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
hш
l1
lш
hок
b′
F1
F1
β1
hт.з
hт h′т
F2
β1
hв
Ь'
β2
F2
lв
Ьт
Fпр
hпр
Fз
!б
bт
г
hгор
Fх.в
hх.в
α
0,5hх.в
bу
bcр
а)
б)
Рис. 2.3.2. Расчетные геометрические характеристики топок:
а – с ТШУ; б – с ЖШУ
Размеры газомазутных топок могут быть
уменьшены по сравнению с топками на твердом топливе (с ТШУ) примерно на 20 %. При
сжигании торфа и сланца размеры топок несколько увеличиваются (на 10…20 %, пропорционально уменьшению qV ) для снижения
опасности шлакования стен топки.
Топочную камеру целесообразно разделить на несколько объемов по высоте. Для
топки с твердым шлакоудалением и аэродинамическим выступом (рис. 2.3.2, а) можно выделить три объема: Vх. в холодной воронки;
Vв. ч верхней части – от потолка, вдоль выступающих ширм, до низа аэродинамического
выступа; Vпр призматической части – от начала холодной воронки до низа аэродинамического выступа.
мают
За конструктивную высоту топки прини-
hтр = hх. в + hпр + hв. ч ,
(2.3.5)
где hв. ч = hш + hт. з + hв .
Fстр
За расчетную поверхность стен топки
принимают поверхность, ограничивающую активный объем топки. Расчетную пло-
р
щадь поверхности стен топки Fст целесообразно представить как сумму площадей тепловоспринимающих поверхностей трех выделенных зон топки: холодной воронки Fх. в , призматической части Fпр , верхней части Fв. ч , м2
(в поверхность не включаются площади, разделяющие зоны);
КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПОК
Fстр = Fх. в + Fпр + Fв. ч ,
(2.3.6)
где Fв. ч = F1 + F2 .
Для топки с ЖШУ число условных объемов увеличивается (рис. 2.3.2, б). При установке двухсветных экранов их площадь поверхности Fдв суммируется с площадью поверхности
стен топки. Если в объеме топки установлены
внутритопочные ширмы (Fпл. ш), то расчет
теплообменной поверхности топки значительно усложняется.
Объем топки зависит от тепловой мощности (паропроизводительности котла) и допустимого (рекомендуемого) теплового напряжения топочного объема qV . Исходя из (2.3.1),
определяется минимально допустимый объем
топки из условия экономичного сгорания топлива (минимума топочных потерь), м3 [6]:
Vт min = Bр Qir / qV .
(2.3.7)
Расчетный объем топки всегда больше
минимального и зависит от выбранной температуры газов на выходе из топки ϑ′т′ . Сниже-
ние ϑ′т′ достигается увеличением объема топки (площади поверхности экранов) установкой
внутритопочных ширм и двухсветных экранов
при сохранении объема топки.
Эффективная толщина излучающего
слоя, необходимая для расчета суммарного
теплообмена топки, м,
s = 3,6Vт / Fст .
(2.3.8)
Нижняя часть топки выполняется в виде
холодной воронки при организации ТШУ (см.
рис. 2.3.2, а), в виде слабонаклонного футерованного пода при ЖШУ (рис. 2.3.2, б) и в газомазутных котлах (см. рис. 2.3.1, в, г). Устье
холодной воронки, образованное скатами
фронтового и заднего экранов, имеет размеры
ат и bу (bу – ширина устья; bу = 0,8…1,4 м).
При определении высоты, площади поверхности и объема топки в расчетах топок с ТШУ
принимается ½ геометрической высоты холодной воронки hх. в (см. рис. 2.3.2, а).
При жидком шлакоудалении фронтовой
и задний экраны в нижней части топки (камеры сгорания) соединяются друг с другом
в центре, образуя слабонаклонный двухскатный "под" камеры (с углом наклона от горизонтали для устойчивого cтекания жидкого
179
шлака β 5 ≈ 7…10°) (рис. 2.3.2, б). Экраны
нижней части топки, включая под, покрывают
огнеупорной массой – хромитовой обмазкой
(или футеруют) для уменьшения теплоотдачи.
На трубы экранов со стороны топки для удержания обмазки приваривают в шахматном
порядке шипы диаметром 8…10 мм и высотой
15…25 мм. На поду топки для удаления жидкого шлака выполняют одну – две летки круглого или прямоугольного сечения размером
500 × 500 или 800 × 800 мм.
В полуоткрытых топках с ЖШУ (топках
с пережимом) нижняя часть топки (камера
сгорания) отделяется от верхней части (камеры
охлаждения) пережимом − симметрично расположенными выступами фронтового и заднего экранов. Выступы выполнены из экранных
труб, отогнутых внутрь топки: нижняя плоскость – на угол β4 = 8…15°, верхняя – на угол
β3 = 50…55°. Расстояние между выступами
bп принимается примерно ½ глубины топки:
bп ≈ 0,5bт .
При сжигании мазута и природного газа
нижняя часть топки (см. рис. 2.3.1, в, г) также
выполняется в виде слабонаклонного (около 7°)
или горизонтального пода без леток. Площадь
поверхности горизонтального пода в этом случае можно принять равной площади поперечного сечения топки.
Потолок топки и горизонтального газохода обычно экранируется трубами потолочного пароперегревателя. Экраны горизонтального газохода, поворотной камеры и конвективной шахты обычно выполняют из газоплотных (цельносварных) панелей для исключения присосов холодного воздуха.
Для лучшего омывания газами ширм и
последующих конвективных пучков в верхней
части топки рекомендуется сделать аэродинамический выступ. Вылет аэродинамического
выступа lв выбирается в зависимости от глубины топки bт ; обычно lв = (0,2…0,3) bт . При
встречном расположении горелок аэродинамический выступ можно не применять (см.
рис. 2.3.1, а, в, г). Ширина ширм, расположенных на выходе из топки, должна рассчитываться исходя из допустимого тепловосприятия ширм и допустимой скорости пара (массовой скорости ρwп). В первом приближении
можно принять ширину ширм lш ≈ 2 м.
При выборе высоты ширм hш и, следоваш
тельно, скорости газов в ширмах wг следует
180
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
учитывать, что скорость газов в конвективном
пароперегревателе увеличивается вследствие
уменьшения высоты горизонтального газохода
по ходу газов. Еще больше уменьшается живое
сечение для прохода газов, так как оно рассчитывается с учетом загромождения сечения
газохода трубами поверхностей нагрева (пароперегревателей). Для обеспечения надежной
работы конвективных поверхностей нагрева
котла необходимо, чтобы скорости газов в
них не превышали предельно допустимой скорости газов по условиям золового (эрозионного) износа. Предварительно для пароперегревателей (для топлив с умеренной зольностью)
можно принять максимальную скорость газов
wг max = (12…14) ± 2 м/с, а в выходном окне
топки примерно в 2 раза меньше; wг ≈ 5…6 м/с.
Исходя из этой скорости, можно найти примерную площадь выходного окна топки, м2:
Fокпр =
BрVг T
273wг
.
(2.3.9)
В пылеугольных котлах "условная высота" выходного окна топки hок (см. рис. 2.3.2)
определяется, исходя из площади Fокпр , рассчитанной по (2.3.9):
hок = Fокпр / aт .
(2.3.10)
При предварительном расчете высоту
окна для П-образной компоновки котла можно
принять близкой или несколько меньше глубины топки hок ≈ bт , а при Т-образной –
(0,5…0,7) bт .
В газомазутных котлах допускается горизонтальное расположение нижней плоскости
горизонтального газохода (рис. 2.3.1, г).
В расчетах теплообмена учитывается не
вся площадь поверхности стен топки Fст , а
только лучевоспринимающая площадь поверхность экранов Hл , т.е. исключаются неэкранированные поверхности (горелки, лазы и
т.д.). Лучевоспринимающая площадь поверхности нагрева настенных и двухсветных экранов топки определяется как площадь непрерывной плоскости, эквивалентная по тепловосприятию экрану из незагрязненных труб
ΣFст. экр ; Hл равна произведению площади
поверхности экрана на угловой коэффициент x
(отношение фактической теплообменной пло-
щади поверхности экранов к площади поверхности стен blэкр , занятых экранами):
Hл = Σ (Fст. экр x).
(2.3.11)
Угловые коэффициенты x гладкотрубных
экранов в зависимости от их конструкции
(прежде всего, от относительного шага s / d) и
расположения относительно обмуровки (относительного расстояния до обмуровки e / d)
приведены на номограммах рис. 2.3.3.
Экраны топок современных котлов с целью снижения присосов, как правило, выполняются из цельносварных газоплотных панелей. Для них принимают x = 1. Так же x = 1
для ошипованных участков экранов, футерованных экранов и участков, закрытых чугунными плитами. В случае выполнения обмуровки в виде отдельных щитов, опирающихся на
каркас котла, угловой коэффициент оказывается меньше 1. Для "натрубной обмуровки", которая крепится непосредственно на тыльной
стороне труб экранов x < 1. Для выходного
окна топки (первого ряда труб ширм, фестона,
пучка x = 1.
Следует учесть, что поверхности нагрева,
расположенные за топкой, имеют собственный
коэффициент, который, как правило, меньше 1,
и, следовательно, часть теплоты, падающей из
топки на данную поверхность, будет проходить сквозь нее.
Тепловые характеристик топки. Передача теплоты экранам в топке происходит
главным образом за счет излучения факела
(раскаленных золовых, коксовых и сажистых
частиц, трехатомных газов), заполняющего
топочный объем. Общее количество переданной теплоты определяется разностью между
полезным тепловыделением в топке Qт и энтальпией газов на выходе из топки H т′′ .
Полезное тепловыделение в топочной
камере Qт (в расчете на 1 кг или 1 м3 топлива)
складывается из располагаемой теплоты топr
лива Qр за вычетом топочных потерь q3 , q6 и
теплоты внешнего подогрева воздуха Qв. вн ,
теплоты горячего воздуха Qв , поступающего в
топку, и теплоты рециркулирующих газов
rHг. отб , отобранных из конвективной шахты
или топки (кДж/кг):
Qт = Qрr (100 – q3 – q4 – q6) / (100 – q4) +
+ Qв – Qв. вн + rHг. отб .
(2.3.12)
КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПОК
181
а)
~-ф-"'
-
-
х
~
-
f
-
s
.
О)°
Z)
Рис. 2.3.3. Угловые коэффициенты х для расчета экранов:
а – однорядных: 1 – 4 – с учетом излучения обмуровки: 1 – при e ≥1,4d; 2 – при e = 0,8d;
3 – при e = 0,5d; 4 – при e = 0; 5 – без учета излучения обмуровки при e ≥ 0,5d;
б – двухрядных: 1 – с учетом излучения обмуровки при e ≥1,4d; 2 – то же, при e = 0;
в – гладкотрубных экранов из труб разного диаметра (для всего экрана); г – то же, для труб малого диаметра
Теплота воздуха состоит из теплоты горячего воздуха после воздухопогревателя (ВП)
и теплоты присосов холодного воздуха в воздушный тракт:
Qв = (α′т′ − ∆α т − ∆α пл ) H г.o в +
+ (∆α т + ∆α пл ) H г.o в .
(2.3.13)
Расчет теплообмена в топке проводится
по условной адиабатной (калориметрической)
температуре горения ϑа (°С). Она соответствует условию, когда вся выделившаяся в топке
теплота (полезное тепловыделение Qт) воспринимается продуктами сгорания (при отсутствии теплоотдачи), т.е. она соответствует
максимальной расчетной температуре газов,
недостижимой в реальных условиях. Исходя из
этого адиабатная температура
ϑа = Qт /(ΣVi ci ) ,
(2.3.14)
где Vi ci – произведение объема на теплоемкость i-го компонента продуктов сгорания при
температуре ϑа , кДж / (кг ⋅ °С).
Принимая энтальпию газов Hа равной
известному тепловыделению в топке Qт , можно интерполяцией при α ′т′ найти соответствующее значение ϑа . При вводе рециркуляции
газов (например, из конвективной шахты) в
топку через горелки адиабатная температура
понижается вследствие увеличения объема газов в зоне горения. В этом случае адиабатную
температуру можно определить по (2.3.14) методом последовательных приближений.
В результате расчета суммарного теплообмена в топке определены температура ϑ′т′ и
энтальпия H т′′ газов на выходе из топки. Тогда
удельное лучистое тепловосприятие топки
182
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Qл = ϕ (Qт – H т′′ ),
(2.3.15)
где ϕ – коэффициент сохранения теплоты,
рассчитываемый через потери теплоты от наружного охлаждения q5 и КПД котла ηк ; ϕ =
= 1 – q5 / (ηк + q5).
К основным тепловым характеристикам
топок относятся:
тепловое напряжение топочного объема
по (2.3.1);
тепловое напряжение поперечного сечения топки по (2.3.2);
тепловое напряжение экранов (воспринятый тепловой поток) –
qл (воспр) = Вр Qл /Fст ;
(2.3.16)
температура газов на выходе из топки ϑ′т′ ;
топочные потери теплоты q3 , q4 , q6 .
2.3.2. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА
В ОДНОКАМЕРНЫХ ТОПКАХ
За основу модели расчета суммарного
теплообмена в топочной камере (камере сгорания) принята гипотеза о заполнении всего объема топки излучающим факелом. Основными
излучающими компонентами факела при этом
являются трехатомные газы (СО2, Н2О, SO2), а
также частицы сажи, кокса и золы.
Основной формулой для расчета суммарного лучистого теплообмена в факельных топках является полуэмпирическая зависимость,
предложенная А.М. Гурвичем (применяемая
ранее нормативная методика) [5]:
θ′т′ =
Tт′′
Bo0,6
=
,
Ta M ξ0т,6 + Bo0,6
(2.3.17а)
или ее модифицированная форма
θ′т′ =
Tт′′
=
Ta
1
⎛ξ ⎞
M⎜ т ⎟
⎝ Bo ⎠
, (2.3.17б)
0, 6
+1
где Ta и Tт′′ – температура газов, соответственно адиабатная и на выходе из топки, К;
М – коэффициент, учитывающий относительное положение ядра факела по высоте топки;
ξт – коэффициент излучения экранированных
топочных камер; Во – критерий Больцмана.
В новых нормах теплового расчета [4] в
формулы (2.3.17) вместо коэффициента ξт
введен критерий Бугера Bu.
Критерий Больцмана Во представляет
отношение количества теплоты, выделяющейся в топке, к максимально возможному лучистому тепловосприятию топки:
Bo =
ϕ Bp Vc р cp
σ0ψ cp FстTa3
,
(2.3.18)
где σ0 – постоянная Больцмана, σ0 = 5,67×
×10–11 кВт / (м2 ⋅ К4); Вр – расчетный расход
топлива, кг/с; ψср – усредненный коэффициент
тепловой эффективности экранов; Vc р cp –
усредненное произведение объема газов на их
удельную теплоемкость, кДж/(кг⋅К);
Vc р cp = ( H а − H т′′ ) /(υа − υ′т′ ) . (2.3.19)
Анализ формулы (2.3.17) показывает, что
в ней в явном виде не учтены конвективная
составляющая теплообмена и температура
рабочей среды в трубах. В большинстве факельных топок доля конвекции в суммарном
теплообмене составляет менее 3…5 %, что
соответствует общей точности расчета. Для
некоторых топок (например, низкотемпературных вихревых – топка ЛПИ, высокотемпературных вихревых – топка ЦКТИ, циклонных
и др.) конвективная составляющая должна
быть учтена внесением соответствующих поправок. Температура среды в трубах (она является функцией, прежде всего, давления) в
большинстве методик учитывается косвенно
через температуру загрязненной стенки или
через коэффициент тепловой эффективности
экранов ψср .
В последние годы наблюдается все
большее расхождение между расчетными и
опытными значениями температур газов на
выходе из топки в связи с ростом единичной
мощности агрегатов (Nэл > 200 МВт) и их параметров. Были сделаны попытки усовершенствовать методику расчета суммарного теплообмена в топке, которые касались как теоретических основ расчета, так и внесения отдельных поправок в существующую эмпирическую
методику. Один из вариантов расчета суммарного теплообмена, базировался на эмпирической зависимости А.М. Гурвича (2.3.17) с
введением критерия Bu. Эта методика дает
РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА В ОДНОКАМЕРНЫХ ТОПКАХ
неплохое совпадение по температуре газов
на выходе из топки для больших котлов
(Nэл > 200 МВт) и принята в качестве нормативной РАО "ЕЭС России" [4].
По этой методике безразмерная температура на выходе из топки
θ′т′ = Tт′′ / Tа = Bo 0,6 /( M B~
u 0,3 + Bo 0,6 ) ,,
(2.3.20)
u – критерий поглощательной способногде B~
сти топочной среды; М – коэффициент, учитывающий относительное положение ядра
факела по высоте топки (уровень горелок),
степени забалластированности топочных газов
и др., он является "замыкающим" коэффициентом, позволяющим обеспечить совпадение
расчетных и опытных данных по температуре
газов на выходе из топки.
Зависимость (2.3.20) справедлива для
значений ϑ′т′ ≤ 0,9.
Критерий Bu учитывает эффект рассеяния излучения (поглощения) топочной средой,
т.е. частично заменяет коэффициент теплового
излучения топки (факела) ξт , ξф . Эффективное
значение критерия
Bũ = 1,6 ln[(1,4Bu2 + Bu + 2)/(1,4Bu2 – Bu + 2)].
(2.3.21)
Критерий Бугера Bu является радиационной характеристикой поглощательной способности продуктов сгорания:
Bu = kps,
(2.3.22)
где k – коэффициент поглощения топочной
среды; p – давление газов в топочной камере,
МПа; s – эффективная толщина излучающего
слоя; определяется по формуле (2.3.8).
Расчет коэффициента k выполняется с
небольшими поправками [5].
Коэффициент М для камерных топок определяется по зависимости
M = M0 (1 – 0,4xг) (rV)1/3,
(2.3.23)
где M0 = 0,42 для пылеугольных топок с ТШУ
при фронтовой компоновке горелок; M0 = 0,46
при тангенциальной и встречной компоновке;
M0 = 0,44 для топок с ЖШУ; M0 = 0,4 для газомазутных топок при настенной компоновке
горелок; M0 = 0,36 (xг = 0) при подовой компоновке горелок; xг – относительный уровень
183
расположения горелок; rV – параметр забалластированности топочных газов.
Как и раньше, значение xг характеризует
относительную высоту положения зоны максимума температур газов в топке. При сжигании большинства видов топлив по схеме прямоточного факела максимум температур по
высоте практически совпадает с уровнем расположения горелок.
При применении ступенчатого сжигания
топлива (многоярусные горелки и ввод третичного воздуха gтр. в ) коэффициент М для
камерных топок может быть определен по
зависимости, имеющей ограниченное применение,
M = M0 (1 – 0,4xг) (1 – kgтр. в ) (rV)1/3, (2.3.24)
где k – опытный коэффициент, зависящий от
числа ступеней сжигания; k = 0,45 при двухступенчатом сжигании газа и мазута; k = 0,6
при трехступенчатом сжигании угольной пыли
и вводе воздухом дополнительного топлива;
k = 0,2 – то же, при вводе газами рециркуляции.
Параметр забалластированности топочных газов рассчитывается в зависимости от
степени рециркуляции дымовых газов r :
н
rV = Vгн (1 + r ) / (V0н, N 2 + VRO
) , (2.3.25)
2
где Vгн – объем газов на выходе из топки без
учета рециркуляции, м3/кг.
Если топка оснащена поворотными горелками, то коэффициент M0 увеличивается
или уменьшается на 0,01 на каждые 10° угла
поворота.
В остальном новая методика [4] повторяет методику расчета суммарного теплообмена,
применяемую ранее [5].
Критерий Бугера введен в расчетный метод с целью учета влияния на теплообмен в
топке неизотермичности температурного поля
и эффекта рассеяния излучения. Учет этих
явлений необходим, в первую очередь, для
мощных пылеугольных котлов и, особенно,
при сжигании высокозольных топлив.
Для газомазутных котлов и при сжигании
малозольных твердых топлив в котлах мощностью энергоустановок до 200 МВт влияние
указанных факторов самопоглощения теплового излучения топочной средой выражено
меньше и применяемая ранее методика дает
удовлетворительные результаты.
184
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Независимо от того, по какой методике
ведется расчет (с использованием коэффициента ξт или критерия Вu), коэффициент поглощения топочной среды k для газоплотных котлов
следует принимать по новым нормам [4].
Аналогичным образом для котлов с газовой сушкой или вводом газов рециркуляции в
зону активного горения следует учитывать
необходимость поправки на разбавление топочной среды путем использования параметра
забалластированности топочных газов rV .
Пренебрежение этими поправками при
расчетах приводит к погрешностям в определении ϑ′т′ на 100…150 °С.
Для расчетов котлов большой мощности
(Nэл > 200 МВт) целесообразно применять новую методику с использованием критерия Bu, а
для котлов средней мощности (Nэл < 200 МВт) –
ранее используемую. При установке в топке
внутритопочных ширм (ВТШ) применяется
методика расчета суммарного теплообмена.
При проведении конструктивного расчета площадь поверхности стен топки, воспринимающей заданное количество теплоты BрQл
и обеспечивающей снижение температуры
газов до принятой на выходе из топки ϑ′т′ ,
определяется из уравнения теплообмена между
продуктами сгорания, заполняющими топочный объем, и теплообменной поверхностью
топки (включая ВТШ, двухсветные экраны и
выходное окно, м2) [5]:
-F
2
11
Fст =
10 Bр Qт
5,67 Мξ т ψ т Т т′′Ta3
3
⎞
1 ⎛ Ta
⎜ − 1⎟⎟ .
2 ⎜ ′′
T
M ⎝ т
⎠
(2.3.26)
При поверочном расчете решается обратная задача: по заданной площади поверхности стен топки и ее размерам определяют температуру газов на выходе из топки:
Tт′′ =
Ta
⎡ 5,67ψ F ξ T 3 ⎤
M ⎢ 11 т ст т a ⎥
⎢⎣ 10 ϕBрVc p ср ⎥⎦
. (2.3.27)
0, 6
+1
Изменение положения ядра факела в топке существенно сказывается на температуре
газов в ее верхней части. При расчете однокамерной открытой топки и заданной температуре ϑ′т′ изменение высоты размещения горелок
в топке или сжигание пылевидного топлива с
"растянутым факелом" по сравнению с "короткофакельным сжиганием" (например, газа или
мазута) заметно влияет на необходимую площадь поверхности охлаждающих экранов топки. В расчете суммарного теплообмена [5] это
также учитывается эмпирическим коэффициентом М, зависящим от способа сжигания,
характеристик топлива, расположения горелок
и т.д. (табл. 2.3.5).
2.3.5. Расчетные формулы и значения эмпирического коэффициента М
для различных топлив и способов их сжигания
Топка
Топливо
Формула для расчета
коэффициента М
Камерная
Высокореакционное твердое (каменные и бурые
угли, сланец, торф)
Слоевая
Всех видов
Камерная
Низкореакционное твердое (А, ПА, Т), каменный
уголь повышенной зольности (экибастузский)
0,56 – 0,5xт (2.3.28б)
Газ, мазут
0,54 – 0,5xт (2.3.28в)
Полуоткрытая
Подовое расположение горелок
Высокореакционное твердое газ, мазут
АШ, ПА, Т
0,59 – 0,5xт (2.3.28а)
0,48
0,46
0,4
185
РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА В ОДНОКАМЕРНЫХ ТОПКАХ
Независимо от величины xт (xг) во всех
формулах максимальное значение М принимается не более 0,5.
Значение xт характеризует относительную высоту положения зоны максимума температур газов в топке. При сжигании большинства видов топлив по схеме прямоточного
факела максимум температур по высоте практически совпадает с уровнем расположения
горелок. Тогда
′ / hт′ ,
x т = hгор
(2.3.29)
′ – расчетная высота размещения горелок
где hгор
от середины холодной воронки (см. рис. 2.3.2);
hт′ – расчетная высота заполняющего топку
факела от середины холодной воронки до середины выходного газового окна топки.
Коэффициент тепловой эффективности
экрана ψ равен произведению условного ко-
эффициента загрязнения ζ на угловой коэффициент экрана x:
ψ = ζ x.
(2.3.30)
Угловой коэффициент экрана зависит от
относительного шага труб в топке s / d и определяется по номограммам, представленным на
рис. 2.3.3.
Условный коэффициент загрязнения поверхности нагрева ζ характеризует отношение
воспринятого рабочей средой теплового потока qвоспр к падающему на экран тепловому
потоку qпад :
ζ ≈ qвоспр / qпад.
С увеличением загрязнения (шлакования)
экранных труб коэффициент ζ уменьшается. Значения коэффициента ζ в зависимости от характеристики экрана и вида сжигаемого топлива получены в ходе натурных экспериментов (табл. 2.3.6).
2.3.6. Условный коэффициент загрязнения поверхности ζ
Характеристика экрана
и пода топки
Топливо
Камерная открытая топка; сжигание газа, мазута, пыли
Открытые гладкотрубные и
Газообразное в газомазутных топках
мембранные (плавниковые)
Мазут в газомазутных топках
настенные экраны камерных
Каменные и бурые угли, фрезерный торф
топок
Угли: А, ПА, тощий каменный
Нешлакующие каменные угли
(типа экибастузского) при R90 < 15 %
Сланцы (эстонские)
Коэффициент ζ
0,65
0,55
0,45…0,5*
0,4…0,45*
0,35…0,4**
0,25…0,3*
Экраны, футерованные огнеупорной массой в топках с ТШУ
Все виды топлив
Под топок, закрытый
шамотным кирпичом
Низкотемпературное вихревое сжигание, твердое топливо
Угрубленный помол при R90 > 30 %,
каменные и бурые угли, фрезерный торф
Открытые гладкотрубные и
Дробленое топливо, δmax ≤ 30 мм,
плавниковые экраны
каменные и бурые угли, фрезерный торф
Сланец
0,2
0,1
0,5…0,6
0,55…0,65
0,35…0,45
Слоевое сжигание
Открытые гладкотрубные и
плавниковые экраны
*
**
Все виды топлив
Большие значения относятся к топкам с систематической обдувкой экранов.
Меньшее значение при qF < 3,5 МВт/м2; при R90 > 15% принимать как для каменных углей.
0,6
(2.3.31)
(2.3.32)
(2.3.33)
где b = 1 для открытых камерных и двухкамерных топок; b = 1,2 для полуоткрытых топок
(топок с пережимом); tпл – температура начала
плавления шлака; принимается tпл = t3 – 50 °С,
где t3 → Tс .
ζ = b (0,53 – 0,25⋅10–3 tпл),
где ψi – коэффициент тепловой эффективности
i-го участка экрана; Fст i – площадь поверхность стены i-го участка с разными значениями х или ξ.
Для неэкранированных участков стен
топки ψi = 0.
В топках с ЖШУ экраны футерованы
(закрыты хромитовой обмазкой), что создает в
камере сгорания высокую температуру, необходимую для отвода шлака в жидком состоянии. Условный коэффициент загрязнения в
этом случае определяют по формуле
ψср = Σ(ψi Fст i) / Σ(Fст i),
При отсутствии непосредственно за выходным окном топки поверхности нагрева
принимается ζвых = 0,5.
Если стены топки закрыты экранами с
разными угловыми коэффициентами х или
разными коэффициентами загрязнения ζ, то
определяют среднее значение коэффициента
тепловой эффективности ψср (по площадям):
Ширм при сжигании:
твердого топлива ……………………………... 0,6
мазута и газа ………………………………….. 0,8
Фестона ……………………………………………. 0,9
Котельного пучка …………………………………. 1
Коэффициент β ориентировочно может
быть принят при расположении различных
поверхностей нагрева за выходным окном топки следующим.
ζш = ζβ.
(2.3.34)
(2.3.35)
(2.3.36)
(2.3.37)
⎛ 7,8 + 16rH O ⎞ ⎛
T ′′ ⎞
2
k г rп = ⎜
− 1⎟ ⎜1 − 0,37 т ⎟ rп ,
⎜ 10 pr s
⎟⎝
1000 ⎠
п
⎝
⎠
Коэффициент ослабления лучей газовой
средой определяется по состоянию газов на
выходе из топки по формуле, 1/(м⋅МПа),
k = kг rп + kзл µзл + kкокс.
где k – коэффициент ослабления лучей топочной средой, 1/(м⋅МПа); р – давление газов в
топочной камере, МПа (для топок, работающих под разрежением и с наддувом не более
5000 Па принимают р = 0,1 МПа (1 кгс/см2);
s – эффективная толщина излучающего слоя в
топочной камере (м), определяется по формуле
(2.3.8), так как принимается, что вся топочная
камера заполнена факелом.
Коэффициент ослабления лучей топочной средой k при сжигании твердого топлива
определяется коэффициентом ослабления лучей трехатомными газами (kг rп), золовыми
частицами (kзл µзл) и коксовыми частицами
(kкокс):
ξф = 1 – e–kps,
Коэффициент излучения факела при сжигании твердых топлив
ξт = ξф / [ξф + (1 – ξф) ψср].
На размеры тепловоспринимающей поверхности экранов большое влияние оказывает
коэффициент теплового излучения топки ξт .
Коэффициент излучения ξт введен вместо применявшейся ранее степени черноты топки aт.
Он является приведенной радиационной характеристикой теплообменного комплекса факел –
загрязненная поверхность нагрева и зависит
только от его физических свойств и температуры. Степень черноты (поглощательная способность aт) характеризует степень поглощения
падающего излучения и дополнительно зависит
от спектра этого излучения. Для серых и черных
тел по закону Кирхгофа ξт = aт .
Коэффициент теплового излучения для
камерных топок определяется излучением
факела ξф , заполняющего топочный объем, и
тепловой эффективностью экранных поверхностей ψср и находится по формуле
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Для двухсветных экранов среднее значение ζ уменьшают на 0,1 по сравнению со значением для настенных экранов.
Для плоскости, отделяющей топку от
ширм (фестона, пучка), расположенных на
выходе из топки, величина ζ, принятая по
табл. 2.3.6, умножается на коэффициент β,
учитывающий взаимный теплообмен между
топкой и ширмами:
186
l
187
РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА В ОДНОКАМЕРНЫХ ТОПКАХ
где Tт′′ – абсолютная температура газов на выходе из топки, К; rп = rH 2O + rRO 2 – объемная
доля трехатомных газов ( rRO 2 = rCO 2 + rSO 2 ).
Коэффициент ослабления лучей взвешенными в топочной среде частицами летучей
золы определяется по формуле, 1/(м⋅МПа),
сти от вида сжигаемого топлива и способа сжигания (камерный или слоевой) по табл. 2.3.8.
При сжигании газового и жидкого топлива светящаяся часть факела заполняет лишь
часть топочного объема, что учитывается введением коэффициента m. В этом случае коэффициент теплового излучения факела определяется по формуле
kзл µзл = 4,3·104 ρг µзл / ( Tт′′ dзл)0,67, (2.3.38)
где dзл – эффективный диаметр золовых частиц, мкм; определяется видом сжигаемого
топлива и типом мельниц (табл. 2.3.7); µзл –
концентрация золовых частиц в потоке газов,
кг/кг; ρг – плотность газов, принимаемая здесь
1,3 кг/м3.
Коэффициент ослабления лучей частицами горящего кокса kкокс принимают в зависимо-
ξф = mξсв + (1 – m) ξ г,
(2.3.39)
где ξсв , ξ г – коэффициенты теплового излучения соответственно светящегося факела и трехатомных газов, если бы факел заполнял весь
объем топки; m – коэффициент усреднения.
Коэффициент усреднения m зависит от
объема светящейся и несветящейся части факела и теплового напряжения топочного объема qV . Он принимается по рекомендациям [5].
2.3.7. Средний размер частиц золы dзл
Топка
Камерная
Циклонная и высокотемпературная
вихревая
Топливо
dзл , мкм
Угольная пыль после размола в ШБМ
13
То же, после размола в ММ и СМ (кроме торфа)
16
Торф после размола в MM
24
Все топлива, после размола и дробленка
20
Все виды:
Низкотемпературная вихревая
угрубленный помол
20
дробленка
Слоевая
30
Все виды
20
2.3.8. Коэффициенты ослабления лучей коксовыми частицами kкокс
Топка
Камерная
Слоевая
Топливо
С малым выходом летучих (антрацит,
полуантрацит, тощий уголь)
kкокс , 1/(м⋅МПа)
1
С большим выходом летучих (каменный и
бурый уголь, торф, сланец, древесина)
0,5
С малым выходом летучих (антрацит,
полуантрацит, тощий уголь)
0,3
С большим выходом летучих (каменный и
бурый уголь, торф, сланец, древесина)
0,15
188
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Коэффициент ξсв находят по (2.3.35), если принять k = kг rn + kС. Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами kС , образующимися в ядре факела при сжигании мазута и газа, 1 / (м ⋅ МПа),
r
r
kС = 0,3 (2 – α′т′ ) (1,6 ⋅ 10 Tт′′ – 0,5) С / H ,
–3
(2.3.40)
r
r
где С / H – отношение содержания углерода к
водороду в рабочей массе мазута.
r
r
Соотношение С / H для газообразного
топлива можно рассчитать по:
Сm/ Hт = 0,12 Σ (m / n) Cm Hn ,
где m и n – количество атомов углерода и во-
дорода в газе.
При α′т′ > 2 можно принять kС = 0.
Как правило, при конструктивном расчете после определения конструктивных характеристик топки целесообразно уточнить (с
внесением необходимых поправок в соответствующие коэффициенты) значение температуры газов на выходе из топки Tт′′ по (2.3.21)
или (2.3.17) и это значение принять для всех
последующих расчетов.
Для температуры ϑ′т′ по Hϑ-таблице определяют энтальпию газов на выходе из топки H т′′ ,
а затем тепловосприятие топки Qл по (2.3.15).
2.3.3. КОНСТРУКТИВНЫЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ТОПКИ
ПРИ УСТАНОВКЕ ДВУХСВЕТНЫХ
ЭКРАНОВ И ВТШ
С целью уменьшения габаритных размеров топки, в ней устанавливают ВТШ или
двухсветные экраны (рис. 2.3.4).
Внутритопочные ширмы могут быть размещены как по всей высоте топки, так и занимать часть ее, например, как показано на
рис. 2.3.4, а. Двухсветные экраны (один – три)
устанавливают по всей высоте топки, т.е. топка разбивается на два – четыре отсека по ширине (рис. 2.3.4, б). При этом необходимо соблюдать расстояния между горелками и между
горелкой и стеной (двухсветным экраном,
ширмой), рекомендуемые в [5]. Двухсветные
экраны могут располагаться как по всей ширине топки, так и занимать только часть ее. Эти
поверхности облучаются факелом с двух сторон. Площадь поверхности их нагрева Fдв определяется как удвоенное произведение расстояния между осями крайних труб экрана bдв
на освещенную длину труб lдв :
Fдв = 2bдв lдв ,
FВТШ = 2lВТШ hВТШ .
(2.3.40б)
Под освещенной длиной труб понимают
усредненную длину освещенных факелом
б)
А -А
2
й)
(2.3.40а)
Рис. 2.3.4. Установка
внутритопочных ширм (а)
и двусветного экрана (б) в камерной топке:
1 – объем, заполненный ширмами;
2 – свободный объем
189
РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА ПРИ СЖИГАНИИ ГАЗА И МАЗУТА
труб. При установке двухсветного экрана по
всей ширине и высоте топки площадь его поверхности равна удвоенной площади поверхности бокового экрана.
В барабанных котлах (с естественной циркуляцией) двухсветные экраны представляют
собой отдельные контуры циркуляции. Внутритопочные ширмы чаще всего выполняются как
пароперегревательные поверхности нагрева.
При наличии внутритопочных ширм,
включаемых в объем топки, общая площадь
поверхности стен топки Fст определяется как
сумма площадей поверхностей свободного
объема Fпл. свб , ширм Fпл. ш и стен, прилегающих к ширмам Fпл. пр , с учетом коэффициентов
неравномерности освещенности ширм Zш и
прилегающих поверхностей Zпр :
Fст = Fпл. свб + Fпл. ш Zш + Fпл. пр Zпр. (2.3.41а)
Лучевоспринимающая площадь поверхности топки
Hл = Fпл. свб xсвб + Fпл. ш xш Zш + Fпл. пр xпр Zпр ,
(2.3.41б)
где xсвб , xш , xпр – соответствующие угловые
коэффициенты.
Объем топки принимается равным сумме
свободного Vсвб и межширмового Vмш объемов:
Vт = Vсвб + Vмш .
(2.3.42)
Коэффициенты Zш и Zпр характеризуют
неравномерность освещенности ширм и прилегающих к ним экранов (Z ≤ 1):
Zш = ξш / ξсвб ;
(2.3.43а)
Zпр = ξпр / ξсвб ;
(2.3.43б)
ξш = ξмш + ϕсвб. ш (1 – ξмш) ξсвб ;
(2.3.44а)
ξпр = ξмш + ϕсвб. пр (1 – ξмщ) ξсвб ; (2.3.44б)
где ξсвб , ξмш – поглощательные способности
соответственно свободного и межширмового
объемов топки; рассчитываются по (2.3.35)
при соответствующих значениях эффективной
толщины излучающего слоя для свободного
sсвб и межширмового sмш объемов топки.
Угловой коэффициент облученности для
ширмы
ϕсвб. пр = ((lш / s1)2 + 1)0,5 – (lш / s1), (2.3.45а)
где глубину ширмы lш и шаг s1 принимают по
рис. 2.3.4, а.
Угловой коэффициент облученности для
прилегающего к ширмам экрана
ϕсвб. ш = 1 – ϕсвб. пр .
(2.3.45б)
Эффективная толщина излучающего слоя
определяется раздельно для свободного sсвб и
межширмового sмш объемов топки, м:
sсвб = 3,6Vсвб /(Fсвб + Fразд);
(2.3.46а)
sмш =1,8/(1/ А + 1/ s1 + 1/ lш),
(2.3.46б)
где Fразд – площадь поверхности, разделяющей
свободный и межширмовый объемы; А – ширина ширмы.
2.3.4. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА
ПРИ СЖИГАНИИ ГАЗА И МАЗУТА
Как уже отмечалось, наиболее распространенным типом газомазутных топок является камерная топка (рис. 2.3.5). Топки, работающие на газе или мазуте, имеют достаточно
близкий профиль и могут выполняться как
газомазутные. Различаются они в основном
типом расположения горелочных устройств 1.
Горелки для таких топок классифицируются по виду сжигаемого топлива − газовые,
мазутные (жидкотопливные) и газомазутные
[6, 7, 12, 13]. Горелки могут располагаться: на
фронтовой (или задней) стене топки − одностороннее расположение; на фронтовой и задней или боковых стенах топки − встречное
расположение; на поду топки − подовое расположение; на потолке топки − потолочное расположение. Каждая фирма стремится разработать свой "патенточистый" вариант, имеющий
ряд преимуществ перед аналогичными конструкциями других фирм.
Основные характеристики газомазутных
топок (qV , qFсеч , q3 , q4 , Tт′′ и др.) представлены в [4]; тип, количество и расположение горелок определяется по табл. 2.3.1, табл. 2.3.2.
Для сжигания газа и мазута, как правило,
применяют вихревые горелки. При П-образной
компоновке котла часто имеют одностороннее
фронтальное расположение их в несколько
ярусов (два-три яруса), как наиболее простое
по компоновочным решениям. Для экономии
места (площади под котлом) и сокращения
расхода обмуровочных и изоляционных материалов для газомазутных котлов применяют
сомкнутую компоновку, т.е. смыкают топку и
конвективную шахту. При этом задний газоплотный экран топки служит разделительным
экраном топки и конвективной шахты.
190
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
1
1
а)
1
б)
1
в)
Рис. 2.3.5. Схемы газомазутных топок:
а − с фронтальным расположением горелок (двухъярусным);
б − со встречным расположением горелок; в − с подовым расположением горелок
В отличие от топок на твердом топливе у
газомазутных топок нижняя часть (под топки)
выполняется горизонтальной или слабонаклонной (угол наклона около 7° к горизонту).
Для повышения надежности работы экранных
труб пода их закрывают сверху слоем кирпича
или огнестойкой обмазки. Верхняя часть топки
может быть выполнена с аэродинамическим
выступом (как для топок на твердом топливе)
или без него. Для повышения экономичности и
надежности работы стены топки (и конвективной шахты) должны быть закрыты газоплотными цельносварными экранами.
Расчет топочной камеры при сжигании
природного газа или мазута (или другого жидкого топлива) чаще проводится по методике,
изложенной в [5]. Ниже отмечены особенности
расчета таких топок.
Расчетные значения тепловых напряжений qV и q F зависят от вида топлива, метода
его сжигания и тепловой мощности топки. Для
газа и мазута рекомендуемые значения qV =
= 250…350 кВт/м3; в некоторых случаях
qV < до 400 кВт/м3; α ′т′ = 1,03…1,05; Tт′′ =
р
р
= 1470…1520 К; q3 + q4 ≤ (0,1…0,5) %.
Для котлов, у которых aт > bт , ширина
топки aт может быть выбрана в зависимости от
производительности по выражениям (2.3.4).
Глубина топки bт зависит от ее поперечного
сечения и расположения горелок, например,
при фронтальном расположении возможное
значение bт = 6…8 м.
При расположении ширм в горизонтальном газоходе (рис. 2.3.5, а) необходимо рас-
считать высоту выходного окна топки hок (и
ширм hш) исходя из скорости газов в ширмах
wгш и предварительно принятой температуры
газов на выходе из топки Tт′′ . При сжигании
газа и мазута можно принять максимальную
скорость газов wг max = (14…16) ± 2 м/с.
По объему и поверхности топки определяется эффективная толщина излучающего
слоя по (2.3.8).
Угловые коэффициенты x гладкотрубных
экранов представлены на рис. 2.3.3. Экраны
топок современных газомазутных котлов выполняют из цельносварных панелей. Для них, а
также для ошипованных участков экранов,
футерованных экранов и участков, закрытых
чугунными плитами, принимают x = 1, а для
выходного окна топки (первый ряд труб ширм,
фестона, пучка) x = 1.
Полезное тепловыделение в топочной
камере Qт (в расчете на 1 кг жидкого топлива
или 1 м3 газообразного топлива) рассчитывают
по формуле, аналогичной (2.3.12), при 0 °С и
101,3 кПа (кДж/кг или кДж/м3). Располагаемая
удельная теплота сгорания, кДж/кг, кДж/м3,
Qрr = Qir + Qв. вн + iтл + Qф + ... .
При сжигании газа в тепловом балансе
величина Qir заменяется на низшую удельную
теплоту сгорания сухой массы газообразного
топлива Qid . При сжигании газа и мазута от-
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТЕПЛООБМЕНА В НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ВИХРЕВЫХ ТОПКАХ
сутствуют потери q4 и q6 (принимаются равными нулю).
Теплота воздуха состоит из теплоты горячего воздуха после воздухоподогревателя
(ВП) и теплоты присосов холодного воздуха в
воздушный тракт по (2.3.13):
Qв = (α′т′ − ∆α т ) H г.0 в + ∆α т H х.0 в .
Расчет суммарного теплообмена в топке
при сжигании газообразного и жидкого топлива проводят по методике, изложенной выше
[5], при тех же допущениях: весь объем топки
заполнен факелом, разделенным на две части
(светящуюся и несветящуюся); введена условная адиабатная температура горения Та ; температуру газов на выходе из топки Tт′′ находят
по зависимости Гурвича (2.3.17а) и (2.3.17б).
Величины, входящие в (2.3.17), определяют:
адиабатную температуру горения Та (ϑа, °С)
по (2.3.14) или по Hϑ-таблицам; критерий Во
по (2.3.18); коэффициент М по (2.3.22в), при
подовом расположения горелок М = 0,4 (независимо от значения xт максимальное значение
Мmax ≤ 0,5).
В результате расчета суммарного теплообмена в топке находятся температура ϑ′т′ и
энтальпия H т′′ газов на выходе из топки, а
также удельное лучистое тепловосприятие
топки по (2.3.15).
При конструктивном расчете площадь
поверхности стен топки Fст , воспринимающей
заданное количество теплоты BрQл , может
быть определена из уравнения (2.3.26). При
поверочном расчете по заданному значению
Fст определяют температуру газов на выходе
из нее по (2.3.27).
При сжигании газа и мазута по схеме
прямоточного факела максимум температур по
высоте топки xт практически совпадает с
уровнем расположения горелок (2.3.23a). Значения условного коэффициента загрязнения
поверхности нагрева ζ представлены в табл.
2.3.6. Для плоскости, отделяющей топку от
ширм (фестона, пучка), расположенных на
выходе из топки, величина ζвых.ок , принятая по
табл. 2.3.6, умножается на коэффициент β,
учитывающий взаимный теплообмен между
топкой и ширмами по (2.3.26), (2.3.27).
191
Коэффициент β ориентировочно может
быть принят следующим: β = 0,8 при расположении за выходным окном топки ширм; β = 0,9
фестона; β = 1 котельного пучка. При отсутствии непосредственно за выходным окном топки поверхности нагрева ζвых = 0,5. Если стены
топки закрыты экранами с разными коэффициентами х или ζ, то определяют среднее значение коэффициента тепловой эффективности
ψср по площадям по (2.3.27).
Коэффициент теплового излучения для
камерных топок ξт определяется излучением
газового факела ξф , заполняющего топочный
объем, и тепловой эффективностью экранных
поверхностей ψср и находится по (2.3.34). При
сжигании газового и жидкого топлива светящаяся часть факела заполняет лишь часть топочного объема, что учитывается введением
коэффициента усреднения m, как рассмотрено
выше.
Коэффициенты ξг и ξсв определяют по
(2.3.35). Коэффициент ослабления лучей топочной средой k при сжигании газа и мазута
является суммой коэффициентов ослабления
лучей трехатомными газами (kг rn) и частицами
сажи kС (2.3.40). Получить коэффициенты теплового излучения факела ξсв и ξг при сжигании
газообразного и жидкого топлива можно, если
в (2.3.30) для расчета ξ г принять k = kгrn , а для
ξсв принять k = kг rn + kС .
В заключение расчета топки определяются
ее основные характеристики: qV ; qF ; qл(воспр);
ϑ′т′ ( Tт′′ ).
2.3.5. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА
ТЕПЛООБМЕНА В НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ
ВИХРЕВЫХ ТОПКАХ
НТВ-технологию можно рекомендовать
для сжигания бурых углей, высокореакционных каменных углей умеренной зольности,
сланцев, торфа, лигнина и различных биотоплив (в смеси с основными топливами).
Применяют три основные модификации
НТВ-технологии (рис. 2.3.6):
НТВ-топки без угрубления помола топлива (варианты а, б);
НТВ-топки с наклоном горелок вниз и угрублением помола топлива (варианты а, б, в, е);
схему НТВ сжигания дробленого (немолотого) топлива ЛПИ–ИТЭЦ-10 (варианты г, д, е).
192
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
а)
б)
г)
д)
в)
е)
Рис. 2.3.6. Схемы призматических НТВ-топок:
а – без выступов; б – то же, с верхним аэродинамическим выступом; в – то же, с двумя аэродинамическими
выступами; г – то же, с двумя сепарационными козырьками; д – с двумя сепарационными козырьками и ГРПП
(по типу топки котла БКЗ-420-140-9); е – для схемы Эль-пасо (с ГРПП)
Для осуществления ступенчатого сжигания топлива весь организованно подаваемый в
топку воздух делится на первичный αпер , вторичный αвт , нижний (нижнее дутье) αн. д и
третичный αтр :
αорг = α ′т′ − ∆αт ;
(2.3.47а)
αорг = αпер + ∆αвт + ∆αн. д + ∆αтр ; (2.3.47б)
в данном случае присос холодного воздуха в
прс
пылесистеме ∆α плу включается в организо-
ванно подаваемый воздух.
В горелки вводится первичный и вторичный воздух. Как правило, горелки НТВ-топок
располагаются на фронтовой стене топки, в
один ярус. Угол наклона фронтовых горелок
вниз составляет αнакл. гор = 15…45°; с угрублением помола топлива угол наклона горелок
увеличивается. В каждом конкретном случае
при выборе расходов воздуха целесообразно
использовать опубликованные экспериментальные данные [14 – 16].
Компоновка котлов с НТВ-топками, как
правило, аналогична пылеугольным котлам. Для
организации аэродинамики вихревой зоны в
некоторых случаях на фронтовой стене выполняется аэродинамический выступ (рис. 2.3.6, б, в)
или сепарационный (аэродинамический) козырек (рис. 2.3.6, г, д, е).
Ширина топки aт может быть выбрана в
зависимости от производительности котла по
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТЕПЛООБМЕНА В НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ВИХРЕВЫХ ТОПКАХ
(2.3.4). Глубина топки bт обусловлена ее поперечным сечением, мощностью котла и расположением горелок, например: при фронтальном расположении горелок глубина топки
bт = 6…8 м.
Ввод нижнего дутья в пылеугольные
топки в настоящее время активно используют
ОАО "НПО ЦКТИ", ПК "Сибэнергомаш",
МГВП "Политехэнерго", ООО "НТВ-энерго" и
другие фирмы при организации топочного
процесса, приближающегося к схеме НТВ.
Основными характеристиками, определяющими условия тепловой работы НТВ-топки
(как камерной), являются: тепловые напряжения топочного объема qV , поперечного сечения топки qF , экранов qл (воспр) ; температура
газов на выходе из топки Tт′′ ; потери теплоты
от химического и механического недожога q3
и q4 . Расчетные значения тепловых напряжер
р
ний qV и q F зависят от вида топлива, метода
его сжигания и тепловой мощности топки
(котла).
Для НТВ-топок можно рекомендовать
следующие значения [8]:
при сжигании твердых топлив угрубленного помола (R90 = 30…80 %)
170 кВт/м3;
= 1,2…1,25;
qVр = 130…
q Fр сеч = 2…4 МВт/м2;
Tт′′ = 1200…1400 К;
α ′т′ =
q3 + q4 ≈
≈ 0,5…1%; аун ≈ 0,98…0,99;
при сжигании дробленых бурых углей
р
р
(δmax ≤ 30 мм) qV = 180…250 кВт/м3; q F сеч =
= 3…5 МВт/м2; α′т′ = 1,25; Tт′′ = 1300…1400 К;
q3 + q4 ≈ 0,5…1,5 %; аун ≈ 0,99…1,0.
Для НТВ-топки, в которой горение топлива распределено по всему объему, в объем
топки включается весь объем холодной воронки и вся ее площадь поверхности, а не ½, как
для прямоточного пылеугольного факела. Таким образом, при одинаковых габаритных
размерах площадь теплообменной поверхности НТВ-топки больше, чем у топки с пылеугольным сжиганием.
Полезное тепловыделение в топке Qт
рассчитывают по (2.3.12). Теплота воздуха
состоит из теплоты горячего воздуха (после
ВП) и теплоты присосов холодного воздуха в
воздушный тракт и рассчитывается по (2.3.13).
В некоторых случаях в нижнее дутье может
подаваться не горячий воздух (после всех сту-
193
пеней ВП), а подогретый, например после первой ступени ВП. Тогда выражение (2.3.13)
запишется в виде
Qв = (α′т′ − ∆α т − ∆α н. д ) H г.0 в +
+ ∆α н. д H н.0 д + ∆α т H х.0 в ,
где ∆α н. д − доля воздуха, подаваемого через
0
нижнее дутье; H н.
д − его энтальпия.
С целью унификации применяемых методик расчет суммарного теплообмена в НТВтопке проводят по методике, изложенной выше для однокамерной топки. За основу приняты
следующие допущения: весь объем топки заполнен факелом, что для НТВ-топки является
более справедливым; в расчет введена условная
адиабатная температура горения Та (ϑа), определяемая по (2.3.14) или по Hϑ-таблицам при
энтальпии газов Hа , равной тепловыделению в
топке Qт .
Температуру газов на выходе из топки
Tт′′ определяют по зависимости Гурвича
(2.3.17). Величины, входящие в (2.3.17), находят, как было рассмотрено: критерий Во; расчетный расход топлива Вр по разделу теплового баланса котла; усредненный коэффициент
тепловой эффективности экранов ψср .
При конструктивном расчете площадь
поверхности стен топки, воспринимающей
заданное количество теплоты BрQл , может
быть определена из (2.3.20). При поверочном
расчете по заданному значению Fст определяют температуру газов на выходе из топки и
энтальпию газов H т′′ . Для неэкранированных
участков стен топки (горелок, сопел ввода
дутья, лазов и т.д.) ψi = 0.
Коэффициент излучения экранированных
топок ξт рассчитывают, как было рассмотрено с
поправками. Коэффициент теплового излучения
для НТВ-топок ξт определяется по (2.3.34), а
коэффициент излучения факела при сжигании
твердых топлив – по (2.3.35).
Коэффициент ослабления лучей топочной средой k при сжигании твердого топлива в
НТВ-топке определяют коэффициентом ослабления лучей трехатомными газами (kг rn),
золовыми частицами (zцирк. зл kзл µзл) и коксовыми частицами () с учетом коэффициента
циркуляции частиц zцирк :
194
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
В остальном расчет суммарного теплообмена НТВ-топки аналогичен расчету однокамерной пылеугольной топки.
С целью уменьшения размеров НТВ-топки и большего локального снижения температуры можно применить ВТШ или двухсветные
экраны. Исследования ВТШ, установленных в
НТВ-топках [16], показали высокую тепловую
эффективность и надежность их работы; прежде всего, пароперегревательных ВТШ (ВТШПП).
Так, на котле БКЗ-420-140-9 при сжигании
дробленого ирша-бородинского угля тепловая
эффективность ВТШПП выше, чем у конвективных паронагревателей (КПП) почти в
2 раза. За 16 лет эксплуатации на этом котле
проведено более ста пятидесяти пусков и остановов без нарушений работы ВТШПП.
k = kг rn + zцирк. зл kзл µзл + zцирк. кокс kкокс .
(2.3.48)
Коэффициенты ослабления лучей газовой
средой kг rn находят по (2.3.37), взвешенными
в топочной среде частицами летучей золы
(kзл µзл) – по (2.3.38), а частицами горящего
кокса kкокс принимают в зависимости от вида
сжигаемого топлива (см. табл. 2.3.8).
Коэффициент циркуляции частиц zцирк в
зависимости от фракционного состава сжигаемого топлива и конструкции НТВ-топки можно принимать: zцирк = 1 для обычного помола;
zцирк = 2 для угрубленного помола; zцирк = 5…10
для дробленого топлива.
а)
г)
б)
д)
в)
е)
Рис. 2.3.7. Варианты компоновки ВТШ в НТВ-топках:
а, б – установка ВТШ в НВЗ; в – установка ВТШ на задней стене топки при сжигании угрубленного помола;
г – установка ВТШ на фронтовой стене топки; д – установка ВТШ на задней стене топки
и ГРПП при сжигании дробленого топлива; е – схема Эль-пасо с ВТШ и ГРПП
РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА В ДВУХКАМЕРНЫХ ТОПКАХ
Установка ВТШ в НТВ-топке преследует
несколько целей:
дополнительного снижения локальной
максимальной температуры факела;
уменьшения образования оксидов азота;
выравнивания температурной характеристики пароперегревателя;
уменьшения габаритных размеров топки;
снижения расхода металла на пароперегреватель и котел.
ВТШ можно устанавливать как по всей
высоте топки, так и по ее части (рис. 2.3.7). При
этом между горелками и между горелкой и стеной (двухсветным экраном, ширмой) должно
быть соблюдено определенное расстояние. Варианты ВТШ, показанные на рис. 2.3.7, а, в,
отработаны при сжигании сланцев; вариант
рис. 2.3.7, д − при сжигании дробленых бурых
углей.
Расчет ВТШ для НТВ-топок проводится
в основном в соответствии с рассмотренными
рекомендациями. Площадь поверхности нагрева FВТШ определяется как удвоенное произведение расстояния между осями крайних труб
lВТШ на освещенную высоту труб hВТШ . Общая
площадь поверхности стен топки Fст есть сумма площадей поверхностей свободного объема
Fпл. свб , поверхности внутритопочных ширм
Fвтш и стен, прилегающих к ширмам, Fпл. пр с
учетом коэффициентов неравномерности освещенности ширм ZВТШ и прилегающих поверхностей Zпр по (2.3.41а). Площадь лучевоспринимающая поверхности топки рассчитывают по (2.3.41б). Объем топки принимается
равным сумме свободного и межширмового
объемов. Коэффициенты ZВТШ и Zпр , характеризующие неравномерность освещенности
ширм и прилегающих к ним экранов, находят
по (2.3.43а), (2.3.43б).
Плоская картина течения потоков в
НТВ-топке (при фронтальном расположении
горелок) и пониженный уровень температур
газов допускают большее разнообразие в компоновке, чем при схеме пылеугольного факела.
На рис. 2.3.7 представлены некоторые варианты компоновок ВТШ в НТВ-топке; часть
из них прошла промышленную проверку
(рис. 2.3.7, а, в, д). Выбор компоновки ВТШ определяется конструкцией топочной камеры и организацией движения потоков газовзвеси в ней.
Чтобы обеспечить достаточную освещенность как самих ширм, так и поверхностей
экранов, прилегающих к ВТШ, шаги между
195
ВТШ принимаются s1 = 0,6…1,2 м. Глубина
ВТШ из тех же соображений должна быть
lвтш (или lш) = 0,6…1,2 м. При необходимости в
НТВ-топке устанавливают и испарительные
(ВТШИСП), и пароперегревательные ВТШ,
чередуя их или компонуя отдельными блоками.
Важным моментом для ВТШПП является
выбор массовых скоростей среды в трубах.
Для повышения надежности работы массовая скорость пара в ВТШПП должна быть
ρW ≥ 2000 кг/ (м2 ⋅ с). Исходя из расхода пара и
принятой массовой скорости, выбирается количество ширм и труб в них.
ВТШПП могут выполняться в виде прямых и гнутых панелей. Гибка цельносварных
панелей в плоскости панели может быть осуществлена по специальной методике, разработанной в ОАО «Машиностроительный завод
"ЗИО-Подольск"».
2.3.6. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА
В ДВУХКАМЕРНЫХ ТОПКАХ
К двухкамерным топкам можно отнести
собственно двухкамерные с прямоточным
движением факела, циклонные с горизонтальными и вертикальными циклонами и вертикальными предтопками и высокотемпературные вихревые топки с закрученным потоком.
Все они имеют жидкое шлакоудаление. Двухкамерные топки применяют не столь широко,
как однокамерные, но они обладают рядом
преимуществ:
большим временем пребывания топлива
в зоне горения, в зоне высоких температур);
пониженными потерями теплоты с химическим и механическим недожогом;
повышенным улавливанием золы в пределах топочной камеры (облегчается работа
системы золоулавливания);
повышенными тепловыми напряжениями
топочного объема (уменьшаются размеры топки), поэтому их относят к высокофорсированным топкам.
Расчет теплообмена в двухкамерных топках проводится раздельно для камер сгорания
и охлаждения. Причем сначала теплообмен
рассчитывают для всей топки, затем для камеры сгорания и по разности определяют тепловосприятие камеры охлаждения. Это связано с
недостаточностью экспериментальных данных
по тем или иным топкам и несовершенством
расчетных методик.
196
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
До получения новых уточняющих данных для расчета теплообмена таких топок
применима рассмотренная методика расчета
суммарного теплообмена для однокамерных и
полуоткрытых топок. За основу берется эмпирическая зависимость Гурвича (2.3.17а) или
(2.3.17б), в которой значения коэффициента М
принимаются в зависимости от типа топок.
Так, для двухкамерных и высокотемпературных вихревых топок, а также для горизонтальных циклонов принимают М = 0,47, для
топок с вертикальными предтопками М = 0,53.
Значения коэффициента тепловой эффективности ψ рассчитывают по (2.3.30), а значения коэффициента загрязнения ζ для открытых
экранов и ширм принимают по табл. 2.3.6 и по
(2.3.31), для ошипованных зон экранов, покрытых огнеупорной обмазкой, ζ рассчитывают по
(2.3.33), причем эмпирический коэффициент
b = 1,7 для горизонтальных циклонов и камер
догорания при сжигании дробленки (немолотого топлива), b = 2 при сжигании пыли. Для
вертикальных предтопков высотой 8…11 м
коэффициент загрязнения определяют по модифицированной формуле (2.3.33):
ζ = 1,4 (0,53 – 0,25 · 10–3 tпл) (1,36 – 0,06 Ап),
где Ап – приведенная зольность топлива.
При отсутствии данных о температуре
плавления шлака tпл ее принимают на 50 °С
ниже температуры жидкоплавкого состояния
золы tC .
Основные характеристики горизонтальных циклонных топок, топок с вертикальными
предтопками и двухкамерных топок приведены в табл. 2.3.9 и табл. 2.3.10.
2.3.9. Характеристики горизонтальных циклонных топок
Бурый уголь
Показатель
Каменный уголь
грубая
пыль
дробленка
грубая
пыль
дробленка
Потери теплоты от механического недожога, %:
в циклоне и камере догорания q4
5
2
10
5
в циклоне q4ц
10
10
15
10
Потери теплоты от химической неполноты
сгорания, %
в циклоне и камере догорания q3
0,5
в циклоне q3ц
1,0
Потери теплоты от механического недожога в конце
топки*, %, q4
0,2
1,0
Коэффициент избытка воздуха:
в циклоне (на поданное топливо) αц. под
1,08…1,1
**
1,1…1,2
на выходе из топки αт
2
Тепловое напряжение, МВт/м :
поперечного сечения циклона qFсеч. ц
объема топки по условиям горения qV
12…14
10…12
0,25…0,3
объема циклона и камеры догорания
(в пределах ошипованной зоны) qV. ц + Кдог
Доля золы топлива в уносе* αун
*
12…14
10…12
0,2…0,25
1,1
0,1
1
0,15
1
0,1
1
0,15
Без учета возврата уноса.
Меньшие значения для прямого вдувания и при разомкнутой схеме пылеприготовления, бóльшие –
при полуразомкнутой схеме пылеприготовления.
**
197
РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА В ДВУХКАМЕРНЫХ ТОПКАХ
2.3.10. Характеристика топок с вертикальными предтопками и двухкамерных
Топка
с вертикальными предтопками
Наименование
Потери теплоты, %:
от механического недожога в предтопке q4 пр
бурые
угли
каменные
угли
тощие
угли
АШ
бурые
угли
каменные
угли
2
2
5
10
2
3
от химической
неполноты сгорания
в предтопке q3 пр
от механического недожога в конце топки* q4
1,0
0,2
на выходе из топки** αт
qFсеч. пр
18…20
1,0
0,5
Коэффициент избытка
воздуха:
в предтопке (на поданное топливо) αп. под
Тепловое напряжение,
МВт/м2
сечения предтопка
двухкамерная
1,0
3,0
0,3
0,5…1
1,05
1,08…1,1
1,1…1,2
1,15…1,2
16
16
12…15***
5,5…6,0
объема топки по
условиям горения qV
0,25…0,3 0,225…0,25 0,2…0,25
0,2…0,25
0,18…0,2
объема предтопка
и камеры догорания
(в пределах ошипованной зоны) qV.пр + Кдог
0,65…0,75 0,65…0,75
0,5…0,6
0,5…0,6
0,6…0,7
0,25…0,3
0,35…0,4
0,5…0,6
Доля золы топлива в
уносе*
0,2
0,2…0,25
*
Без учета возврата уноса.
Меньшие значения для прямого вдувания и при разомкнутой схеме пылеприготовления, бóльшие –
при полуразомкнутой схеме пылеприготовления.
***
Бóльшие тепловые нагрузки сечения выбираются для более мощных предтопков.
**
Значения потерь q3 и q4 (отдельно для
камер сгорания и для топки) находят по
табл. 2.3.9 и табл. 2.3.10, при условии, что догорание в шлакоулавливающем пучке отсутствует. Соответственно принятым значениям
потерь определяют расчетный расход топлива.
Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания (в предтопке) αпр выбирают на поданное
топливо и приводят к расходу последнего.
Значение αпр может быть получено по известному α′т′ (в конце камеры охлаждения):
αпр = ( α′т′ – ∆αт) (100 – q4) / (100 – q4пр),
где ∆αт относится целиком к камере охлаждения.
Полезное тепловыделение в камере сгорания (предтопке) определяется с учетом фактических потерь теплоты q3пр и q4пр:
Qт. пр = Qрr (100 − q3пр − q4пр − qшл ) /
/(100 − q 4пп ) + Qв.пр − Qв.вн , (2.3.49)
198
Глава 2.3. КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ТОПОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
где Qрr , Qв. вн и q6шл – по тепловому балансу
Tз = Тср + (ε + 1/ α2) Qл Bр. пр / Hл, (2.3.53)
котла; Qв. пр – теплота, вносимая в предтопок
(камеру сгорания) воздухом;
Тср – средняя температура среды в трубах, К;
ε = δз / λз – тепловое сопротивление наружного
Qв.пр = [αпр − ∆αпл (100 − q4 ) /(100 − q4пр )] Iв0′′ +
+ [∆αпл (100 − q4 ) / (100 − q4пр )] Iв0 ,
(2.3.50)
где ∆αпл – присос воздуха в систему приготовления.
Теплообмен в камерах сгорания (предтопках) рассчитывается с учетом лучистой Qл
и конвективной Qк составляющих:
QΣ = Qл + Qк = φ(Qт – I т′′ ).
(2.3.51)
Лучистая составляющая теплообмена
Qл = σ0 ξк Hл (Tф4 − Tз4 ) / Bр. пр , (2.3.52)
где ξк – приведенная степень черноты камеры
сгорания; Hл – площадь лучевоспринимающей
поверхности нагрева, которая включает плоскость раздела между камерой сгорания (предтопками) и второй камерой, исключая площадь
утепленного пода, м2; Tф – температура факела – эффективная температура среды, К; Tз –
температура наружного слоя загрязнений –
пленки жидкого шлака, К; Bр. пр – расчетный
расход топлива для камеры сгорания (предтопка) с учетом q4пр.
Температура наружного слоя загрязнений
лучевоспринимающей поверхности
слоя загрязнений, с учетом шлака и огнеупорной массы (табл. 2.3.11); α2 – коэффициент
теплоотдачи от стенки трубы к среде в трубах.
Конвективная составляющая теплообмена
Qк = αк1 Hл (TФ – Tз)/ Bр. пр ,
(2.3.54)
где αк1 – коэффициент теплоотдачи конвекцией, (Вт/(м2 ⋅К) ориентировочно
αк1 = 3,4 wвт ,
(2.3.55)
wвт – скорость вторичного воздуха на выходе
из горелок (сопел), м/с.
Эффективная температура топочной среды Tф определяется как усредненная между
адиабатной температурой Та и температурой
на выходе из камеры сгорания (предтопка)
Tт.′′пр или камеры охлаждения Tт′′, , К:
для камеры сгорания
Tф = 0,925 (Ta Tт.′′ пр ) 0,5 ,
(2.3.56)
для камеры охлаждения
Tф = 1,05 Tт′′ .
(2.3.57)
Адиабатная температура в камере горения (предтопке) Та находится по энтальпии
газов, принимаемой равной тепловыделению в
предтопке Qт. пр при избытке воздуха в конце
предтопка αпр .
2.3.11. Тепловое сопротивление загрязнений на наружной поверхности трубы
в камере сгорания или камере охлаждения
Экран
Топливо
Тепловое сопротивление ε, (м2 · К) / Вт
Открытый гладкотрубный и
плавниковый
Газообразное
Мазут
Пылевидное топливо (кроме сланцев)
Сланцы (северо-западные месторождения)
0
0,0017
0,0034
0,0060
Ошипованный, покрытый
огнеупорной массой
Закрытый шамотным
кирпичом
0,0069
Все виды
0,0086
199
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Энтальпию газов на входе в камеру ох′ охл рассчитывается как разность
лаждения I к.
между располагаемым количеством теплы
топки и тепловосприятием камеры сгорания
(предтопков) и шлакоулавливающего пучка
Qш. п , кДж/кг:
I к.′ охл = Qрr (100 − q3 − q4 − q6шл ) /(100 − q4 ) +
+ Qв − Qв. вн − Z пр Bр. пр (Qл + Qк ) пр /
/(ϕBр ) − Z пр Bр. прQш. п /(ϕBр ) ,
(2.3.58)
где Z пр – число работающих предтопков (камер сгорания).
Расчет теплообмена в камерах сгорания
полуоткрытых и двухкамерных топок, вертикальных циклонных предтопков и циклонов
может быть проведен по зависимости (2.3.17а),
в которой произведение Mξ 0,6
т = 0,4.
2.3.7. РАСЧЕТ СУММАРНОГО
ТЕПЛООБМЕНА В СЛОЕВЫХ ТОПКАХ
Слоевые топки предназначены для небольших котельных установок тепловой мощностью Nт < 30 МВт, работающих на различных топливах: буром и каменном углях, сланце, лигнине, биотопливе. Это предопределяет
разнообразие их конструкций. При выборе
типа слоевой топки нужно стремиться к максимальной механизации и автоматизации всех
процессов. Так, для сжигания рядовых каменных и бурых углей можно рекомендовать топки с решеткой обратного хода и пневмомеханическими забрасывателями. Сортированные
антрациты и полуантрациты лучше сжигать на
цепных решетках прямого хода.
Расчет суммарного теплообмена в слоевых топках проводится по методике, изложенной выше, с целью унификации методик расчета и возможности сопоставления различных
топочных устройств.
Для слоевых топок объем топочной камеры ограничен плоскостями экранов (фронтового, боковых и заднего) или стен, выполненных из огнеупорного кирпича [4, 5], в выходном сечении объем – плоскостью, проходящей через оси первого ряда фестона или
котельного пучка, снизу – плоскостью решетки
(колосникового полотна), на которой находится топливо, и вертикальной плоскостью, про-
Рис. 2.3.8. Схема слоевой топки:
1 – слой топлива; 2 – топочный объем
ходящей через концы колосников, скребки
шлакоснимателя или элементы шлакового
подпора (рис. 2.3.8).
Для топок с механическими цепными
решетками из объема топки исключается объемы топлива и шлака, лежащих на решетке.
При сжигании каменных углей высота слоя
топлива принимается 150…200 мм, для бурых
углей – 300 мм, для древесной щепы – 500 мм.
При сжигании кускового торфа высота слоя
определяется положением балки, ограничивающей выход торфа на решетку. Для топок с
механическими забрасывателями толщина
слоя топлива на решетке не учитывается ввиду
его небольшой высоты.
Полная площадь поверхности стен топки
Fст рассчитывается как сумма площадей
плоскостей Fпл , ограничивающих ее объем,
аналогично (2.3.6). Так как только часть стен
топки закрыта экранами, а часть – кирпичом
(не экранирована), коэффициент эффективности усредняется:
ψср = Σ (ψi Fст i) / Σ (Fст i),
причем для неэкранированных участков топочных стен ψi = 0.
Для расчета площади лучевоспринимающей поверхности нагрева экранов Нл используют выражение (2.3.11).
После определения объема топки и площади поверхности стен определяют толщину
излучающего слоя s по (2.3.8), которая нужна
для расчета суммарного теплообмена.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Расчет и конструирование котлов.
Ч. 1 // Компоновка и тепловой баланс котла /
Сост.: Д.Б. Ахмедов, С.М. Шестаков, А.П. Парамонов. СПб.: Нестор, 1999. 102 с.
2. Ахмедов Д.Б., Шестаков С.М., Парамонов А.П. Паровые котлы. Расчет и конст-
200
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
руирование котлов. Ч. 2. Расчет топок паровых
котлов. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2001. 56 с.
3. Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Виленский Т.В. Компоновка и тепловой расчет
парового котла. М.: Энергоатомиздат, 1988.
206 с.
4. Тепловой расчет котлов: Нормативный метод. СПб.: АООТ "НПО ЦКТИ", 1998.
256 с.
5. Тепловой расчет котельных агрегатов: Нормативный метод / Под ред. Н.В. Кузнецова и др. М.: Энергия, 1973. 295 с.
6. Ковалев А.П., Лелеев Н.С., Виленский Т.В. Парогенераторы. М.: Энергоатомиздат, 1985. 376 с.
7. Методические указания по проектированию топочных устройств энергетических
котлов / Под ред. Э.Х. Вербовецкого и Н.Г. Жмерика. СПб.: НПО ЦКТИ, 1996. 270 с.
8. Основы практической теории горения / Под ред. В.В. Померанцева. Л.: Энергоатомиздат, 1986. 312 с.
9. Справочник по котельным установкам. Топливо, топливоприготовление. Топки и
топочные процессы / Под ред. М.И. Неуймина,
Т.С. Добрякова. М.: Машиностроение, 1993.
391 с.
10. Жабо В.В. Охрана окружающей среды на ТЭС и АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1992.
11. Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. Л.: Недра, 1988.
312 с.
12. Шатиль А.А. Топочные процессы и
устройства: Исследования и расчет. СПб.:
НПО ЦКТИ, 1997. 184 с.
13. Хзмалян Д.М., Каган Я.А. Теория
горения и топочные устройства / Под ред.
Д.М. Хзмаляна. М.: Энергия, 1976. 488 с.
14. Рундыгин Ю.А. Низкотемпературное сжигание сланцев. Л.: Энергоатомиздат,
1987. 104 с.
15. Особенности низкотемпературного
вихревого сжигания немолотых бурых и каменных углей / С.М. Шестаков и др. // Горение
органического топлива: Материалы V Всесоюзной конф. ИТФ СО АН СССР. Новосибирск: СО АН СССР, 1985. Ч. 1. С. 225 – 234.
16. Шестаков С.М. Низкотемпературное
сжигание твердых топлив как перспективное
направление развития отечественной энергетики // Химия горения и взрыва: Материалы
науч. семинара СПб. НЦ РАН. С.-Петербург,
24–25 мая 2001 г. СПб.: РНЦ "Прикладная
химия", 2001. С. 40 – 46.
Глава 2.4
КОНСТРУКЦИИ ТОПОК
И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
2.4.1. ВИДЫ ТОПОК
Топка котла – устройство, предназначенное для сжигания органического топлива,
частичного охлаждения продуктов сгорания
и выделения золы. Топки классифицируют
(табл. 2.4.1): по виду сжигаемого топлива;
особенностям аэродинамической организации
процесса (способу сжигания); форме конструкции; способу шлакоудаления (для твердых
топлив) и расположению горелок.
При слоевых способах сжигания топливные частицы располагаются на колосниковой
решетке неподвижно, так как скорость (расходная) газовоздушного потока Wг меньше
скорости витания частиц Wвит . При факельном
способе сжигания Wг > Wвит и процесс горения
протекает при движении частиц топлива в
газовоздушном потоке.
Скорость витания определяется условиями равновесия сил, действующих на частицу в
потоке: веса, силы аэродинамического воздействия потока (сопротивления потоку) и Архимедовой силы. Архимедова сила в газовоздушных потоках значительно меньше, чем
первые две силы. При увеличении расходной
скорости потока возрастает сила аэродинамического воздействия, и при достижении ее
равенства весу частицы скорость потока становится равной скорости витания.
При дальнейшем росте скорости газового
потока частицы будут двигаться вместе с газовым потоком, отставая на значение скорости
витания.
Слоевые топки. Они характеризуются
раздельной подачей топлива и окислителя (как
правило, воздуха) в горящий плотный слой
частиц твердого топлива. Они не требовательны к гранулометрическому составу топлива и
могут успешно сжигать топливо без специальной системы его приготовления. Слоевые топки применяют, как правило, для небольших
установок, не требующих высокой квалификации обслуживающего персонала. Они характеризуются повышенными потерями с механическим недожогом с провалом и уносом топлива,
большим избытком воздуха и невысоким КПД.
Однако простота эксплуатации таких топок,
большая тепловая инерция слоя и нетребовательность к топливу обусловили их широкое
распространение в малой энергетике.
201
ВИДЫ ТОПОК
2.4.1. Классификация топок
Топливо
Способ
удаления
шлака
Способ сжигания
Расположение горелок,
циклонов циклонных топок
Однокамерная (открытая) топка
−
Одностороннее, встречное,
подовое, тангенциальное
ТШУ
Одностороннее, встречное,
встречно-смещенное,
тангенциальное
ЖШУ
Одностороннее, встречное,
тангенциальное
Газ, мазут
Твердое, водоугольная
суспензия
Твердое
Факельный
Слоевой: неподвижный,
кипящий (КС), циркулирующий кипящий (ЦКС)
ТШУ
Факельно-слоевой
−
Одностороннее, встречное
Однокамерная топка
Газ, мазут,
твердое
Вихревой
НТВ
Твердое
Факельный, факельновихревой
−
ТШУ
Одностороннее
Полуоткрытая двухкамерная топка
ЖШУ
Встречное, тангенциальное
Циклонная топка
Твердое
Циклонно-вихревой
ЖШУ
Вертикальное,
горизонтальное
П р и м е ч а н и е . ТШУ – твердое шлакоудаление; ЖШУ – жидкое шлакоудаление; НТВ – низкотемпературное вихревое.
Факельные топки. В них топливо и
окислитель (воздух) подаются в топку вместе и
сгорание осуществляется во взвешенном состоянии, в факеле. Для увеличения поверхности реагирования и уменьшения Wвит твердое
топливо размалывается до пылевидного состояния, что позволяет иметь небольшие избытки воздуха α, небольшие потери от химического q3 и механического q4 недожога и
высокий КПД. Жидкое и газообразное топливо
также сжигают в факеле. Факельные топки не
имеют ограничений по мощности, применяются для сжигания всех видов топлива (с некоторыми конструктивными особенностями), легко
автоматизируются. Поэтому они нашли широкое применение в большой энергетике [1].
Все типы факельных топок можно разделить на четыре основные группы:
1) с твердым шлакоудалением (ТШУ) –
открытые призматические с прямоточным
факелом и разнообразными компоновками
горелок; топки МЭИ; с низкотемпературным
вихревым сжиганием НТВ-топки и др.;
2) с жидким шлакоудалением (ЖШУ) –
полуоткрытые (топки с пережимом); двухкамерные; высокотемпературные вихревые ЦКТИ;
с горизонтальными или вертикальными циклонными предтопками, с предтопками ВТИ;
3) предназначенные для сжигания газа и
мазута; это открытые призматические топки с
горизонтальным или слабонаклонным подом
(нижней плоскостью топки), а также топки с
пережимом;
4) с кипящим (КС) и циркулирующим
кипящим слоем (ЦКС), а за рубежом "Batelle
Memorial" (США), "Lurgi" (Германия); "Pyro-
202
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
flow" фирмы Альстрем (Финляндия); "Circofluid" фирмы Дойче Бабкок (Германия) и др.
Топки с псевдоожиженным или кипящим слоем. В них слой топлива под действием окислителя (как правило, воздуха) находится во взвешенном кипящем состоянии. В кипящий слой часто кроме топлива вводят
инертный материал (обычно песок), который
уменьшает концентрацию топлива в объеме
кипящего слоя. Это позволяет удерживать
температуру процесса горения на уровне
850…950 °С и иметь минимальную эмиссию
оксидов азота. Благодаря многократной циркуляции частиц топлива и золы при этих температурах происходит связывание оксидов
серы минеральной частью топлива (СаО и
МgО) более интенсивное, чем в пылеугольном
факеле. Поэтому эти топки считаются самыми
экологичными. Их широкому распространению препятствуют некоторые конструктивные
сложности, необходимость установки высоконапорных вентиляторов первичного воздуха и
повышенный унос топлива, что требует организации улова и возврата топлива.
Топка парового котла должна отвечать
следующим требованиям:
обеспечивать высокоэффективное сжигание топлива, т.е. минимальное значение топочных потерь q3 , q4 , q6 (последняя со шлаком);
надежно охлаждать газы до температуры,
безопасной с точки зрения шлакования и загрязнения пучков конвективных пароперегревателей;
иметь аэродинамику, обеспечивающую
отсутствие или минимально возможное для
данного вида топлива шлакование стен топки;
быть простой в изготовлении, эксплуатации и ремонте, маневренной;
обеспечивать нормируемые значения
концентраций вредных выбросов (NOx, SOx и
др.) в уходящих газах;
технологичности (блочность поставки и
монтажа);
техники безопасности;
экономичности и надежности работы в
заданном диапазоне нагрузок (60…100 % для
каменных и бурых углей, 70…100 % для АШ,
ПА при ЖШУ; 50…100 % в схемах прямого
вдувания без отключения мельниц при ТШУ;
30…100 % для газа и мазута);
должна исключать высокотемпературную коррозию поверхностей нагрева по условиям организации процесса горения;
обеспечивать равномерное распределение тепловых потоков по периметру топки,
особенно в котлах с мембранными цельносварными панелями;
растопки, кратковременной работы, а в
отдельных случаях – длительной эксплуатации
на резервном топливе (совместное сжигание
твердого топлива с газом или мазутом для
пылеугольных топок);
безаварийной работы между капитальными ремонтами в соответствии с установленными сроками.
2.4.2. ПЫЛЕУГОЛЬНЫЕ ТОПКИ
При сжигании твердых топлив их негоr
рючая минеральная часть А уносится продуктами сгорания в газоходы котла (летучая зола
r
уноса аун А ) и сепарируется в нижнюю часть
r
топки (шлак ашл А ), откуда попадает в шлакоприемник, но частично оседает на экранах
r
(ашл. э А ), образуя слой загрязнений. При нормальной работе топки значение ашл. э Аr не
должно увеличиваться во времени. При этом
должен соблюдаться принцип поточности, при
котором в расчете на 1кг топлива
Аr = ашл Аr + аун Аr,
где аун – доля летучей золы (уноса); ашл – доля
золы, выпадающей в топке в виде шлака.
Сравнение топок с ТШУ и ЖШУ. Агрегатное состояние шлака влияет на долю золы
в уносе. Для ТШУ аун = 0,95, ашл = 0,05, а для
ЖШУ аун < 0,85 и ашл > 0,15. Жидкое состояние шлака обеспечивается в топках ЖШУ соответствующими условиями организации горения и отвода теплоты из области активного
горения.
В топках с ЖШУ для уменьшения отвода
теплоты с целью получения температур, достаточных для расплава золы, к трубам экранов
приваривают шипы и наносят на них огнеупорную обмазку. Попадая на огнеупорную
обмазку, частицы размягченной золы налипают на нее. С течением времени толщина слоя
становится такой, что его термическое сопротивление оказывается недостаточным для затвердевания шлака. На поверхности слоя появляется липкая шлаковая пленка, на которую
продолжают оседать частицы золы. Пленка
сохраняет текучее состояние, так как температура факела достаточно высокая. Шлак стекает
по стенкам на слабонаклонный под топки и
ПЫЛЕУГОЛЬНЫЕ ТОПКИ
через летку попадает в шлакоприемное устройство, где охлаждается. Наличие жидкой
пленки способствует оседанию на ней большого количества частиц. Поэтому при ЖШУ ашл
больше, чем при ТШУ. Увеличение доли ашл
может быть достигнуто аэродинамическим
способом: воздействием на частицы центробежных сил с ориентацией последних на экраны топки.
В топках с ТШУ удаляемый шлак находится в твердом состоянии. Достигается это
применением экранов открытого типа, специальной конструкцией нижней части топки и
аэродинамической организацией процесса
горения. Открытые экраны воспринимают
больше теплоты. Охлаждение продуктов сгорания происходит более интенсивно. Нижняя
часть топки (холодная воронка) под горелками
имеет больший объем, чем при ЖШУ. Попадающие сюда газы с частицами золы интенсивно охлаждаются, что приводит к затвердеванию золы. В топках с ТШУ стремятся исключить прямое воздействие факела на стены,
при котором возможно налипание на них золы
(шлакование).
Основной проблемой топок с ЖШУ является обеспечение устойчивого выхода жидкого шлака во всем рабочем диапазоне нагрузок котла, а при ТШУ – исключение шлакования экранов и обеспечение устойчивости горения на пониженных нагрузках. Выбор способа
шлакоудаления является очень важным на
стадии проектирования, особенно в тех случаях, когда возможны альтернативные варианты.
Способ шлакоудаления оказывает заметное
влияние не только на конструкцию топки, но и
на котел и котельную установку. В топках с
ЖШУ за счет высоких температур потери теплоты с механическим недожогом q4 на
30…50 % ниже, чем в топках с ТШУ, а для
угля с малым выходом летучих это различие
еще может быть и больше. Однако в топках с
ТШУ потеря теплоты со шлаком q6 (за исключением многозольных топлив) отсутствует, а
при ЖШУ составляет 0,2…0,6 %.
Необходимая температура факела для
расплава золы на практике достигается более
высоким подогревом воздуха и применением
сложных систем пылеприготовления с промежуточным бункером. Усложняется при этом и
система ввода реагентов, так как для получения высоких температур в факеле желательно
исключить попадание водяного пара, отработанного сушильного агента в зону горения.
203
Следует отметить, что ввод отработанного
сушильного агента помимо активной зоны
горения осуществляют и при ТШУ в случае
сжигания низкосортного топлива.
Рост температуры факела в топках с
ЖШУ требует меньшего объема для выгорания топлива, что позволяет в ряде случаев
уменьшить размеры топки и здания котельной.
Уменьшение доли золы в уносе при
ЖШУ способствует снижению абразивного
износа поверхностей нагрева и дымососа, выброса золы в атмосферу, затрат на содержание
золовых полей. Гранулированный шлак после
топок с ЖШУ можно использовать для различных нужд. В топках с ТШУ выход оксидов
азота ниже (меньше температура факела), а
диапазон рабочих нагрузок шире. Топки с
ТШУ применяют для сжигания практически
всех видов твердого топлива.
Топки с ЖШУ используют для сжигания
малореакционных топлив типа АШ, Т, ПА, СС,
а в ряде случаев – для сжигания бурых и каменных углей, например, назаровского и ирша-бородинского (бурый), донецкого и кузнецкого (каменный), имеющих "основной"
состав шлака [(SiO2 + Al2O3) / (Fe2O3 + CaO +
+ MgO) < 1] и температуру нормального жидкого шлакоудаления tн. ж ≤ 1450 °С.
Топки с ТШУ. Особенности проектирвоания. Для сжигания пылевидного топлива
чаще всего применяют однокамерные призматические топки. В нижней части, в которой
происходит охлаждение и грануляция шлака,
скаты выполняют под углом 50…52° к горизонту. Глубина устья холодной воронки hв =
= 1…1,2 м. Мощные котлы (производительность D ≥ 1650 т/ч) могут иметь две воронки.
В последнем случае расстояние от устья воронки до места пересечения осей нижнего яруса горелок принимают не менее 10 м.
Горелки располагают на стенках топки в
несколько (от одного до четырех – пяти) ярусов по фронтальной, встречной, встречносмещенной или тангенциальной компоновке. Наиболее рациональные способы их размещения в
топке приведены в табл. 2.4.2.
Надежность работы топок с ТШУ определяется отсутствием шлакования экранов.
Одной из основных величин является теплонапряжение лучистой поверхности экранов в
зоне активного горения qл. г [1]. По допускаемому значению qл. г рассчитывают высоту зоны активного горения
204
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
hа. г = zя hя ,
При одноярусной компоновке hа. г = 3Dа
для вихревых горелок и hа. г = 1,5Dа для прямоточных горелок.
где zя – число ярусов горелок; hя – расстояние
между ярусами горелок (по осям).
2.4.2. Способы размещения горелок в пылеугольных топках
Рекомендуемое
топливо
Мощность топочного
устройства, МВт, не более
Вихревая и
плоскофакельная
Каменный уголь
daf
(V > 12 %)
Для нешлакующегося
угля 370
Прямоточная
Фрезторф, сланец
235
Бурый уголь,
фрезторф
810
Горелка
Прямоточная
крупносопловая при
прямом вдувании
аэросмеси с газовой
сушкой
Расположение
горелок
Одностороннее
Вихревая или
плоскофакельная
Встречное
Тощий бурый,
каменный уголь
Для каменного и бурого
углей 3100
Прямоточная и
плоскофакельная
Тангенциальное
Тощий каменный
уголь (V daf > 12 %)
235 при плоскофакельных
горелках,
3100 при прямоточных
Прямоточная
Встречносмещенное
Каменный уголь
(V daf > 20 %),
бурый уголь, сланец
170 при схемах пылеприготовления с прямым
вдуванием и 810 при
схемах с промежуточным
бункером готового угля
Крупносопловая
Встречное
Каменный уголь
daf
(V > 20 %),
бурый уголь
810
Тангенциальное
Бурый влажный уголь
daf
(V > 50 %),
окисленный бурый
уголь с пониженной
теплотой сгорания
летучих (типа
бикинского)
2100
Прямоточная
при использовании
пылеконцентратов
2.4.3. Рекомендуемые температуры (°С) на выходе из активной зоны горения топок с ТШУ
Паропроизводительность котла
Топливо
1
Бурый уголь (канско-ачинский, подмосковный)
2
Каменный уголь Г, Д, ГСШ
Экибастузный СС
1
2
Меньшие значения для березовского угля.
Меньшие значения для шлакующего угля.
D
0,5D
1250…1300
1150
1400…1500
1300…1400
1550
1400…1450
205
ПЫЛЕУГОЛЬНЫЕ ТОПКИ
2.4.4. Рекомендуемые значения плотности тепловыделения
в пылеугольных топках с ТШУ (МВт/м2)
Горелки
Топливо
Фронтальные, вихревые
или прямоточные
Встречные, вихревые
или прямоточные
Тангенциальные,
щелевые
Многоярусное расположение горелок
Общая qF
3,0 при D ≤ 950 т/ч
3,5 при D ≤ 1600 т/ч
3,5…4,0 D > 1600 т/ч
Шлакующий каменный
и бурый уголь
3,0
Нешлакующий уголь
(экибастузский)
4,0
5,5
5,5
Сланец северо-западных
месторождений
1,5
2,0
–
Фрезерный торф
2,5
–
–
АШ
2,0
2,5
–
1,0
1,3
0,8
1,5…2,0
2,0…2,7
1,5…2,0
0,8
1,0
–
На один ярус qFя
Шлакующий каменный
и бурый уголь
Нешлакующий уголь
(экибастузский
Сланец северо-западных
месторождений
Одноярусное расположение горелок
Общая qF
Шлакующий уголь:
каменный
бурый
Нешлакующий уголь
(экибастузский)
2,0
1,5
2,5
2,0
2,0
1,5
2,5
3,0…3,5
2,5
2.4.5. Допускаемые значения теплонапряжения qV объема пылеугольной топки с ТШУ
Топливо
АШ, ПА, Т, СС
Каменный уголь
Отходы углеобогащения
Бурый уголь
Торф
Сланец
Допускаемые значения qV,
МВт/м3
Потери с механическим недожогом
q4, %
0,12…0,14
0,175
0,160
0,190
0,160
0,115
4…6
1…1,5
2…3
0,5…1
0,5…1
0,5…1
П р и м е ч а н и я : 1. Меньшие значения для приведенной зольности Ап < 1,43.
2. При уменьшении паропроизводительности до 70 % экономичность горения не снижается, а до 50 %
q4 возрастает в 1,5 раза для всех топлив, кроме торфа и сланцев.
206
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
По условию шлакования поверхностей
нагрева ограничивается уровень температур на
выходе из активной зоны горения υ′а.′ г
(табл. 2.4.3). Рекомендуемые значения плотности тепловыделения qF в сечении топки приведены в табл. 2.4.4, а допускаемые значения
теплонапряжения объема топки qV. – в
табл. 2.4.5.
Конструкции пылеугольных топок с
ТШУ. На рис. 2.4.1 представлена схема однокамерной призматической топки с прямоточным факелом котла к блоку 800 МВт для сжигания канско-ачинских углей. Топка имеет
размеры в плане 23,08×23,08 м. Для уменьшения опасности шлакования теплонапряжение
объема топки принято низким, qv ≈ 58,3 КВт/м2,
а теплонапряжение сечения qF ≈ 3,9 МВт/м2.
Восемь мельниц-вентиляторов (одна резервная) с газовой сушкой подают газовую пыль в
32 пылеугольные горелки (горелочные устройства), установленные в четыре яруса, что позволяет выравнивать тепловыделение и температуры в топке. Применена тангенциальная
схема организации аэродинамики факела. Для
снижения локальных температур в топке и
предотвращения шлакования предусмотрена
подача газов рециркуляции вниз (в горелки)
или вверх топки. Все стены топки и газоходов
выполнены из цельносварных газоплотных
трубных панелей.
Топочные камеры с ТШУ и прямоточным
факелом занимают в современной энергетике
доминирующее положение. Выявленные существенные недостатки этой технологической
схемы, затрудняющие обеспечение надежности и требуемых экологических показателей
при сжигании твердого топлива, обусловили
необходимость активной разработки новых
технологий (главным образом с низкотемпературным сжиганием), способствующих снижению шлакования и загрязнения поверхностей
нагрева, а также образования вредных выбросов (NOx, SOx).
В ходе усовершенствования топок с тангенциальной аэродинамической схемой прямоточного факела появилась кольцевая топочная
камера для сжигания твердых топлив
(рис. 2.4.2).
Топка выполнена в виде восьмигранной
экранированной призматической камеры 1,
внутри которой установлена коаксиальная
восьмигранная вставка 2 из экранов. Расстояние между внутренними и наружными экрана-
ми около 4,5 м. Горелочные устройства 3 установлены в три яруса на шести наружных гранях топки. В топке используются прямоточные
щелевые горелки с регулируемым направлением горелочной струи, за счет воздействия
струи вторичного воздуха 5 на струю аэросмеси. На наружной части экранов, ниже аэродинамического выступа, расположены сопла для
подачи газов рециркуляции 4, с помощью которых осуществляется обратная "раскрутка"
газового потока на выходе из топки в переходные газоходы.
90100
4
3
□
□
□
[]
[]
[]
[]
2
А-А
3
Рис. 2.4.1 Схема тангенциальной прямоточной
топочной камеры котла к блоку 800 МВт для
работы на углях Канско-ачинского бассейна:
1 – ввод аэросмеси и вторичного воздуха;
2 – газоплотные экраны топки; 3 – горелки;
4 – ввод газов рециркуляции
207
ПЫЛЕУГОЛЬНЫЕ ТОПКИ
4
1
3
2
4
5
3
2
6
1
А-А
9
1
2
3
5
Рис. 2.4.2 Схема кольцевой топочной камеры
котла Е-820-13,8-560БТ:
1 – экраны газоплотной восьмигранной
призматической топочной камеры; 2 – экраны
внутренней газоплотной вставки из топочных
экранов; 3 – горелочные устройства; 4 – сопла газов
рециркуляции; 5 – система ввода вторичного воздуха
Конструкция топки позволяет значительно увеличить тепловоспринимающую поверхность и теплоотвод к экранам от газового потока. Это способствует снижению и выравниванию температуры газов в топке, позволяет
уменьшить габаритные размеры топки и котла,
снижает шлакование поверхностей нагрева,
улучшает экологические показатели. Котлы с
топками такого типа могут быть перспективными для создания энергетических блоков для
сжигания канско-ачинских углей и других
высокореакционных топлив.
7
8
Рис. 2.4.3 НТВ-топки для сжигания торфа
и бурых углей:
1 – подача топлива в прямоточные горелки;
2 – ввод вторичного воздуха; 3 – фронтовой
аэродинамический выступ; 4 – газоплотные
экранные панели; 5 – задний аэродинамический
выступ; 6 – сопла третичного дутья; 7 – сопла
нижнего дутья; 8 – система шлакоудаления;
9 – встроенные панели двухсветных экранов;
I – вихревая зона топки; II – прямоточная зона топки
На рис. 2.4.3 представлена вихревая низкотемпературная топка (НТВ-топка) котла,
разработанная в 70-е годы. Топка предназначена для сжигания груборазмолотых бурых
углей, торфа и других высокореакционных, но
сильношлакующих топлив. Топливо, первич-
208
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
ный и вторичный воздух подаются через систему прямоточных горелок, установленных
наклонно (под углом 30…40°) во фронтовом
аэродинамическом выступе экранов топки.
Горелочные струи взаимодействуют с
воздушным потоком нижнего дутья, который
подается через сопла 7 вдоль фронтового ската
топочной воронки в сторону горелок по всей
ширине топки. За счет взаимодействия горелочных струй и нижнего дутья в топочной
воронке образуется мощная вихревая зона I.
Газовоздушный поток разворачивается у заднего экрана топки. При этом происходит сепарация из потока крупных и средних частиц
груборазмолотого (дробленого) топлива размером ( δ r > 400 мкм). Отсепарированные частицы попадают в вихревую зону I, где сгорают
в условиях многократной циркуляции. Частицы размером ( δ r < 400 мкм) увлекаются газовоздушным потоком в прямоточную часть
топки II, где происходит их догорание. Технология НТВ является классическим примером
ступенчатого топочного процесса с поэтапным
вводом организованного воздуха. Такая технология сжигания прошла успешную проверку
на торфе, различных бурых углях, горючих
сланцах и др. В настоящее время она осваивается при сжигании каменных углей Кузнецкого бассейна и других месторождений.
Важным достоинством НТВ-топки является низкотемпературное равномерное температурное поле в ней. При этом даже максимальная температура в топке не превышает
1250 °С, а средняя температура примерно
1000 °С. Это позволяет исключить шлакование
экранов и наряду со ступенчатым вводом воздуха способствует снижению генерации вредных выбросов NOx, SOx . Вихревая зона, в которой происходит циркуляция и горение топливных частиц, является мощным стабилизирующим фактором их воспламенения и горения. Вихревая топка устойчиво работает при
сжигании высокозабалластированных топлив с
Qir = 4…5 МДж/кг, без подсветки резервным
топливом. НТВ-топки являются перспективными для создания котлов нового поколения и
могут использоваться при малозатратной модернизации (реконструкции) действующих
котлов с целью улучшению их эксплуатационных и экологических показателей.
Зарубежные фирмы ведут активную разработку топок и котлов с другой технологией
низкотемпературного сжигания твердых топлив в условиях многократной циркуляции топливных частиц. Отечественный опыт освоения
топок с ЦКС и создания на их основе энергетических котлов в настоящее время отсутствует. Западные фирмы успешно ее используют и
создают энергетические котлы большой мощности с ЦКС. На рис. 2.4.4 представлена схема
топки ЦКС для котла к дубль-блоку 215 МВт
для работы на эстонских сланцах фирмы Фостер Виллер (США).
9
СепоРото
11
10
12
8
7
13
6
14
5
4
15
16
3
2
17
18
1
Рис. 2.4.4. Схема топки с ЦКС котла к дубльблоку 215 Мвт для работы на эстонских сланцах:
1 – подвод первичного воздуха; 2 – отвод донной
золы; 3 – воздухораспеделительная решетка топки;
4 – растопочные горелки; 5 – течки подачи топлива;
6 – сопла вторичного воздуха; 7 – газоплотные
экраны передней стенки топки; 8 – экраны задней
стенки топки; 9 – проем для выхода газов в
сепаратор; 10 – встроенная поверхность нагрева;
11 – задняя стена сепаратора; 12 – передняя стена
сепаратора; 13 – течка системы возврата;
14 – уплотняющая решетка КС; 15 – камера
"интерекс"; 16 – люки; 17 – теплообменники
промежуточного перегрева в камере "интерекс";
18 – решетка воздухораспределения в камере
"интерекс"
ГОРЕЛКИ КАМЕРНЫХ ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ТОПОК
Сжигание топлива (частиц размером
0,1…0,8 мм) происходит при более высоких
скоростях псевдоожижения (4…6 м/с), чем в
стационарном КС. При этом скорость газовоздушного потока выше скорости витания большинства частиц и они уносятся из слоя в топочный объем, пролетают через топочную
камеру, а затем отделяются от потока продуктов сгорания в сепараторах твердых частиц
(горячих циклонах) и возвращаются обратно
через систему охлаждающих теплообменников
КС ("интерекс"), в псевдоожиженный слой
несколько выше решетки топки 3.
При растопке котла включаются растопочные горелки 4, и система работает в области воздушного режима между стационарным и
циркулирующим КС до тех пор, пока не будут
достигнуты расчетные температуры КС, а скорость псевдоожижения будет достаточной для
уноса частиц в топочное пространство.
Режим ЦКС характеризуется высокой
турбулентсностью, активным перемешиванием
частиц и отсутствием определенного уровня
КС. Топливо и циркулирующие частицы (из
"интерекса") подводятся в нижнюю часть топки над решеткой 3, под которую поступает
нижний (первичный) воздух. Благодаря высокой интенсивности теплообмена топливо быстро прогревается, воспламеняется и перемешивается с материалом слоя. Несмотря на отсутствие определенной высоты у ЦКС плотность материала (концентрация частиц) меняется по высоте топки, достигая наибольших
значений на уровне ввода топлива.
Вторичный воздух вводится через сопла 6
вблизи верхней границы нижней футерованной части топки. Он интенсифицирует циркуляцию частиц и способствует ступенчатому
(поэтапному) сжиганию со сниженной генерацией NOx . Температура топочного процесса не
превышает 900 °C (расчетная 860 °C), что способствует связыванию образующейся SOx свободной СаО, выделяющейся при разложении
сопутствующего сланцу известняка. Особенностью топки является применение камеры
"интерекс" с теплообменниками кипящего
слоя для охлаждения циркулирующего материала. Это позволяет регулировать температуру в топке и осуществлять отвод избыточной
донной золы.
На котельных установка с ЦКС, установленных фирмой Фостер Виллер в Эстонии
(2004–2005 гг.), обеспечиваются следующие
209
среднесуточные выбросы, не более: 30 мг/м3
пыли; 200 мг/м3 SOx; 200 мг/м3 NOx; 200 мг/м3
CO. Данные эксплуатации подтверждают выполнение этих показателей и существенное
снижение воздействия минеральной части на
работу котлов.
Топки с ЖШУ. Такие топки имеет зоны
активного горения, расплава шлака и охлаждения газов. Для обеспечения высокой температуры в зоне активного горения экраны топок
ошипованы и покрыты огнеупорной обмазкой.
Размеры зоны активного горения зависят от
условий обеспечения необходимой температуры факела, при которой возможен устойчивый
выход жидкого шлака. В первом приближении
Tа.′′г ≈ 1,08Т0 (где Т0 – температура истинно
жидкого состояния шлака). Допускаемое теплонапряжение в поперечном сечении топки qF
выше, чем при ТШУ и составляет для АШ,
ПА, Т, 2СС 5,2 МВт/м2, а для каменных углей
марок Г, Д, ГСШ, 1СС и бурых углей
6,4 МВт/м2.
Число ярусов горелок должно быть zя ≤ 2
для локализации процесса горения в ограниченном объеме и обеспечения меньшего отвода теплоты из зоны активного горения. С этой
же целью зона расплава выделена в отдельную
камеру.
Расчетные характеристики топок с ЖШУ
приведены в табл. 2.4.6.
В нашей стране наиболее распространены призматические открытые топки и полуоткрытые со встречной компоновкой вихревых
или тангенциальных прямоточных горелок
типа ГПО. Циклонные топки ввиду их конструктивной сложности и трудоемкости ремонта
нашли ограниченное применение.
2.4.3. ГОРЕЛКИ КАМЕРНЫХ
ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ТОПОК
Горелки предназначены для ввода топлива и окислителя (воздуха) в топку, последующего их перемешивания и обеспечения устойчивого воспламенения топливовоздушной
смеси. По типу сжигаемого топлива горелки
подразделяют на пылеугольные, газовые, мазутные и комбинированные (газомазутные,
пылегазовые, пылемазутные), а по аэродинамическому способу ввода компонентов топливовоздушной смеси – на вихревые и прямоточные.
210
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
2.4.6. Рекомендуемые расчетные характеристики топок с жидким удалением шлака (ЖШУ)
Топка
Открытая
Полуоткрытая (с пережимом)
Топливо
Коэффициент избытка
воздуха в
топке
Тепловое напряжение, МВт/м3
объема
топки qV
камеры
горения qV
Потери
q4, %
Доля
уносимой
золы аун
к
АШ, ПА
1,2…1,25
0,145
0,58…0,7
3…4
0,85
Т, 2СС
1,2…1,25
0,185
0,58…0,7
1…5
0…8
Каменный
уголь
1,2
0,185
0,75…0,87
0…5
0…8
Бурый уголь
1,2
0,210
0,75…0,87
0…5
0,5…0,8
АШ, ПА
1,2…1,25
0,170
0,58…0,7
3…4
0,85
Т, 2СС
1,2…1,25
0,200
0,58…0,7
1,0
0,8
Бурый уголь
1,2
0,230
0,70…0,93
0,5
0,6…0,8
Каменный
уголь
1,2
0,200
0,75…0,87
0,5
1,6…0,7
1,2…1,2
0,35
1,3
2…5*
5…10*
0,1…0,15
С горизонтальными
циклонами
Каменный и
бурый уголь
С вертикальными
циклонами
АШ, каменный и бурый
уголь
1,1…1,2
0,30…0,35
0,53…0,87
–
0,2…0,4
Каменный
уголь
1,15…1,2
0,20
0,7…0,8
0,5
0,3…0,6
Двухкамерная
*
Дробленка
Бурый уголь
0,23
Первая цифра – потери при грубом помоле, вторая – при тонком.
Пылеугольные вихревые горелки. Топливовоздушная смесь (первичный воздух) и
недостающий для горения окислитель (вторичный воздух) вводятся в объем топки через концентрические кольцевые каналы (рис. 2.4.5).
Потоки закручиваются завихрителями. Направление закручивания потоков одинаковое.
Образующееся течение имеет две принципиальные особенности: сопоставимость всех трех
составляющих скорости (аксиальной иа , радиальной иr и тангенциальной иτ ); наличие центральной зоны рециркуляции газов, имеющей
тороидальную форму.
Циркуляционную зону можно рассматривать как своеобразный "тепловой реактор",
обеспечивающий постоянный подвод теплоты
к топливовоздушной смеси. С усилением закручивания потока возрастает количество сме-
си, рециркулирующей в приосевой зоне к
устью факела, уменьшается его дальнобойность и расширяются границы струи.
l
А -А
,_I
lia
Il1
Da
Рис. 2.4.5. Схема границ зоны активного горения
и распределения составляющих иа и иτ
скорости на выходе из горелки
211
ГОРЕЛКИ КАМЕРНЫХ ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ТОПОК
Продукты сгорания, смешиваясь с топливовоздушной смесью, создают условия, достаточные для устойчивого воспламенения топлива. Интенсивное перемешивание первичного
и вторичного воздуха приводит к тому, что и
на внешней границе струи создаются условия,
благоприятные для протекания химических
реакций горения.
В зависимости от способа закрутки первичного и вторичного воздуха вихревые пылеQ, МВт …………….
Число горелок …….
58
2; 4
93…124
4
155…235
4; 8
угольные горелки подразделяются на улиточно-улиточные (ГУУ), улиточно-лопаточные
(ГУЛ), улиточно-лопаточные с аксиальным
завихрителем (ГУЛа), лопаточно-лопаточные
(ГЛЛ), прямоточно-лопаточные (ГПЛ), прямоточно-улиточные (ГПУ).
Число zг горелок в топке, определяемое
тепловой мощностью котла, МВт, приведено
ниже: Q = Bр Qir .
310
8
370
8; 12
580…810
12; 16
1200
12; 24
2050…3100
32; 48
Рис. 2.4.6. Схемы согласованного направления закручивания потоков горелок:
а – встречная (фронтальная); б – фронтальная (встречная) одноярусная; в – встречная двухярусная
б)
Рис. 2.4.7. Схемы горелок:
а – одноканальной по первичному и двухканальная по вторичному воздуху (двухпоточной);
б – двухканальной по первичному и вторичному воздуху (сдвоенной)
Более равномерное поле температур по
периметру топки получается при числе горелок в ярусе, кратном четырем, и согласованном направлении закручивания потоков
(рис. 2.4.6). Скорости и1 первичного и и2 вторичного воздуха зависят от реакционной способности топлива, определяемой выходом
летучих V daf, и тепловой мощности горелки
Qг = Q/ zг (табл. 2.4.7).
При снижении нагрузки на котле до 70 %
уменьшается количество вторичного воздуха, а
следовательно, ухудшаются условия смешения
и выгорание топлива. Избежать этого можно,
установив в канале вторичного воздуха закручиватель 2 с поворотными лопатками или орга-
низовав ввод вторичного воздуха по двум автономным каналам 1 (рис. 2.4.7, а). В последнем
случае при снижении нагрузки прекращается
подача воздуха по наружному каналу, а осуществляется только по внутреннему, непосредственно прилегающему к каналу пылевоздушной
смеси. Для горелок с Qг > 50 МВт два канала по
вторичному воздуху являются обязательными.
Для горелок схем прямого вдувания при
Qг > 40 МВт применяют также сдвоенные подводы 3 по первичному воздуху (рис. 2.4.7, б).
Пылевоздушная смесь при этом подается к
горелке от разных мельниц, и отключение одной из них будет значительно меньше влиять
на топочный процесс.
212
2.4.7. Рекомендуемые
скорости первичного и 1 и вторичного и 2 воздуха
ЖШУ
Горелка
Тепловая мощность
горелки
Qc, МВт
UJ
И2f UJ
-
-
КамеlПIЫЙ, бурый уголь
UJ
И2f UJ
UJ
Все типы кроме
прямоточно-
1,3 ... 1,4
1,3 ... 1,4
1,3 ... 1,4
16 ... 20
22 ... 24
24 ... 26
75
1,4 ... 1,5
18 ... 22
100
улиточная
1,3 ... 1,4
22 ... 24
1,3 ... 1,4
улиточной
Прямоточ'!о-
И2f UJ
20 ... 22
1,3 ... 1,4
18 ... 20
50
UJ
16 ... 18
14 ... 18
35
И2f UJ
18 ... 20
20 ... 22
25
КамеЮIЫй, бурый уголь
т
24 ... 26
1,5 ... 1,6
-
-
18 ... 20
1,2 ... 1,3
1,4 ... 1,6
1,4 ... 1,5
26 ... 28
28 ... 30
125
20 ... 24
1,4 ... 1,5
25
14 ... 16
1,2 ... 1,3
-
18 ... 20
1,2 ... 1,3
-
-
-
1,2 ... 1,4
22 ... 23
35
-
-
15
-
25
20 ... 22
-
20 ... 22
-
-
1,2 ... 1,4
22 ... 23
1,7 ... 1,8
1,7 ... 1,8
Прямоточная
с односторонним
35
22 ... 24
1,4 ... 1,6
22 ... 24
50
23 ... 25
1,5 ... 1,6
23 ... 25
22 ... 24
1,4 ... 1,6
22 ... 24
23 ... 25
1,5 ... 1,6
23 ... 25
-
-
1,8 ... 2,0
вводом пыли
75
23 ... 26
25 ... 26
100
-
-
125
-
25 ... 27
1,8 ... 2,0
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
15
АШ,ПА,Т,СС
ТШУ
Продолж:ение табл.
20
22 ... 26
1,3 ... 1,6
2.4. 7
22 ... 26
1,3 ... 1,6
26 ... 28
35
1,4 ... 1,6
1,4 ... 1,6
1,4 ... 1,6
Плоскофакельная
50
26 ... 28
26 ... 28
26 ... 28
1,7 ... 1,8
100
28 ... 30
25
20 ... 22
28 ... 30
1,7 ... 1,8
1,7 ... 1,8
-
1,3 ... 1,4
22 ... 23
-
-
24 ... 26**
1,4 ... 1,8**
1,7 ... 1,8
Прямоточная
35
22 ... 24
1,4 ... 1,6
22 ... 24
50
23 ... 25
1,5 ... 1,6
23 ... 25
с чередующимся
вводом топлива
вертикальные щели
75
-
-
-
100
типаВСС
-
25 ... 26
-
Прямоточная
-
1,8 ... 2,0
и воздуха через
-
15
-
-
20
-
-
35
-
-
45
-
-
-
23 ... 25
1,4 ... 1,5
24 ... 26
1,5 ... 1,7
25 ... 27
1,6 ... 1,8
-
1,4 ... 1,5
24 ... 26
1,5 ... 1,7
25 ... 27
1,6 ... 1,8
213
• Тепловая мощность горелок типа ПТУ до 30 МВт при и 1 = 18 ... 20 м/с и и2 / и 1 = 1,2 ... 1,3.
•• Тепловая мощность горелок с чередующимся вводом топлива и воздуха через горизонтальные щели 45 МВт.
-
23 ... 25
ГОРЕЛКИ КАМЕРНЫХ ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ТОПОК
1,4 ... 1,6
75
214
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
Для
топлив
с
выходом
летучих
V daf > 30 % допускается прямоточный ввод
топливовоздушной смеси. Выходная часть
амбразуры в этом случае может быть выполнена в виде диффузора с углом раскрытия
15…20° и длиной lд = 0,3Dа , что в известной
степени компенсирует отсутствие закручивания первичного воздуха.
Применение горелки типа ГУУ для вновь
проектируемых котлов D > 670 т/ч не рекомендуется. Горелки типа ГУЛ целесообразно
устанавливать на котлах, сжигающих слабореакционные топлива АШ, ПА и Т типа ГЛЛ –
для каменных углей, ГСШ, СС, типа ГПЛ –
для каменных углей с выходом летучих
V daf = 30 % и бурых углей; а типа ГПУ – для
каменных и бурых углей на котлах производительностью не более 120 т/ч. Для окисленных
углей возможно применение горелок типа ГУЛ.
Вихревые горелки изготовляют в основном сварными из стали марки Ст3. Улитки
могут быть литыми чугунными. Толщина стенок каналов δ = 10…16 мм, литых улиток
20…30 мм. Ввиду высоких температур у устья
амбразур горелки приходится заглублять
внутрь на величину lд = 0,3Dа и устанавливать
выходные сменные насадки из жаропрочных
сталей марок 03Х25Н2510Т и 20Х23Н18. Выгорание насадков в процессе эксплуатации
приводит к нарушению аэродинамики и условий перемешивания первичного и вторичного
воздуха. При установке лопаточных завихрителей в каналах первичного воздуха необходимо предусматривать возможность их периодической замены без проведения общего демонтажа горелки. Расстояние от выходных
кромок лопаток аксиальных завихрителей до
среза амбразуры должно быть не менее
(0,75…1) (Da – D1).
При организации подводов как первичного, так и вторичного воздуха необходимо
избегать поворотов пыле-, воздухопроводов
перед горелкой. Это обеспечивает не только
снижение гидравлических потерь ξ, но и
меньшую неравномерность ε распределения
смеси по сечению каналов горелки площадью
F1 и F2 (рис. 2.4.8).
Положительными качествами вихревых
горелок являются: универсальность по топливу; хорошая организация смешения реагентов;
стабилизация процесса горения; большая единичная тепловая мощность. К недостаткам следует отнести: конструктивную сложность; срав-
5,%
Е%
6
4
2
Рис. 2.4.8. Зависимости аэродинамических
потерь ξ и степени ε неравномерности
полей скоростей от подвода к завихрителю
нительно высокое аэродинамическое сопротивление; несколько больший выход оксидов азота (по сравнению с прямоточными горелками);
недолговечность выходных насадков; большую склонность к сепарации топлива.
Прямоточные горелки. В таких горелках топливовоздушная смесь и вторичный
воздух подаются в топку без дополнительного
закручивания. Прямоточная горелка представляет собой систему каналов первичного и вторичного воздуха, располагаемую в пределах
амбразуры высотой h и шириной b.
На выходе из амбразуры в процессе развития струи в топочном пространстве происходит смешение реагентов. Одновременно в
струю эжектируются продукты сгорания и
происходит воспламенение пылевоздушной
смеси. Циркуляционные зоны при этом не
образуются. Продольная составляющая скорости иа >> иτ и иr .
Отсутствие циркуляционных зон делает
условия воспламенения в значительной степени зависимыми от общей аэродинамики процесса горения в топке, т.е. от компоновки горелок. Прямоточные горелки по организации
ввода реагентов подразделяются га следующие
типы:
вертикально-щелевые с односторонним
вводом первичного воздуха (типа ГПО),
имеющие два прямоугольных одинаковых по
высоте сопла для пылевоздушной смеси и вторичного воздуха;
горизонтально-щелевые с чередующейся
подачей топливовоздушной смеси (типа
ГПЧг), они состоят из чередующихся элементов, включающих сопла пылевоздушной смеси
и вторичного воздуха, расположенного симметрично относительно горизонтальной оси,
вокруг которой они могут поворачиваться;
вертикально-щелевые с чередующейся
подачей топливовоздушной смеси (типа ГГЧв),
ГОРЕЛКИ КАМЕРНЫХ ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ТОПОК
они состоят из двух параллельно расположенных групп вертикально установленных сопл
пылевоздушной смеси, по краям которых и
между ними расположены сопла вторичного
воздуха;
вертикально-щелевые с периферийной
подачей топливовоздушной смеси (типа ГПП),
состоящие из вертикального сопла вторичного
воздуха и расположенных по его сторонам
сопл пылевоздушной смеси;
Плоско-факельные (типа ГПЦпф) для
высокореакционных и низкореакционных углей, состоящие из двух сопл вторичного воздуха, направленных под углом друг к другу, и
двух сопл пылевоздушной смеси, расположенных между ними и направленных также
встречно под меньшим углом друг к другу.
Горелки глубокого предварительного перемешивания отличаются существенным заглублением насадка первичной смеси в канале
вторичного воздуха.
При наличии ввода рециркулирующих
газов в обозначении горелки добавляется буква "р", например, ГПЧвр.
Необходимые интенсивности перемешивания реагентов, тепло- и массообмена с окружающей средой достигаются вследствие
больших отличий значений u1 и u2 / u1.
Подавляющее большинство прямоточных
горелок имеет отношение h / b > 1,5, а у горелок типа ГПЦпф h / b ≈ 5. Для обеспечения
более равномерного распределения топливовоздушной смеси по высоте горелки при
h > 1,5 м осуществляются два подвода по каналам первичного и вторичного воздуха. Наличие двустороннего подвода обусловливает
уменьшение размеров горелки, но связано с
усложнением ее конструкции. Равномерность
подвода вторичного воздуха достигается установкой направляющих аппаратов.
Практически все горелки на выходе по
периферии имеют прорези, позволяющие избежать коробления стенок при температурных
напряжениях. В ряде горелок типов ГПО,
ГПЧв выполняют зазоры, исключающие температурные напряжения при стыковке стенок
каналов с различной температурой и позволяющие охлаждать сопла первичного при отключении мельниц.
Увеличение отношения h / b на практике
осуществить часто невозможно, что связано с
трудностями организации равномерной раздачи топлива и воздуха при h > 2,5 м, уменьшением аэродинамической жесткости струи в
215
поперечном направлении к потоку, которое
может привести к отклонению ее траектории
после входа в топку под действием, например,
перепада давлений.
Конструкция плоскофакельной горелки
зависит от реакционной способности топлива.
Угол встречи струй вторичного воздуха β2 =
= 50…60º. Расстояние между соплами вторичного воздуха и расстояние от них до точки пересечения осей струй составляет (2,2…2,8) d2,
где d2 – диаметр сопл вторичного воздуха.
Меньшие значения, включая угол β2 , принимают для низкореакционных топлив. Горелки
являются двухпоточными по вторичному воздуху и одно- или двухпоточными по первичному воздуху.
Принцип работы горелки типа ГПЦпф
основан на ударном взаимодействии потоков
реагентов. При этом увеличивается периметр
струи, интенсифицируется перемешивание,
улучшается эжектирование продуктов сгорания и снижается дальнобойность потока. Перераспределением количества воздуха между
верхним и нижним каналами можно изменять
(в известных пределах) местоположение факела в объеме топки.
К горелкам типа ГПЦпф близки горелки
ударного типа конструкции МЭИ. Под углом
β2 = 20…50º к горизонтали ориентированы
только каналы вторичного воздуха. При
столкновении потоков происходит их торможение, деформация наружных слоев струи
(увеличиваются поперечные размеры). Вторичный воздух как бы растягивает изнутри
оболочку пылевоздушной смеси, заметно увеличивая периметр струи и интенсифицируя ее
массообмен с окружающей средой.
Горелки глубокого предварительного перемешивания применяют на котлах паропроизводительностью D ≤ 320 т/ч, укомплектованных системами пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми мельницами и
гравитационными сепараторами для сжигания
фрезерного торца, бурых, а в ряде случаев и
каменных углей марок Г и Д.
Различают системы с одной и двумя горелками на мельницу. Одну горелку на мельницу устанавливают при оси ротора мельницы,
перпендикулярной к фронту котла, две – при
оси ротора, параллельной фронту котла.
В обоих случаях горелки имеют камеру предварительного смешения с конфузорным участком. Скорость по первичному воздуху невелика и составляет 10…12 м/с, что обеспечивает
216
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
2.4.8. Рекомендуемые скорости (м/с)
на выходе амбразуры
Паропроизводительность
котла D, т/ч
Топливо
фрезерный
торф
бурый и
каменный уголь
30…75
16…20
15…18
75…120
20…25
18…22
160…220
25…30
22…26
320
30…35
26…30
давление в головке и шахты, не превышающее
2Па. Скорости на выходе из амбразуры приведены в табл. 2.4.8.
Температура топливовоздушной смеси на
выходе из амбразуры и скорость по вторичному воздуху определяются совместным решением уравнений постоянства теплосодержания
и количества движения для сечений 0–0 и 1–1
в предложении равномерного распределения
по сечению скоростей u1, u2 и uа .
Для регулирования и равномерного распределения воздуха по высоте горелки в каналах вторичного воздуха устанавливают шиберы, оси которых перпендикулярны к фронту
котла, а канал вторичного воздуха выполняют
сужающимся. Предотвращение отложений
топлива достигается скруглением нижнего
ската и установкой сопла вторичного воздуха с
таким расчетом, чтобы он сдувал пыль с горизонтального участка.
Длину Lк. с камеры смешения выбирают
исходя из условий отсутствия в объеме камеры
циркуляционных вихрей, обусловливающих
самовозгорание топливовоздушной смеси
внутри горелки,
Lк.с
b2
≥
[(G1 − G2 ) G2 ] 2 (1 + Cв.п ) T2
0,141T1 (1 − C т )
,
где G1 и G2 – расход соответственно первичного и вторичного воздуха, кг/с; C в.п и Ст –
концентрация соответственно водяного пара и
топлива в сушильном агенте, кг/кг; Т1 и Т2 −
температура соответственно топливо воздушной смеси и вторичного воздуха.
Угол конфузорного участка αк < 25°,
длина прямого участка lк. с = 0,3…0,4 м. Соотношение сторон горелки h / b > 3…4. Наличие
развитого периметра и повышенных концентраций топлива на периферии обеспечивает
устойчивое воспламенение и горение топливовоздушной смеси на выходе из амбразуры.
Положительными сторонами прямоточных горелок являются: простота конструкции
(по сравнению с вихревыми горелками);
меньшее гидравлическое сопротивление; сниженный выход (при прочих равных условиях)
оксидов азота. К недостаткам следует отнести:
худшую организацию перемешивания; более
узкий диапазон используемых топлив; меньшую единичную тепловую мощность, большую зависимость от аэродинамической организации процесса.
2.4.4. ГАЗОВЫЕ, МАЗУТНЫЕ
И ГАЗОМАЗУТНЫЕ ГОРЕЛКИ
Применяемые в топках энергетических
котлов горелки относятся к классу дутьевых
горелок (с подачей воздуха от дутьевого вентилятора котла) без предварительного перемешивания горючего газа с воздухом.
Классификация горелок. Газовые и газомазутные горелки для энергетических котлов по способу подачи газа в воздушный поток
классифицируют следующим образом:
с центральной подачей газа;
с периферийной подачей газа;
с комбинированной подачей газа (центрально-периферийной);
с промежуточной подачей газа (между
смежными потоками воздуха);
с комбинированной регулируемой системой подачи газа, состоящей из промежуточной
трубчатой подачи и узла центральной подачи
газа, через который подается 10…30 % газа.
В последнем способе подачи трубчатая
раздача газа конструктивно выполняется таким
образом, чтобы в процессе можно было изменять направление истечения газовых струй.
Применение узла центральной подачи газа
позволяет повысить устойчивость пусковых
режимов и осуществлять качественное регулирование при любой ориентации газовых струй
из трубок. Изменение направления истечения
газовых струй в процессе наладки позволяет
оптимизировать смешение и выгорание топлива в условиях конкретного котла и, соответственно, воздействовать на температуру в ядре
факела и на выходе из топки.
По способу подачи воздуха горелочные
устройства разделяются на дутьевые прямоточные, вихревые и прямоточно-вихревые.
ГАЗОВЫЕ, МАЗУТНЫЕ И ГАЗОМАЗУТНЫЕ ГОРЕЛКИ
Вихревыми горелками принято называть
дутьевые горелочные устройства, содержащие
закрученный поток воздуха.
В прямоточных горелках осуществляется
единый способ подвода воздуха к их устью –
аксиальный. В этих горелках на формирование
структуры факела может оказывать влияние
только форма устья горелки: круглая, прямоугольная, щелевая. Вихревые горелки различаются способом закручивания воздушного
б)
217
потока, сохраняя во всех случаях круглую
форму устья. Существующие конструкции
вихревых газогорелочных устройств по способу подвода воздуха можно разделить на несколько основных типов (рис. 2.4.9):
с улиточным тангенциальным;
с тангенциальным лопаточным;
с аксиальным лопаточным;
с аксиально-тангенциальным лопаточным.
1А
Рис. 2.4.9. Вихревые газогорелочные устройства:
а – с улиточным тангенциальным подводом воздуха; 1 – входной воздушный патрубок; 2 – языковой шибер;
3 – газовый коллектор; б – с тангенциальным лопаточным подводом воздуха; 1 – входной патрубок;
2 – завихритель; 3 – обтекатель (применяется при исследованиях модели); 4 – цилиндрический шибер;
в – с аксиальным лопаточным подводом воздуха конструкции ЦКТИ; 1 – лопаточный завихритель;
г – с аксиально-тангенциальным лопаточным подводом воздуха; 1 – входной патрубок;
2 – завихритель; 3 – газовый коллектор; 4 – форсунка
218
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
-------АА-А
А
Рис. 2.4.9. Окончание
В горелках с улиточным тангенциальным
подводом воздуха осуществляется камерный
способ завихрения. Роль завихривающего устройства в таких горелках играет воздушный
патрубок (короб).
В горелках с тангенциальным лопаточным подводом завихрение потока осуществляется с помощью ряда лопаток, ось которых
расположена параллельно оси цилиндрического канала горелки.
При аксиальном подводе воздуха для
крутки потока применяется только лопаточный
завихритель, ось лопаток которого по отношению к оси горелки расположена радиально.
При аксиальном подводе воздуха может быть
осуществлен и камерный способ завихрения,
однако применение его связано с неоправданным усложнением конструкции горелки и на
практике он не применяется.
ГАЗОВЫЕ, МАЗУТНЫЕ И ГАЗОМАЗУТНЫЕ ГОРЕЛКИ
Аксиально-тангенциальный подвод воздуха занимает промежуточное положение между аксиальным и тангенциальным лопаточным подводами. Ось лопаток при таком подводе наклонена к оси горелки под некоторым
углом. Это является отличительной особенностью горелок с аксиально-тангенциальным
подводом воздуха.
Горелки с лопаточными завихрителями
могут отличаться формой лопаток, поверхность которых выполняется плоской или профилированной. Однако эта особенность сказывается главным образом на гидравлических
характеристиках регистра, а не на аэродинамической структуре потока за пределами завихривающего устройства.
Многие конструкции рассмотренных типов газогорелочных устройств различаются
способом регулирования интенсивности крутки воздушного потока. На практике применяют три основных способа регулирования интенсивности крутки: изменением площади
поперечного сечения входного патрубка горелок с камерным завихрителем (улиточным или
простым тангенциальным) или изменением
живого сечения лопаточных завихрителей;
изменением угла наклона лопаток; перепуском
части воздушного потока помимо завихрителя.
В горелках с тангенциальным улиточным
подводом газа иногда используют языковой
шибер, с помощью которого можно изменять
поперечное сечение входного патрубка и, тем
самым, регулировать интенсивность крутки
потока. В горелках с тангенциальным лопаточным подводом воздуха изменение живого
сечения завихрителя может быть осуществлено с помощью передвижного дискового или
цилиндрического шибера.
Способ регулирования интенсивности
крутки потока изменением угла наклона лопаток может применяться в любых горелках с
лопаточными завихрителями. При повороте
лопаток интенсивность крутки потока изменяется вследствие изменения как угла наклона
лопаток, так и живого сечения завихрителя. Оба
эти фактора, действуя в одном направлении,
усиливают друг друга. В горелке с тангенциальным лопаточным подводом воздуха регулирование интенсивности крутки осуществляется
поворотом лопаток вокруг оси. Поворотные
лопатки применяются также в горелках с аксиальным лопаточным подводом воздуха.
При регулировании интенсивности крутки перепуском части воздушного потока мимо
219
завихрителя максимальная интенсивность
крутки достигается в том случае, когда весь
необходимый для сжигания топлива воздух
проходит через завихритель.
Известны конструкции горелок, в которых наряду с лопаточным завихрителем применен воздушный короб, имеющий форму
улитки или простого тангенциального подвода. Такая форма короба выполнена не с целью
завихрения воздушного потока, а для более
совершенного подвода воздуха к основному
завихривающему устройству.
Современные газомазутные горелки для
энергетических котлов различаются еще по
своим аэродинамическим и конструктивным
признакам:
по количеству раздельных воздушных
потоков (каналов) – однопоточные, двухпоточные и многопоточные;
по способу подачи рециркулирующих газов через горелки – в смеси со всем воздухом;
в смеси с одним из потоков воздуха; отдельным каналом;
по периметру крутки (с изложенными
выше способами закрутки воздуха).
Важнейшие характеристики вихревых
горелочных устройств определяются параметром крутки воздушного потока.
Характеристики горелок. Параметр
крутки воздушного потока представляет собой отношение вектора момента количества
движения к проекции вектора количества движения на ось струи и к диаметру круга, равновеликого сечению канала. В каналах с цилиндрическими насадками он может быть рассчитан по конструктивным характеристикам завихрителей по формулам, имеющимся в нормативной и справочной литературе [1, 3, 7, 13].
В зависимости от параметра крутки определяются: количество рециркулирующих
газов в приосевой зоне к корню факела, обеспечивающих надежность воспламенения и
устойчивость горения топлива; скорость перемешивания и выгорания топлива; аэродинамическая дальнобойность факела; угол раскрытия
факела; коэффициент аэродинамического сопротивления, а следовательно, потеря напора
воздуха на горелке.
Сравнительная оценка гидравлических
характеристик проточной части горелочных
устройств в зависимости от параметра крутки
п при различных способах закрутки воздуха
показана на рис. 2.4.10.
220
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
5
1----+--f-----Ь.-.С.....-..,,.+"":,,,-""'-\
J l - - - - +7""'-"---l-::a..-9 - - - - t - - i
2
J
п
Рис. 2.4.10. Изменение коэффициента
гидравлического сопротивления ζ
каналов горелок в зависимости от параметра
крутки п различных завихрителей:
1 – аксиального лопаточного с прямыми лопатками;
2 – тангенциального лопаточного с прямыми
лопатками; 3 – улиточного; 4 – тангенциального
лопаточного с прямыми лопатками в общем
(групповом) коробе; 5 – аксиального лопаточного
с профилированными лопатками
Форма амбразуры и ее конструктивные
параметры существенно влияют на аэродинамические характеристики горелочных устройств. Определенное влияние оказывают
также относительные размеры центральных
труб (газовый коллектор, форсуночная труба и
др.). Умелое использование этих параметров
расширяет возможности рациональной организации топочных процессов.
Анализ накопленных экспериментальных
данных свидетельствует о том, что наличие
центральной трубы не оказывает существенного влияния на аэродинамические характеристики факела при относительных ее размерах,
не превышающих ½ диаметра цилиндрического канала (d0 / d < 0,5). При увеличении относительных размеров (d0 / d > 0,5) аэродинамическая струя факела претерпевает серьезные
изменения. Так, в горелках с камерным завихрением при этом происходит повышение скоростной неравномерности, в то время как в
горелках с лопаточными завихрителями с увеличением d0 / d скоростная неравномерность
несколько снижается. Для всех типов вихревых горелок с увеличением отношения
d0 / d > 0,5 происходит уменьшение угла раскрытия факела.
Практика показала, что угол раскрытия
конуса амбразуры в βд = 15…20° на сторону
достаточно хорошо сочетается с углом развития
факела. При некотором угле конического расширения устья (более 30…35° на сторону) происходит отрыв потока от стенки и резко возрастает неравномерность профиля скоростей на
выходе из устья горелки или факел раскрывается на 180° при большой крутке потока.
На практике часто применяют биконические амбразуры, имеющие сужение с последующим расширением. В таких горелках сужение приводит к снижению скоростной неравномерности потока, а последующее расширение способствует уменьшению дальнобойности, увеличению угла раскрытия факела и
расширению зоны отрицательных токов за
пределами узкого сечения. Пережим в устье
вихревых горелок способствует резкому сокращению зоны отрицательных токов в пределах амбразуры. Так, в горелочных устройствах
с тангенциальным лопаточным подводом уже
при dк / d ≤ 0,9 в узком сечении пережима совершенно отсутствуют отрицательные токи
при каких угодно значениях угла установки
лопаток и сколь угодно большой интенсивности крутки. Отрицательные токи появляются в
объеме топки вне пределов амбразуры. Благодаря этому элементы горелки и форсунка не
подвергаются омыванию высокотемпературными газами и не обгорают.
Схемы проточной части наиболее употребляемых амбразур показаны на рис. 2.4.11.
Амбразуры выполняются разводкой труб
экранов, которые в пределах амбразуры должны быть ошипованы и покрыты карбокорундовой обмазкой. Допускается выполнение амбразур из фасонного шамотного кирпича марки
ША-1 и муллитокарбокорундового кирпича
марки ВГЛ-1,4.
Выбор конструктивной схемы и организации рабочего процесса горелок производится
с учетом изложенного выше в зависимости от
конкретных условий их применения и требований, предъявляемых нормативными документами как к горелкам, так и к показателям
топочного процесса котла в целом.
aJ
ti)
Рис. 2.4.11. Амбразуры газомазутных горелок:
а – биконическая; б – диффузорная
КОНСТРУКЦИИ ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
2.4.5. КОНСТРУКЦИИ
ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
большим 5 аксиальными лопаточными завихрителями. Периферийный завихритель имеет
профилированные лопатки с безударным входом, установленные под углом 45°. Внутренние завихрители состоят из плоских лопаток с
углом установки 45°.
Все завихрители закручивают воздух в
одну сторону и (в соответствии с заказом) выполняются левого и правого вращения. Через
периферийный канал поступает около 60 %
воздуха, через внутренний – 40 %. Газораздающий узел выполнен двухпоточным и состоит из трубчатой системы с газораздающими
трубками 1, на концах которых расположены
насадки с выпускными отверстиями, и узла
центральной подачи газа 2. Выходной участое
горелки оканчивается биконической амбразурой из огнеупорного материала с углом раскрытия 15° на сторону.
Газомазутные горелки ОАО "НПО
ЦКТИ", применяемые на энергетических котлах паропроизводительностью более 20 кг/с.
На рис. 2.4.12 показана горелка ГМУ-40м,
предоставляющая типоразмерный ряд газомазутных горелок тепловой мощностью от 12,5
до 60 МВт: ГМУ-12,5м, ГМУ-15м, ГМУ-17,5м,
ГМУ-20м, ГМУ-30м, ГМУ-40м, ГМУ-45м,
ГМУ-52м, ГМУ-60м.
Двухпоточная по воздуху газомазутная
горелка вихревого типа тепловой мощностью
40 МВт состоит из корпуса 10 с перегородкой
и шибером 9, регулирующим раздачу воздуха,
воздухонаправляющего устройства периферийного канала с аксиальным лопаточным
завихрителем 3, воздухонаправляющего устройства внутреннего канала с малым 4 и
J
4
221
5
6
10
9
Рис. 2.4.12. Газомазутная горелка ГМУ-40м
1
2
9
Рис. 2.4.13. Газомазутная горелка
ГМУ-12,5 м
Датчик контроля факела размещается в
трубе 6. Для визуального контроля работы горелки предусмотрена гляделка. Горелка оснащена запально-защитным устройством (ЗЗУ), размещенными в трубе 8. По оси горелки расположена паромеханическая форсунка 7. Регулирование тепловой мощности горелки – плавное.
Горелка ГМУ-12,5м состоит из воздухонаправляющего устройства и систем подачи
газа и мазута (рис. 2.4.13). Воздухонаправляющее устройство имеет корпус 3 и обечайку
с перегородкой, разделяющей воздушный поток на два потока – периферийный и внутренний. Часть воздуха через перепускное отверстие поступает в центральный канал для охлаждения форсунки.
222
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
В каждом канале для закрутки воздушных потоков установлены лопаточные завихрители 1 и 2 аксиального типа. Завихрители
состоят из профилированных лопаток с углом
установки 45°, равномерно расположенных
между ободом и втулкой. Оба завихрителя
закручивают воздух в одну сторону. Воздух
распределяется по каналам следующим образом: через периферийный канал поступает
60,2 % воздуха, через внутренний – 36,2 % и
3,6 % поступает в центральный канал газового
коллектора.
Для регулировки распределения воздуха
по каналам на перегородке, делящей воздушный поток на два потока, установлен "языковый" шибер 8.
В горелке применена центральная система подачи газа, которая выполнена из следующих узлов: входного патрубка, газового
коллектора 5 и газораздающего насадка 9. Для
работы на мазуте используется паромеханическая форсунка, устанавливаемая по оси горелки в центральной трубе.
Горелку оснащают запально-защитным
устройством ЗЗУ-ЗГ-01/2-1750 конструкции с
системой контроля факела. Запальник помещают в трубу 6, оптический датчик – в трубу 4.
Для визуального контроля процесса горения
горелка оборудована гляделкой 7.
Горелки большой мощности Таганрогского котельного завода. Практически все
газомазутные горелки, выпускаемые котельными заводами для своих котлов, – комбинированные, вихревого типа. В них используется
принцип как тангенциальной, так и аксиальной
закрутки воздуха. Они могут быть как однопоточные (по воздуху), так и двухпоточные и
многопоточные.
Преимуществами двухпоточных горелок
являются возможность широкого выбора аэродинамических характеристик и структура факела с целью оптимизации динамики и качества
смешения топлива с воздухом, в частности, для
уменьшения вредных выбросов. Двухпоточными горелками оснащаются преимущественно
котлы большой производительности.
В горелках котлов под наддувом при замене (снятии) форсунки или запальника для
исключения выбивания горячих газов наружу
в установочное устройство (отверстие) подается воздух под давлением, препятствующий
выходу газов наружу. Амбразуры горелок защищаются от обгорания и оплавления трубами
нижней радиационной части, ошипованными и
покрытыми карборундовой обмазкой.
Подвод воздуха к горелкам осуществляется как индивидуальными воздуховодами, так
и общим коробом.
На котле ТГМП-204 паропроизводительностью 2650 т/ч для уменьшения температуры
газов в зоне горения, снижения содержания
оксидов азота и уменьшения газовой коррозии
установлено 36 горелок производительностью
по мазуту 5,2 т/ч, размещенных в три яруса на
фронтовой и задней стенках топочной камеры.
Воздух на горелки поступает из общего короба, так как при таком числе горелок становится
затруднительным индивидуальное регулирование. На входе воздуха в общий короб установлены регулирующие устройства. Равномерная раздача воздуха по горелкам обеспечивается за счет больших размеров воздушных
коробов и соответственно малой потери напора при движении в них воздуха. Общий короб
разделен на три отсека для раздельной подачи
воздуха во внутренние и периферийные каналы горелок, а также для ввода рециркулируемых дымовых газов.
На рис. 2.4.14 показана горелка котла
ТГМП-204. Снаружи периферийного воздушного канала 6 находится канал 7 для ввода
рециркулирующих дымовых газов с целью
регулирования температуры перегретого пара
и снижения температуры дымовых газов в зоне
горения для уменьшения содержания NOх и
снижения интенсивности газовой коррозии.
r 2
'+ 5
З
11
5
7
в
9
10
Рис. 2.4.14. Включенная в общий короб
газомазутная горелка котла ТГМП-204
с пропускной способностью 5,14 т/ч мазута:
1 – импульсная линия для контроля за давлением
воздуха; 2 и 4 – подача воздуха соответственно в
центральный и периферийный кольцевые каналы;
3 и 6 – тангенциально-лопаточный аппарат
соответственно центрального и периферийного
воздуха; 5 – газовый коллектор; 7 – ввод газов
рециркуляции; 8 – линзовый компенсатор;
9 – амбразура горелки; 10 – газовый запальник;
11 – форсунка; 12 – пневмозатвор
КОНСТРУКЦИИ ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
Для улучшения процесса горения при
предельно малых избытках воздуха ВТИ предложены прямоточные горелки встречноударного действия. Горелки устанавливаются
на фронтовой и задней стенах топочной камеры. Процесс горения с этими горелками улучшается за счет вторичного перемешивания в
результате соударения струй. Горелки предназначены для котлов блоков 300 и 800 МВт и
ряда котлов высокого давления.
Горелка встречно-ударного действия с
производительностью по мазуту 6 т/ч для котлов ТГМП-114 показана на рис. 2.4.15. Испытания, проведенные в ВТИ, показали высокую
надежность и устойчивость работы горелок с
предельно малыми избытками воздуха. Благодаря интенсивному перемешиванию в соударяющихся струях эти горелки менее чувствительны к неравномерности распределения топлива и воздуха, чем вихревые. За счет отключения наружного воздушного канала горелки
осуществляется снижение нагрузки котла до
45 % номинальной без отключения горелок.
Для котлов большой мощности применяются также многоканальные трехпоточные
газомазутные подовые горелки (рис. 2.4.16).
Горелки имеют аксиальный завихритель 2
приосевого воздушного потока, тангенциальный лопаточный завихритель 1 центрального
воздушного потока с неподвижными лопатка-
Рис. 2.4.15. Горелка встречно-ударного действия
ВТИ-ТКЗ:
1 – периферийный канал; 2 – наружный
отключаемый канал; 3 – форсунка; 4 – завихритель;
5 – газовый патрубок; 6 – центральный канал
223
Рис. 2.4.16. Многоканальная газомазутная
подовая горелка мощностью 41…104 МВт:
1 – тангенциальный лопаточный завихритель
центрального воздушного потока с неподвижными
лопатками; 2 – аксиальный завихритель приосевого
воздушного потока с неподвижными лопатками;
3 – устройство подачи периферийного газа;
4 – устройство подачи центрального газа;
5 – форсунка; 6 – реверсивный аксиальный
завихритель периферийного потока
ми и реверсивный завихритель 6 воздуха периферийного потока.
Сопротивление горелок по воздуху
1,6…2 кПа. Форсунки горелок – паромеханические. Горелки обеспечивают работу котлов в
диапазоне нагрузок 100…40 % с избытком
воздуха за пароперегревателем 1,01…1,03.
Широкое распространение получили
унифицированные
газомазутные
горелки
ГМУ-30-11 и ГМУ-45-11. Они рассчитаны на
раздельное сжигание мазута и природного или
попутного газа. Допускается кратковременное
совместное сжигание мазута и газа в период
перехода с одного вида топлива на другой.
В горелках предусмотрен ввод газов рециркуляции в смеси с воздухом, поступающим
через периферийный канал горелки. Возможен
ввод рециркуляции в смеси со всем воздухом,
подаваемым на горение, но при этом степень
рециркуляции газов на номинальной нагрузке
не должна превышать 40 %. Допускается уста-
224
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
Основным и предпочтительным вариантом амбразуры для унифицированных горелок
является биконическая амбразура, форма и размеры которой применительно к каждому типоразмеру горелки должны соответствовать нормативно-технической документации. Допускается применение других форм амбразуры.
Для распыливания жидкого топлива в
унифицированных горелках используются
паромеханические форсунки. При условиях
эксплуатации, не требующих снижения тепловой мощности горелок ниже 60…70 %, допустимо применение механических форсунок.
Горелки для котлов паропроизводительностью менее 20 кг/с. Газомазутные,
короткофакельные горелки ГМГ-М предназначены в основном для котлов типа ДКВР
(рис. 2.4.18). Горелки изготавливаются четырех типоразмеров мощностью 1,85; 2,44; 4,90;
8,20 МВт.
В горелках двухзонная подача воздуха:
воздух распределен на первичный и вторичный
(основной). На выходе из горелки вторичный
воздух закручивается аксиальным воздухозакручивающим устройством с двенадцатью прямыми лопатками, расположенными под углом
45° к оси горелки. Первичный воздух закручивается аксиально-тангенциальным завихрителем, состоящим из 16 наклонных лопаток.
новка горелок и на котлах без рециркуляции
газов.
Унифицированная газомазутная горелка
типа ГМУ выполнена двухпоточной (рис. 2.4.17).
Она состоит из воздухонаправляющего устройства внутреннего канала с осевым (аксиальным) завихрителем 4, воздухонаправляющего устройства периферийного канала с тангенциальным лопаточным завихрителем 5,
газораздающего узла с центральной раздачей
газа 2, запальника 7 запально-защитного устройства, трубы для установки форсунки 1, узла
пневмозатвора 8 с гляделкой для визуального
контроля факела.
Осевой завихритель имеет профилированные лопатки, выходные участки которых
повернуты по отношению к оси горелки под
углом 40°, а тангенциальный завихритель –
плоские лопатки, установленные с углом наклона 60° к радиусу. Оба завихрителя закручивают воздух в одну сторону и в соответствии
с заказом выполняются левого и правого вращения.
Через периферийный канал поступает
60 % воздуха, через внутренний – 40 %, из
которых около 5 % воздуха проходит через
перепускные окна в газораздающем узле в
центральный канал для охлаждения форсунки
и газораздающего насадка.
'l.
З
4
5
6
7
8
15°
Рис. 2.4.17. Газомазутная горелка ГМУ:
1 – мазутная форсунка; 2 – газовый коллектор центральной раздачи газа; 3 – опорная плита;
4 – завихритель внутреннего воздушного канала; 5 – завихритель периферийного воздушного канала;
6 – газовоздушный короб; 7 – запальник запально-защитного устройства; 8 – пневмозатвор; 8 – датчик
контроля факела запально-защитного устройства; I – газ запальника; II – пар; III – мазут; IV – газ
КОНСТРУКЦИИ ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
225
Рис. 2.4.18. Газомазутная горелка ГМГ-М:
1 – газовоздушная часть; 2, 5 – лопаточные завихрители вторичного и первичного воздуха; 3 – монтажная
плита; 4 – керамический туннель; 6 – паромеханическая форсунка; 7 – стакан для установки ЗЗУ
При работе на мазуте шиберы первичного воздуха открыты полностью. Первичный
воздух подается к корню факела (к головке
форсунки) для поджигания топливовоздушной
смеси. Доля первичного воздуха составляет
15…20 % общего количества воздуха. Вторичный воздух регулируется в зависимости от
давления топлива шиберами вторичного воздуха. В горелке применены паромеханические
форсунки.
Преимуществом этих горелок является
сравнительно низкое сопротивление по воздуху,
устойчивое горение топлива в широком интервале нагрузок с обеспечением сравнительно
низких избытков воздуха на низких нагрузках.
Горелки типа ГМГБ разработаны ОАО
"НПО ЦКТИ", выпускаются двух типоразмеров (рис. 2.4.19): ГМГБ-5,6 и ГМГБ-12 тепловой
мощностью соответственно 6,4 и 14,2 МВт.
Короткофакельная горелка однозонного подвода воздуха через тангенциальный лопаточный аппарат с профилированными лопатками
используется с паромеханической форсункой.
Завихритель воздуха с поворотными лопатками позволяет изменять параметр крутки воздуха, регулируя форму и длину факела в топке.
При закрытом лопаточном аппарате подача воздуха на горелку полностью прекращается,
что дает возможность осуществлять количественное регулирование: регулирование нагрузки
котла с изменением числа работающих горелок
(трех, двух, одной на котлах ДКВР-20).
Горелки монтируются либо в общем воздушном коробе, либо за обшивкой котла; для
удобства обслуживания они имеют откидную
дверцу, на которой и смонтирован завихритель
воздуха. Герметичность их позволяет им работать на котлах под наддувом.
4-
3
5
8
Рис. 2.4.19. Горелка типа ГМГБ:
1 – воздушный короб; 2 – ввод газа; 3 – газовый
коллектор; 4 – завихритель воздуха с приводом; 5 –
стабилизатор; 6 – форсунка; 7 – откидная крышка;
8 – направляющий конус (пережим)
Газомазутная с предварительной газификацией мазута горелка ГМП-16, разработанная
ОАО "НПО ЦКТИ", предназначена для котлов ДЕ-25-14-ГМ и изготавливается одного
типоразмера тепловой мощностью 18,8 МВт
(рис. 2.4.20, а).
Процесс сжигания жидкого топлива сводится к однофазному газовому горению в топке, минуя предварительные стадии подготовки
топлива (подогрев, испарение). Предварительные стадии осуществляются в камере газификации за счет теплоты, выделяющейся при
сжигании в камере газификации мелкодисперсионных капель топлива. При этом в топочной
камере уменьшаются локальные тепловые
нагрузки экранов. Для горелок этого типа являются характерными ускорение реакции горения, уменьшение сажеобразования и расширение диапазона регулирования.
226
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
J
а)
6
25°
J
J
б)
8)
Рис. 2.4.20. Горелки ГМП-16 и ГМ-10, разработанные ОАО "НПО ЦКТИ":
а – ГМП-16; б – ГМ-10; в – ГМ-2,5-7; 1 – подвод воздуха; 2 – подвод газа; 3 – горелочный туннель;
4 – газовый коллектор; 5 – аксиальный завихритель воздуха; 6 – то же, тангенциальный;
7 – основная форсунка; 8 – резервная форсунка; 9 – захлопка
Горелки типа ГМ выпускаются для котлов серии ДЕ (ДЕ-4-14 ГМ, ДЕ-6,5-14ГМ, ДЕ10-14ГМ, ДЕ-16-14ГМ) на тепловую мощность
2,94; 5,30; 7,42; 12,56 МВт (рис. 2.4.20, б, в).
Горелки разработаны на основе однозонного
аксиального воздухонаправляющего устройства с профильными лопатками. Раздача газа
периферийная, форсунки паромеханические.
Горелки ДКЗ разработаны ВТИ трех типоразмеров (рис. 2.4.21): тепловой мощностью
6,60; 9,0; 12,65 МВт для водогрейных котлов
ПТВМ-30М, ПТВМ-50, ПТВМ-100. Это вихревые однопоточные горелки с аксиальным
завихрителем воздуха. Раздача газа по периферии, подача мазута осуществляются механическими форсунками, охлаждаемыми водой.
В горелке РГМГ-7м с ротационной форсункой вращение вала форсунки 1 с закрепленным на нем распыливающим стаканом 11 осуществляется от электродвигателя 6 через клиноременную передачу 5 (рис. 2.4.22). На валу
форсунки закреплен вентилятор 4 для подачи
распыливающего воздуха между распыливающим стаканом 11 и воздушным конусом.
б
4-
5
а)
Рис. 2.4.21. Газомазутная горелка ДКЗ:
1 – подвод воздуха; 2 – подвод газа (варианты а и б);
3 – газовая камера; 4 – форсунка;
5 – горелочный туннель;
6 – завихритель воздуха
КОНСТРУКЦИИ ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
Рис. 2.4.22. Газомазутная ротационная
горелка РГМГ-7м:
1 – ротационная форсунка; 2 – полый вал;
3 – топливоподводящее устройство; 4 – вентилятор
первичного воздуха; 5 – клиноременная передача;
6 – электродвигатель; 7 – газовая часть;
8 – завихритель вторичного воздуха; 9 – завихритель
первичного воздуха; 10 – гайка-питатель;
11 – распыливающий стакан
На внутреннюю поверхность распыливающего стакана топливо поступает из сопла
топливопровода, находящегося внутри вала
форсунки. Топливо в форсунку поступает самотеком, а расход его регулируется вентилем
перед горелкой.
На рис. 2.4.23 представлены газомазутные горелки конструкции Ф.А. Липинского и
СКБ-ВТИ соответственно с тангенциальным и
227
аксиальным лопаточным аппаратами, установленными в канале центрального потока. Периферийный канал не имеет завихрителя, и воздух (около 80…90 %) выходит прямоточной
струей. Подача топлива осуществляется через
осевую газомазутную трубу.
Горелки подобного типа рекомендуются
для котлов со встречной компоновкой. Экспериментально доказано, что при этом обеспечивается равнопроточность в топочной камере в
отличие от котлов с фронтовой компоновкой
горелок, в которых установка подобных горелок может привести к шлакованию противоположной стенки топочной камеры. Исследованиями горелок типа СКБ-ВТИ, называемых
также горелками "ударного действия", установлено следующее:
коэффициент гидравлического сопротивления в 2 – 3 раза ниже значений его для горелок с двумя завихривающими аппаратами;
с уменьшением доли сечения, занятого
центральным каналом, коэффициент гидравлического сопротивления снижается, и для
fп = 25 % зависимость его от угла поворота
лопаток становится почти линейной;
установка центрального регистра на различном расстоянии от среза амбразуры горелки (х / d = 0,5…4) не влияет на сопротивление
горелки;
наличие периферийного прямоточного
потока приводит к уменьшению угла раскрытия
факела, зоны и величины обратных токов, к
увеличению аэродинамической длины факела;
скоростная неравномерность ε при обоих
включенных каналах составляет 0,12…0,14.
б)
Рис. 2.4.23. Горелки Ф.А. Липинского (а) и СКБ-ВТИ (б):
I – воздух; II – мазут; III – газ
228
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
Конструкции газомазутных горелок,
применяемых на котлах за рубежом. Много
общего с приведенными отечественными конструкциями имеют горелки, разработанные за
рубежом (рис. 2.4.24).
Горелка, разработанная в Германии, имеет три ступени регулирования скорости воздуха в устье (рис. 2.4.24, а). Она состоит из двух
соосно расположенных горловин в форме труб
Вентури с возможностью регулирования расхода периферийного потока воздуха перемещением осевого цилиндрического шибера.
Преимущество горелки – возможность более
точного измерения расходуемого количества
воздуха и нормальная работа горелки при
снижении ее производительности до 10 %.
Отсутствие закрутки потоков и средств регулирования в центральном потоке, однако, ограничивают область применения горелок этого
типа. Наиболее целесообразным является их
использование в котлах со встречной компоновкой горелочных устройств.
Горелка фирмы Штайнмюллер (Германия) типа L имеет регулируемое сечение (до
1/6) горловины для ввода закрученного воздуха I (рис. 2.4.24, б). Преимущество горелки –
возможность сохранения скоростей воздуха у
корня факела при снижении производительности; основной недостаток – отсутствие регулирования интенсивности крутки потоков.
Газомазутные горелки фирмы БабкокВилькокс предназначены для котлов с паропроизводительностью 1500…2000 т/ч, с расходами по мазуту 5000, 6000 и 7000 кг/ч.
В горелке, представленной на рис. 2.4.24, в,
воздух I на горение поступает через два коаксиальных сопла Вентури. Скорость воздуха на
срезе сопел 60…70 м/с. Мазут с давлением
1,2…2,1 МПа распыливается паровой Y-форсункой. Газ II подается через патрубок и кольцевой коллектор. На конец защитной трубы
насажен осевой лопаточный завихритель для
стабилизации пламени. Угол установки лопаток завихрителя к оси горелки 45°. Через завихритель подается 20…25 % воздуха. При
работе горелки на пониженной нагрузке подача воздуха через сопло перекрывается барабанным шибером.
Воздух на горелки поступает из общего
воздушного короба. Его расход фиксируется
по перепаду давлений между импульсными
точками, расположенными в воздушном коробе и в узком сечении сопла Вентури.
б)
б)
г)
Рис. 2.4.24. Газомазутные горелки, разработанные за рубежом:
I – воздух; II – газ; III – мазут
КОНСТРУКЦИИ ГАЗОМАЗУТНЫХ ГОРЕЛОК
В другой горелке этой фирмы проточная
часть выполнена в виде трубы Вентури
(рис. 2.4.24, г). По центру трубы размещена
защитная труба, внутри которой находится
форсунка. На конец защитной трубы насажен
осевой лопаточный завихритель, служащий
для стабилизации пламени. Угол установки
лопаток 45°. Через сечение завихрителя проходит 20…25 % воздуха, необходимого для
горения. Остальная часть воздуха идет прямотоком. Скорость воздуха на выходе из горелки
принимается до 60…70 м/с. Благодаря отсутствию закрутки воздушного потока в корпусе
горелки "Вентури" удобно использовать перепад давлений между коробом и пережимом
горелки в качестве сигнала расхода. Горелки
размещают в общем воздушном коробе. С помощью кольцевого шибера на входе в горелку
можно производить перераспределение воздуха по отдельным горелкам и его подрегулировку. На входе в горелку устанавливают сетку с размером отверстий 25…30 мм.
Для комбинированного сжигания мазута
и газа в горелке размещают газовые насадки,
головки которых имеют отверстия малого
диаметра, через которые происходит истечение газа. Головки располагают в кольцевом
зазоре на равных расстояниях. Количество
газовых насадок 8 – 12.
Фирма Бабкок-Вилькокс выполняет амбразуры путем развода экранных труб. Срез
горелки типа "Вентури" при установке не выходит за пределы труб. Обмазка амбразуры
огнеупорным составом не производится.
Для распыления жидких топлив фирма
применяет многосопловые паровые форсунки
Y-типа.
Газомазутная горелка фирмы Пиллард
предназначена для котлов средней и большой
мощности, пропускная способность ее по жидкому топливу до 5 т/ч; обеспечивает сжигание
топлива с избытками воздуха на выходе из
топки 1,01…1,015.
Горелка имеет трехзонную подачу воздуха (рис. 2.4.25): через центральный завихритель – диск с профрезерованными по периферии узкими щелями под углом 40° к оси перед
аксиальным лопаточным завихрителем факельной коробки 1, через аксиальный лопаточный завихритель факельной коробки и через
тангенциально-лопаточный завихритель 7 между гиперболоидной трубой и коническим
дефлектором 4. Воздух, поступающий в факельную коробку 1, регулируется сегментным
z
з
4
5
6
7
229
8 9
Рис. 2.4.25. Газомазутная горелка фирмы Пиллард:
1 – факельная коробка; 2 – гиперболоидная труба; 3 – форсунка; 4 – дефлектор; 5 – газовый насадок;
6 – кольцевой шибер; 7 – тангенциально-лопаточный завихритель; 8 – перфорированная обечайка;
9 – сегментный шибер
230
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
шибером 9, а поступающий в тангенциальнолопаточный аппарат 7 – кольцевым шибером 6.
Аксиальный завихривающий аппарат факельной коробки состоит из 24 лопаток, расположенных под углом 25° к оси горелки.
Крутка воздуха центрального и аксиально-лопаточного завихрителей выполнена в разные стороны. Количество воздуха, поступающего из центрального завихрителя непосредственно к головке форсунки, составляет 6 %, через аксиально-лопаточный завихритель – 24 %,
а через тангенциально-лопаточный аппарат –
76 %. С помощью механизма поворота лопаток
можно менять угол установки лопаток завихрителя 7 от 16 до 60° (от радиального направления). Тяги регулирования выведены на панель горелки.
Скорость воздуха на выходе из горелки
составляет 60 м/с, сопротивление горелки
1,5…2 кПа. Амбразура горелки и выходная
труба 2 профилируются является пережимом
амбразуры. Угол раствора входного конфузора
и выходного диффузора 30°.
В горелке используется центробежная
форсунка со сливом. Диапазон регулирования
горелки при работе с малыми избытками воздуха
100…25 % при практически неизменном давлении топлива перед форсункой и постоянном
угле факела 85°. Давление топлива перед форсункой 3,5 МПа. Вязкость мазута (2…2,5° ВУ)
автоматически поддерживается перед форсункой с помощью вискозиметра.
После отключения подачи топлива форсунка продувается паром с давлением
1,0…1,4 МПа (в течение 1 мин), из горелки не
убирается и охлаждается паром с давлением
0,3 МПа.
Горелки фирмы Интернешнл Комбасчн
(Великобритания) для газомазутных котлов
имеют производительностью до 4,53 т/ч по
мазуту. На рис. 2.4.26 показана прямоточновихревая газомазутная горелка со стальной
амбразурой круглого сечения и центральным
расположением форсунки.
На форсуночной трубе укреплен осевой
завихритель с углом установки профилированных лопаток 45° толщиной 5 мм. Через сечение завихрителя проходит до 35…40 % воздуха, а остальная часть идет прямоточно. Скорость воздуха на выходе из горелки составляет
60…70 м/с.
Газораздающий кольцевой коллектор размещен на панели горелки: к коллектору приварены десять газовых отводов с насадками. Головки газовых насадок подведены к центральной части регистра. На горелке имеются отверстия для запальника и фотоэлемента – регистратора пламени, а также смотровые лючки.
Рис. 2.4.26. Газомазутная горелка фирмы Интернешнл Комбасчн:
1 – ствол форсунки; 2 – газораздающая труба; 3 – запальник; I – воздух; II – газ
МАЗУТНЫЕ ФОРСУНКИ
Необходимо отметить, что такой подвод
газа в регистр непосредственно не является
рациональным, так как приводит к обгоранию
лопаток, и фирма перешла к изготовлению горелок, у которых газовый коллектор расположен внутри корпуса горелки, перед завихрителем, а газообразное топливо через 8 – 12 трубок
поступает в кольцевой канал вокруг регистра.
Форсунки механического распыливания с
рециркуляцией рассчитаны на рабочее давление 3,16 МПа. Диапазон регулирования по
производительности 100…25 % достигается
изменением давления на сливе. Форсунка комплектуется вместе с пятиходовым клапаном,
который обеспечивает непрерывную прокачку
мазута как в рабочем режиме, так и в режиме
рециркуляции.
Характерной особенностью этой форсунки является игольчатый запорный клапан.
2.4.6. МАЗУТНЫЕ ФОРСУНКИ
Качество распыливания зависит не только
от конструктивных характеристик самих форсунок, но и от вязкости, плотности и поверхностного натяжения топлива. Последние три параметра зависят от температуры жидкого топлива: ее повышение улучшает распыливание.
В энергетических котлах сжигаются в
основном мазуты М40 и М100. Минимальная
температура мазута, поступающего в форсунку
для распыливания, определяется предельным
значением кинематической вязкости топлива
16 ⋅ 10–6 м2 /с (16 мм2 /с) или 2,5 ВУ. Для мазута М40 минимальная температура составляет
120 °С, для мазута М100 – 133 °С.
На энергетических паровых котлах применяются следующие типы форсунок:
механические одноступенчатые;
механические двухступенчатые;
механические с обратным сливом;
паромеханические.
Ранее достаточно широко применялись
также паровые форсунки, особенно в качестве
растопочных на пылеугольных котлах.
Основные параметры и требования к показателям качества форсунок регламентируются ГОСТ 23689.
Выбор форсунки того или иного типа определяется условием ее работы и требованиями к топочному процессу конкретного котла.
Наибольшее распространение в настоящее время получили паромеханические форсунки, которые обеспечивают достаточно тон-
231
кий распыл. При снижении производительности до 25 % номинальной резкого увеличения
размеров капель не наблюдается, а с увеличением давления пара они уменьшаются во всем
диапазоне изменения нагрузки. Угол раскрытия топливного потока αф при снижении нагрузки изменяется мало.
Расход пара на распыливание составляет
2 % массы мазута при номинальной производительности. Давление пара при этом
0,3…0,4 МПа.
Ресурс работы нормализованных форсунок составляет 8000 ч при изготовлении распылителей из вольфрамокобальтовой или железохромистых композиций; 4000 ч – из железохромистых композиций и 1500…2000 ч – из
стали 30Х13 с закалкой 45…50 HRC.
В механических центробежных одноступенчатых форсунках энергия для дробления
струи топлива обеспечивается потенциальной
энергией топлива (давлением его перед форсунками), а угол распыливания – степенью
закрутки топлива в камере завихривания форсунки. Дисперсность (тонина) распыливания
тем выше, чем больше давление топлива перед
форсункой. Расход топлива через форсунку
определяется квадратичной зависимостью от
давления. Указанные особенности рабочего
процесса приводят к тому, что при допустимом максимальном размере капель для обеспечения выгорания топлива в условиях топочных камер энергетических котлов нижний
предел давления при регулировании расхода
топлива должен быть не ниже 1…1,5 МПа
(меньшее значение для более легких топлив).
Это означает, что механические центробежные
одноступенчатые форсунки несмотря на их
простоту и минимальные затраты энергии на
распыливание топлива при принятом в отечественной энергетике номинальном давлении
топлива 3,5 МПа могут применяться в условиях, когда не требуется коэффициент рабочего
регулирования более 1,7 – 2.
Механические двухступенчатые форсунки являются блоком двух последовательно
расположенных одноступенчатых форсунок.
Закономерности распыливания у них типичные для одноступенчатых механических форсунок, но каждая из них рассчитывается только на часть номинального расхода при номинальном давлении топлива. Благодаря этому
можно получить коэффициент регулирования
форсунки около 3, включая на частичных малых нагрузках котла только одну ступень, а на
232
Глава 2.4. КОНСТРУКЦИИ ТОПОК И ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
больших нагрузках обе ступени. К числу известных недостатков таких форсунок относится некоторое усложнение подачи топлива к
форсункам, а также различный угол распыливания на больших и малых нагрузках.
Механические форсунки с обратным
сливом являются вариантом одноступенчатой
механической форсунки и отличаются от нее
режимом работы камеры завихривания. На
всех нагрузках в пределах регулирования подача топлива осуществляется под постоянным
(номинальным) давлением. Благодаря этому
скорость истечения топлива через дозирующие
каналы и в камере завихривания форсунки
сохраняется практически постоянной, а следовательно, дисперсность распыливания также
изменяется мало.
Необходимый расход топлива в топку
обеспечивается сливом части топлива через
сливное отверстие в камере завихривания.
Регулирование расхода осуществляется дросселированием сливного тракта. Коэффициент
рабочего регулирования принципиально может
быть достигнут больше указанного, однако
при этом необходимо обеспечить малое гидравлическое сопротивление сливного тракта за
счет увеличения диаметра труб и сокращения
расстояния до места слива топлива в емкость.
Кроме усложнения схемы мазутопроводов
другим недостатком форсунок с обратным
сливом является изменение угла распыливания
в зависимости от нагрузки.
Паромеханические форсунки представляют собой комбинацию одноступенчатой
механической форсунки с паровой ступенью
(по существу то же одноступенчатой паровой
форсункой), струи которых взаимодействуют
на выходе из форсунки. За счет кинетической
энергии паровой струи осуществляется дополнительное дробление крупных капель топлива.
Как правило, расход пара составляет 2…5 %
номинального расхода топлива. Такое небольшое количество пара практически не оказывает существенного влияния на дисперсность
распыливания на режимах с расходом топлива
100…70 %. Однако при дальнейшем снижении
расхода топлива (особенно ниже 50 %) влияние паровой ступени на дисперсность распыливания прогрессивно возрастает.
Хорошо отработанные конструкции паромеханических форсунок могут обеспечить
коэффициент рабочего регулирования до 10.
Благодаря этому паромеханические форсунки
в настоящее время нашли наиболее широкое
применение на газомазутных котлах, несмотря
на некоторые экономические потери за счет
потерь пара.
На рис. 2.4.27 показаны форсунки, получившие распространение на энергетических
котлах.
Нормализованные механические и паромеханические форсунки изготовляют с распыливающими элементами из износостойкой
стали или методом порошковой металлургии
из вольфрамовых, карбидтитановых или железохромистых композиций (рис. 2.4.28).
Двухступенчатая форсунка ВТИ по существу состоит из двух соосно расположенных
а)
б)
6)
2)
Рис. 2.4.27. Схемы форсунок энергетических котлов:
а – механическая нормализованная; б – механическая с обратным сливом;
в – двухступенчатая ВТИ-БЭРН; г – паромеханическая нормализованная
233
НАСТЕННЫЕ ЭКРАНЫ ТОПКИ
б)
Рис. 2.4.28. Распыливающие элементы
нормализованной форсунки,
изготовленные различными методами:
а – из износостойкой стали;
б – порошковой металлургией
форсунок. Каждая ступень имеет самостоятельные подводы топлива и распыливающие
элементы, состоящие из камер завихривания,
тангенциальных каналов и сопл. При малых
нагрузках топливо подается через центральную ступень, при полной – через обе ступени.
Нормализованные
паромеханические
форсунки выбираются в соответствии с требуемой производительностью, давлением топлива перед форсункой и давлением распыливающего пара. Давление пара на продувку
составляет 0,5…0,6 МПа, его температура
200…250 °С.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Методические указания по проектированию топочных устройств энергетических
котлов / Под ред. Э.Х. Вербовецкого и
Н.Г. Жмерика, СПб., 1996. 270 с.
2. Ахмедов Р.Б. Дутьевые газогорелочные устройства. М.: Недра, 1977. 272 с.
3. Иванов Ю.И. Газогорелочные устройства. М.: Недра, 1970. 375 с.
4. Ахмедов Р.Б. Основы регулирования
топочных процессов. М.: Энергия, 1967. 250 с.
5. Спейшер В.А. Сжигание газа на
электростанциях и в промышленности. М.:
Энергия, 1967. 250 с.
6. Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. Л.: Недра, 1987.
312 с.
7. Иссерлин А.С. Основы сжигания газового топлива. Л.: Недра, 1987. 336 с.
8. Внуков А.К. Надежность и экономичность котлов для газа и мазута. Л.: Энергия, 1966. 368 с.
9. Адамов В.А. Сжигание мазута в топках котов. Л.: Недра, 1989. 304 с.
10. Белосельский Б.С., Покровский В.Н.
Сернистые мазуты в энергетике. М.: Энергия,
1989. 328 с.
11. Сжигание жидкого и газообразного
топлива в топочных устройствах паровых котлов // Тр. ЦКТИ. Л., 1975. Вып. 128.
12. Вопросы исследования и расчета газомазутных топочных и горелочных устройств //
Тр. ЦКТИ. Л., 1967. Вып.76.
13. Справочник по котельным установкам. Топливо. Топливоприготовление. Топки и
топочные процессы / Под общ. ред. М.И. Неуймина, Т.С. Добрякова. М.: Машиностроение,
1993. 366 с.
14. Верховский Н.И., Красноселов Г.К.,
Машилов Е.В., Цирульников Л.М. Сжигание
высокосернистого мазута на электростанциях.
М.: Энергия, 1970.
15. Чепель В.М., Шур И.А. Сжигание
газов в топках котлов и печей и обслуживание
газового хозяйства предприятий. Л.: Недра,
1980. 592 с.
16. Винтовкин А.А., Ладыгичев М.Г.,
Гусовский В.Л., Калинова Т.В. Горелочные
устройства промышленных печей и топок
(конструкции и технические характеристики):
Справочник. М.: Интермет Инжиниринг, 1999.
554 с.
17. Разработка и внедрение низкотоксичных газомазутных горелок НПО ЦКТИ на
энергетических котлах / Н.С. Шестаков и др. //
Тр. ЦКТИ. СПб., 2002. Вып. 287.
Глава 2.5
ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
КОТЛОВ
2.5.1. НАСТЕННЫЕ ЭКРАНЫ ТОПКИ
Испарительные экраны котлов с естественной циркуляцией. Экраны топки котла с
естественной циркуляцией обычно изготовляют в виде вертикальных отдельных блоков
(панелей). Для транспортировки блоков железнодорожным транспортом и удобства монтажа каждый блок должен иметь ширину менее 3200 мм (примерный габарит железнодорожного подвижного состава). В настоящее
время для испарительных экранов применяют,
как правило, трубы диаметром 60 × 6 мм, шагом S1 = 80 мм, объединенные верхним и нижним коллекторами с наружным диаметром,
например, 273 мм (рис. 2.5.1). Между трубами
вваривается полоса 20 × 5 мм (вариант 2), что
234
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Б
А-А
б
(побернут)
кратноеs 1
2
I
кратное
s,
Рис. 2.5.1. Настенный экран котла с естественной циркуляцией (ребра труб свариваются между собой
двухсторонним швом; полоса (проставка) приваривается к трубам четырьмя швами):
I – граница цельносварной части; 1 – вариант с оребренными трубами; 2 – вариант из гладких труб
превращает экран в мембранную панель. Материалом труб и коллекторов является сталь
20К, так как температура стенки труб испарительных экранов не превышает 670 К. В зоне
подвода труб к коллектору (в зоне разводки
труб) полоса не вваривается (вид Б).
Отдельные блоки на монтаже свариваются между собой с помощью "проставки" (полосы), что позволяет выполнить топку газоплотной. Шлак из топки удаляется через устье холодной воронки в твердом виде в топках с
ТШУ или через летки в виде расплава в топках
с ЖШУ. И в том, и в другом случае шлак попадает в водяные ванны с гидрозатвором, что
обеспечивает практически отсутствие подсоса
наружного холодного воздуха в топку (∆αт =
= 0…0,02). Аналогично выполняются задний и
боковые экраны топки.
При давлении рабочей среды менее
14 МПа в котлах с естественной циркуляцией
стены топки закрыты, как правило, испарительными экранами, а пароперегреватель выполнен конвективным.
Все верхние коллекторы топочных поверхностей нагрева подвешены к потолочным
балкам несущего каркаса, что обеспечивает
свободное расширение экранов вниз. Смещение
нижних коллекторов вниз зависит прежде всего
от длины экранов и температуры среды в них.
Радиационные
пароперегреватели
котлов с естественной циркуляцией. С повышением давления до 14…17 МПа скрытая
теплота парообразования сокращается и стены
топки приходится частично закрывать пароперегревательными поверхностями – радиационным пароперегревателем (РПП). Существует
несколько вариантов:
конструкции РПП: поверх испарительного экрана; вместо испарительного экрана; в
виде внутритопочных ширм (ВТШ) или "щек".
Надежнее располагать РПП на одной из стен
топки, как правило, фронтовой, в зонах с пониженным тепловым потоком, ближе к выходу
газов из топки. При этом РПП будет занимать
только некоторую часть топки по высоте, а
оставшаяся часть должна быть выполнена из
испарительных экранов. В этом случае испарительные контуры укорачиваются, в них
уменьшается парообразование и, следовательно, снижается надежность циркуляции рабочего тела. В расчетах циркуляционных контуров
определяется целесообразность выполнения
РПП в виде экранов или ширм.
РПП можно установить на всю высоту
топки, например на фронтовой стене, вместо
одной или нескольких испарительных панелей
(рис. 2.5.2). При этом обеспечивается надежность циркуляции в испарительных панелях, но
РПП оказывается в зоне высоких тепловых потоков, что требует повышения массовых скоростей среды в нем. По конструкции РПП в этом
случае будет аналогичен панели испарительного экрана: панели соединяют между собой вваркой проставки (вариант 2, см. рис. 2.5.1). При
диаметре труб 32 мм шаг панели S1 = 48 мм.
Ширина панели РПП кратна этому шагу.
235
НАСТЕННЫЕ ЭКРАНЫ ТОПКИ
=
=
=
= ·=
11
= ·=
=
11
11
Выходн о е о кн о т о пк и
Радиаци о нный
naponepe rpe-
- -
в а т е л ь (РПП)
! r т !
Пр а вый
э кр а н
11
Левый
11
экр ан
11
аРПП
bт
bЛРПП
11
11
11
3 адний экран
1
ат
k--;
'\ V
! i
~
.::=о
=
т
I' \ /
!
~
~
.::=о
=
! ось топки
= ·
=
'"==
~
= ·
Рис. 2.5.2. Развертка топки котла с естественной циркуляцией и радиационным пароперегревателем,
расположенным на фронтовой стене топки по всей ее высоте (вид изнутри топки)
Важным моментом для такой конструкции РПП является разность температур сред в
РПП и испарительной панели, которая не
должна превышать 50 °С. Это условие ограничивает диапазон расположения РПП в схеме
пароводяного тракта.
Для РПП применяют трубы диаметром
32, 38, 42 мм, толщиной стенки 4…5 мм. Материалом является низколегированная сталь
перлитного класса, например 12Х1МФ или
15ХМ. Панели РПП изготовляют цельносварными также из оребренных труб (вариант 1).
Размеры РПП определяются при конструктивном расчете по его тепловосприятию,
задаваемому в схеме пароводяного тракта котла. При поверочном расчете задаются конструктивные характеристики РПП.
Потолок топочной камеры может быть
закрыт наклонными трубами фронтового экрана. Однако часто потолок выполняется горизонтальным и закрывается трубами потолочного пароперегревателя, подвешенными к потолочным балкам несущего каркаса котла. При
этом потолок разбивается на несколько панелей (согласно симметрии котла их должно
быть четное количество). Ширина панели определяется принимаемой массовой скоростью
(ρw = 800…1000 кг/(м2 ⋅с)).
Для уменьшения потерь теплоты в окружающую среду q5 и для обеспечения требуемой температуры наружной поверхности котла
(не более 50 °С) на трубы экранов снаружи
наносится многослойная изоляция толщиной
около 200…300 мм. Над потолочным пароперегревателем размещается изолированный
"теплый ящик", в котором находятся неизолированные перепускные трубы поверхностей
нагрева котла. Такое решение уменьшает массу изоляции, упрощает ремонтные работы,
улучшает условия диагностики состояния
труб. Верхние коллекторы РПП подвешены к
потолочным балкам несущего каркаса, что
обеспечивает свободное расширение РПП
вниз.
Конструктивный расчет РПП заключается в определении геометрических характеристик РПП по заданному в схеме пароводяного
тракта тепловосприятию.
Уравнение теплового баланса РПП записывается в виде:
∆hРПП DРПП = qл ηв. РПП FРПП ,
(2.5.1)
где ηв. РПП − коэффициент неравномерности
тепловосприятия (воспринятого теплового
потока) по высоте топочной камеры, принимаемый средним для зоны расположения РПП
(табл. 2.5.1).
Из уравнения теплового баланса (2.5.1)
находят площадь поверхности РПП, м2:
FРПП = (∆hРПП DРПП) / (qл ηв РПП). (2.5.2)
При необходимости в табл. 2.5.1 можно
ввести коэффициент неравномерности тепловосприятия по стенам топки ηст и по ширине
топки ηш . Как правило, вследствие равномерного распределению факела в топке для всех
топок принимается ηст = 1, для пылеугольных
топок с фронтальным расположением горелок
236
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
2.5.1. Коэффициент неравномерности тепловосприятия по высоте топки ηв1*
Зоны по высоте топки
Топливо
ниже
( hгор − 0,2)
hгор − 0,2
активного
горения
hгор + 0,2
Бурые угли и
торф
0,7
(1,0)
0,9
(1,1)
1,22*
(1,3)2*
Каменные
угли
0,7
(1,0)
0,9
(1,2)
1,32*
(1,4)2*
Экибастузский уголь
0,7
(0,9)
0,9
(1,1)
1,1
(1,2)
потолок
и выходное окно
топки
+ (0,2…0,5)
выше
( hгор + 0,5)
1,25
(1,3)
1,2
(1,3)
0,9
(1,0)
1,0
1,43*
(1,5)3*
1,0
(1,3)
0,8
(0,9)
0,7
1,1
(1,2)
0,9
(1,0)
0,8
2*
1,2
(1,2)2*
hгор +
Газ:
1 ярус
1,2 (1,4)
1,4 (1,6)
1,7 (1,8)
1,4 (1,7)
1,0 (1,1)
0,7 (0,8)
0,6
2 и 3 ярусы
0,8 (1,0)
0,9 (1,1)
1,2 (1,4)
1,2 (1,4)
1,1 (1,3)
0,8 (0,8)
0,7
подовые
горелки
1,0 (1,1)
1,2 (1,3)
1,1 (1,2)
1,0 (1,1)
0,8 (0,9)
0,7 (0,8)
0,6
Мазут:
1 ярус
1,5 (1,7)
1,7 (1,9)
2,0 (2,1)
1,7 (2,0)
1,0 (1,5)
0,7 (0,9)
0,5
2 и 3 ярусы
1,0 (1,5)
1,2 (1,5)
1,4 (1,5)
1,3 (1,5)
1,0 (1,2)
0,7 (0,8)
0,5
подовые
горелки
1,2 (1,3)
1,2 (1,3)
1,1 (1,2)
1,0 (1,1)
0,8 (0,9)
0,6 (0,7)
0,6
НТВ-топки с
угрубленным
помолом
0,94*
1,14*
1,154*
1,0
0,9
0,8
0,7
5*
5*
Топки с ЖШУ
0,9
1,1
5*
1,2
6*
1,4
6*
1,1
6*
0,9
0,66*
1*
Приведены средние⎯ηв и максимальные ηв max (в скобках).
Для пылеугольных топок с двухъярусным расположением горелок. При одноярусном расположении значение ηв принимается равным ηв max.
3*
При одноярусном расположении горелок значения ηв увеличиваются на 0,1.
4*
Значения относятся к нижней вихревой зоне НТВ-топки.
5*
Значения относятся к камере сгорания топок с ЖШУ (воспринятый поток камеры сгорания).
6*
Значения относятся к камере охлаждения топок с ЖШУ (воспринятый поток камеры охлаждения).
2*
для задней стены топки ηзад. ст = 1,1. Коэффициент неравномерности тепловосприятия по
ширине топки (по ширине экрана) ηш изменяется от 0,8 до 1,3 в нижней части топки и от 0,8
до 1,2 в верхней. (Под нижней частью топки
подразумеваются зоны, лежащие ниже сечения
на 0,2hт выше верхнего яруса горелок.)
Коэффициент ηв для конкретной зоны
топочной камеры лучше всего определять по
результатам позонного расчета топки.
При окончательном выборе коэффициентов ηв следует соблюдать условие
∑ (ηi Fi ) = FΣ = Fэкр .
(2.5.3)
Экраны топочной камеры прямоточных котлов. Экраны топок прямоточных котлов обычно изготовляют из труб диаметром
38, 42 мм, толщиной стенки 4…5 мм из низколегированной стали 15ХМ, 12Х1МФ. Для устранения присосов холодного воздуха в топку
237
НАСТЕННЫЕ ЭКРАНЫ ТОПКИ
экраны делаются в виде газоплотных панелей.
При этом могут использоваться как оребренные трубы, так и проставки шириной, например 16 мм. Расположение труб экранов (панелей) прямоточных котлов (в отличие от котлов
с естественной циркуляцией) может быть любым. Наиболее распостраненными в настоящее
время являются схемы Бенсона, Зульцера, Рамзина и меандровая навивка. Все они имеют
свои достоинства и недостатки (рис. 2.5.3,
рис. 2.5.4) [3, 6].
Схема навивки, примененная в конкретной топочной камере, должна обеспечивать
~ось топки
Правый
экран
t,
Фронтов ой экран
надежность эксплуатации на заданных режимах, удобство монтажа и ремонта блоков, небольшое количество коллекторов, достаточно
равномерное распределение среды по отдельным змеевикам.
Экраны топочной камеры прямоточного
котла делятся на три зоны: нижнюю (НРЧ),
среднюю (СРЧ) и верхнюю радиационные
(ВРЧ) части [1, 3, 6]. В НРЧ вода превращается
в пар. Для котлов докритического давления
(p < pкр ) в НРЧ происходит подогрев воды до
кипения и ее испарение с конечной сухостью
Левый
экран
! Ось топки
t....---.......---,
ВРЧ
- -
+-СРЧ
+--
Рис. 2.5.3. Развертка топки прямоточного котла с комбинированной навивкой:
НРЧ – по схеме Бенсона (вертикальные панели), СРЧ и ВРЧ − по схеме Зульцера
(навивка горизонтальных панелей); стрелки − направления движения среды
Вы ходное окно топки
z
=---,-,--а,;----~ ВРЧ
z
Фронтовой экран
~--t--~2~-t---------1cpч
Задний экран
z
z
z
z
j 1-ый поток
iОсь топки
---+
---+
j 2-ой поток
Рис. 2.5.4. Развертка топки прямоточного котла докритического давления (pраб < pкр), навивка Рамзина
(вид на топку изнутри)
238
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
пара около 95…98 %. Для котлов сверхкритического давления (СКД) p > pкр и суперсверхкритических параметров (ССКП) в НРЧ включается вся зона максимальной теплоемкости
(ЗМТ).
Для конструктивного расчета тепловосприятия зон (по пароводяной стороне) задаются в схеме пароводяного тракта, и требуется
определить их конструктивные параметры.
Следует отметить, что границы этих зон фиксированы только конструктивно, что весьма
условно, так как при изменении режима работы котла фактические границы зон смещаются
по пароводяному тракту.
При поверочном расчете известны конструктивные параметры зон (их поверхности и
расположение по отношению к факелу) и требуется определить фактическое положение зон
по отношению к конструктивным границам
НРЧ, СРЧ и ВРЧ.
Конструктивный расчет НРЧ, СРЧ, ВРЧ
прямоточных котлов заключается в определении геометрических характеристик НРЧ, СРЧ,
ВРЧ по их заданному (или выбранному) в схеме пароводяного тракта тепловосприятию.
Уравнение теплового баланса НРЧ (СРЧ,
ВРЧ) аналогично уравнению (2.5.1):
2.5.2. ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛИ
В современных котлах большой мощности с промежуточным перегревом пара тепловосприятие пароперегревательных поверхностей становится близким к тепловосприятию
испарительных поверхностей нагрева. Обеспечение требуемого перегрева пара осуществляется в ряде последовательных ступеней пароперегревателя.
Пароперегревательные
поверхности
нагрева можно классифицировать исходя из
способа передачи теплоты от продуктов горения: радиационные, конвективные и радиационно-конвективные. На рис. 2.5.5 представлена
схема ступенчатого перегрева пара в котле,
включающая все перечисленные элементы.
Особенности расчета и конструирования
радиационных ступеней пароперегревателя
рассмотрены в предыдущем параграфе, поэтому далее рассмотрим особенности конструк-
∆hНРЧ DНРЧ = qл ηв НРЧ FНРЧ ,
где ηв НРЧ − коэффициент неравномерности
воспринятого теплового потока по высоте топочной камеры, принимаемый средним для
зоны расположения НРЧ, СРЧ, ВРЧ (см.
табл. 2.5.1).
Из уравнения теплового баланса определяется площадь поверхности НРЧ, СРЧ, ВРЧ, м2:
FНРЧ = (∆hНРЧ DНРЧ ) /(qл ηв НРЧ ) .
Для НРЧ можно рекомендовать ρw =
= 2000…2500 кг/(с⋅м2), что обеспечивает приемлемое значение α2 для получения надежного
охлаждения стенки трубы средой и требуемой
(или заданной) температуры стенки трубы.
При вертикальном размещении труб количество лент (блоков), располагающихся по
ширине топки, должно быть кратным количеству потоков среды (для обеспечения симметрии топки). При этом, как правило, возникает
необходимость корректировки значения ρw,
исходя из конструктивных соображений: установки целого количества блоков (лент).
Подбеска
горизонтальных
змееВикоВ
~
""4ll9"
Рис. 2.5.5. Основные конструктивные элементы
пароперегревателей:
1 – барабан; 2 – двухходовая панель радиационного
настенного топочного перегревателя; 3 – подвесные
вертикальные полурадиационные перегревательные
ширмы на выходе из топки; 4 – конвективный
змеевиковый вертикальный перегреватель; 5 – то же,
горизонтальный выходной; 6 – потолочная трубная
панель перегревателя; 7 – впрыскивающий
пароохладитель; 8 – выходной коллектор
перегретого пара; 9 – входной коллектор подвесных
труб; 10 – то же, выходной; 11 – подвесные трубы
перегревателя; 12 – опорная планка; 13 – змеевики
горизонтального перегревателя; 14 – горелка
239
ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛИ
ций и расчета полурадиационных (ширмовых)
и конвективных ступеней.
Ширмовый пароперегреватель (ШПП)
обычно устанавливается в выходном сечении
топки и представляет собой поперечно омываемый дымовыми газами коридорный пучок
труб с большим поперечным шагом (S1 ≥
≥ 400…500 мм) и малым продольным шагом
(S1 / d ≈ 1,1). Между отдельными ширмами
такого пучка образуется значительный объем,
в котором движется поток продуктов горения
(межширмовый). Теплообмен между потоком
газов и трубами ширм происходит за счет прямого излучения из топки, излучения межширмового объема газов и конвективного теплообмена между трубами ширм и газовым потоком. Вследствие значительной роли радиационной составляющей в общей передаче теплоты ШПП относят к полурадиационным поверхностям нагрева.
Использование ШПП на выходе из топки
позволяет увеличить допускаемую (по условиям шлакования) температуру газов на выходе
и, тем самым, сократить габаритные размеры
топки. Ширмовые поверхности даже в условиях образования отложений (шлакования) не
вызывают снижения нагрузки котла, так как
расстояния (S1) между отдельными ширмами
настолько велики, что отложения на их поверхностях не препятствуют движению газового потока. Поэтому при использовании топлив, склонных к интенсивному образованию
натрубных отложений (например сланцев), в
ширмовой конструкции выполняют даже конвективные ступени пароперегревателей, а иногда и экономайзеров. Поверхность внутритопочных ширмовых пароперегревателей включают в тепловоспринимающую радиационную
поверхность топки.
Ширмовые поверхности пароперегревателя высокого давления изготовляют из труб с
t
~ ,,,
U/
Рис. 2.5.6. Схема ширмоконвективной ступени
пароперегревателя
,,
;::;
<=
~
наружным диаметром 28…42 мм, а промежуточного пароперегревателя – обычно из трубы
диаметром 42…60 мм. Обычно ширмовые
пароперегреватели являются второй или третьей ступенью по ходу пара, поэтому для обеспечения надежного охлаждения металла массовые скорости пара в них составляют
1000…1200 кг/(с·м2). Материалом обычно служит сталь перлитного или аустенитного класса.
В отдельных конструкциях котлов (чаще
газомазутных) применяют ширмоконвективные ступени пароперегревателя, состоящие из
прямых цельносваренных панелей вертикальных ширм и примыкающих к ним зигзагообразных двух-, трехрядных змеевиковых пакетов (рис. 2.5.6).
Конвективные ступени пароперегревателей (КПП) устанавливают в переходном газоходе за топкой или конвективном опускном
газоходе. Они представляют собой трубные
змеевиковые пучки с коридорным или шахматным расположением труб. Конвективные
пучки могут выполняться вертикальными 4
(см. рис. 2.5.5), тогда змеевики подвешиваются
к потолочным балкам на специальных подвесках из жаропрочной стали, а также горизонтальными 5, которые крепят в газоходе с помощью подвесных труб, охлаждаемых паром.
~
~
~
v ,,,Г/Т/7/ТЛЛ
V/.Т/7/7/77/7%1
б/
6)
~
'
:::
r777777Т,,,Г
,½?л
Z/
Рис. 2.5.7. Схемы взаимного движения пара и продуктов сгорания в конвективных пароперегревателях:
а – прямоток; б – противоток; в – двойной противоток; г – смешанный ток
240
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Конвективные пароперегреватели могут
различаться по способу взаимного движения
пара и дымовых газов (рис. 2.5.7). При этом
различают схемы движения: прямоток, противоток и смешанный ток. Схема прямотока дает
меньшую
интенсивность
теплопередачи,
вследствие меньшего температурного напора
∆t , но обеспечивает большую надежность, так
как перегрев металла змеевиков на выходе
пакета маловероятен.
Схема противоточного движения обеспечивает более высокую интенсивность теплообмена, но увеличивает опасность перегрева металла труб. Другие схемы занимают промежуточное положение по интенсивности теплообмена и опасности перегрева труб. Для регулирования температуры пара применяют несколько типов регуляторов перегрева (рис. 2.5.8).
Поверхностный пароохладитель представляет собой кожухотрубный теплообменник (рис. 2.5.8, а), который устанавливают
обычно между ступенями пароперегревателя.
Охлаждающей средой является питательная
вода, которая движется по трубным змеевикам,
расположенным внутри кожуха. Пар охлаждается, проходя между змеевиками в пространстве корпуса пароохладителя. Поверхностные
пароохладители отличаются инерционностью
и значительными габаритными размерами. Их
используют чаще всего в котлах средней мощности, работающих преимущественно при
базовой нагрузке.
Во впрыскивающем пароохладителе охлаждение пара осуществляется за счет испарения воды (конденсата), вводимой в паровой
поток (рис. 2.5.8, б). Часть тепловой энергии
пара тратится на испарение воды, при этом
энтальпия пара (и температура) уменьшается.
При использовании для впрыска собственного конденсата на котле устанавливается
теплообменник-охладитель (конденсатосборник), в котором насыщенный пар конденсируется за счет передачи теплоты охлаждающей
питательной воде. Полученный конденсат направляется во впрыскивающие пароохладители. Конструкция впрыскивающего пароохладителя проста. Он представляет собой паровой
трубопровод, по центру которого располагается распыливающая форсунка, подающая конденсат. В зоне испарения водяных капель устанавливается защитный кожух, препятствующий попаданию капель воды на горячие
стенки паропровода.
Впрыск собственного конденсата применяется обычно в котлах с естественной циркуляцией. На котлах высокого и сверхкритического давления обычно используют впрыск питательной воды при условии ее обессоливания.
Впрыскивающие пароохладители получили широкое распространение вследствие
компактности и малой инерционности.
Паро-паровой теплообменник (ППТО)
предназначен для регулирования температуры
вторичного и первичного пара. Первичный
пар, имеющий избыточную энтальпию после
радиационных поверхностей нагрева, поступает в трубы змеевиков паро-парового теплообменника, а вторичный пар – в межтрубное
пространство теплообменника (рис. 2.5.9). При
развитой радиационной части первичного пароперегревателя снижение нагрузки котла
приводит к росту энтальпии пара, а во вторичном конвективном пароперегревателе – к ее
снижению. Применение паро-паровых теплообменников позволяет передавать избыточное
количество теплоты от первичного пара ко
вторичному и поддерживать его перегрев при
снижении нагрузки.
~с--·~х . •:}
Рис. 2.5.8. Схемы пароохладителей:
а – поверхностного; б – впрыскивающего;
1 – распыливающая форсунка; 2 – защитный кожух;
I – пар; II – вода
1
л!
Рис. 2.5.9. Схема паро-парового теплообменника:
I – первичный пар; II – вторичный пар
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ШИРМОВЫХ И КОНВЕКТИВНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
2.5.3. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА
ШИРМОВЫХ И КОНВЕКТИВНЫХ
ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
Расчет ширмовых и конвективных поверхностей нагрева базируется на совместном
решении уравнений теплового баланса и теплообмена, т.е. количество теплоты, отданной
дымовыми газами, приравнивается к количеству теплоты, воспринятому нагреваемой
средой.
Количество теплоты, отданное газами
поверхности нагрева, кДж/кг (кДж/м3):
(
ширм – удвоенная площадь поверхности продольного осевого сечения ширм (по наружным
образующим крайних труб); для рекуперативных воздухоподогревателей (трубчатых, пластинчатых) – средняя площадь поверхности по
газовой и воздушной сторонам; для регенеративных (РВП) – полная двухсторонняя площадь поверхности листов набивки, омываемых
поочередно газами и воздухом.
Количество теплоты, воспринятое обогреваемой средой, которое должно соответствовать Qб , в общем случае, кДж/кг (кДж/м3),
)
Q=
о
Qб = ϕ I ′ − I ′′ + ∆αI прс
− Qдоп , (2.5.4)
где ϕ – коэффициент сохранения теплоты;
q5
; q5 – потери теплоты от наηк + q5
ружного охлаждения; I ′ и I ′′ – энтальпии
ϕ =1−
3
сосанным воздухом, кДж/кг (кДж/м ); ∆α –
присос воздуха в районе рассчитываемой поо
верхности; I прс
– энтальпия теоретически
необходимого количества присасываемого
воздуха (при температуре присасываемого
воздуха tпрс); для воздухоподогревателя
′ + tвп
′′ ) ; Qдоп – тепловосприятие
t прс = 0,5 (t вп
дополнительных поверхностей нагрева в районе рассматриваемой поверхности (ограждающие стены, подвесные трубы).
Уравнение теплообмена, кДж/кг (кДж/м3),
Qт =
k∆tH
,
Bp
(2.5.5)
где Qт – количество теплоты, воспринятое
за счет конвекции и межтрубного излучения,
отнесенное к 1 кг(м3) сожженного топлива; k –
коэффициент теплопередачи для рассчитываемой поверхности, Вт/(м2 ⋅К); Н – расчетная
площадь поверхности нагрева, м2; Вр – расчетный расход топлива, кг/с (м3 /с); ∆t – температурный напор, К.
Расчетная площадь поверхности: для
трубных пучков – это полная наружная обогреваемая площадь поверхности труб; для
D
(i′′ − i′) ,
Вр
(2.5.6)
где D – расход пара (воды) кг/с; i′′ и i′ – энтальпия рабочей среды соответственно на выходе и на входе, кДж/кг.
Для ширм
Q=
газов соответственно на входе поверхности
нагрева и выходе из нее, кДж/кг (кДж/м3);
о
∆α I прс
– количество теплоты, вносимой при-
241
D
(i′′ − i′) − Qл ,
Вр
где Qл – количество теплоты, получаемой
излучением из топки [2].
Коэффициент теплопередачи в общем
случае, Вт/(м2 ⋅К),
k=
1
,
1 δ3 δ м δ отл
1
+
+
+
+
α1 λ 3 λ м λ отл α 2
где α1 и α2 – коэффициент теплоотдачи соответственно от газов к стенке и от стенки к
обогреваемой среде;
δ м δ отл δ3
,
,
– термиλ м λ отл λ 3
ческое сопротивление соответственно металла,
отложений (с внутренней стороны) и загрязнений (с наружной стороны).
Поскольку значения
δ м δ отл
и
малы,
λ м λ отл
ими можно пренебречь, тогда
k=
где
δ3
=ε
λ3
м2 ⋅К/Вт.
–
1
,
1
1
+ε+
α1
α2
коэффициент
загрязнения,
242
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Для ширм с учетом излучения из топки
k=
α1
.
⎛ Qл ⎞ ⎛
1 ⎞
⎟ α1
1 + ⎜⎜1 +
⎟ ⎜ε +
Q ⎟⎠ ⎜⎝
α 2 ⎟⎠
⎝
В некоторых случаях (для коридорных
трубных пучков на твердом топливе и конвективных пучков на газе и мазуте) коэффициент
теплопередачи рассчитывается через коэффициент тепловой эффективности ψ [2]:
в пучке; Е – коэффициент эффективности
ребра [1].
Расчетная скорость газов, м/с,
BpVг (ϑ + 273)
wг =
Fг 273
,
где Fг – живое сечение для прохода газов, м2;
Vг – объем газов на 1 кг(м3) сожженного топлива, м3 /кг (м3 /м3).
Расчетная скорость воздуха, м/с,
k = ψ α1 .
wв =
Bp β вп V0в (t + 273)
Fв 273
,
Коэффициент теплоотдачи от газов к
стенке α1 , Вт/(м2 ⋅К):
для змеевиков гладкотрубных конвективных пучков
где V0в – теоретически необходимое количество воздуха на 1 кг(м3) топлива;
α1 = ξ (αк + αл);
β вп = β′т + ∆α вп / 2 + β рц + β изб .
Расчетная скорость пара (воды), м/с,
для ширм
⎛
⎞
π
+ α л ⎟⎟ ,
α1 = ζ ⎜⎜ α к
⎝ 2σ 2 4
⎠
где ζ – коэффициент омывания; для поперечного омывания ζ = 1,0; α к – коэффициент
теплоотдачи конвекцией, отнесенный к полной
площади поверхности, Вт/(м2 ⋅К); α л – коэффициент теплоотдачи межтрубным излучением, Вт/(м2 ⋅К).
Коэффициент теплоотдачи конвекцией
зависит от скорости и температуры потока,
линейного размера канала, вида поверхности
(гладкая, ребристая), расположения труб в
пучке и характера омывания (продольное, поперечное, косое), физических свойств омывающей (греющей) среды.
Для мембранных и плавниковых пучков
труб
α1пр =
+
H тр
H
H рб
Н
(ϕ тр α к + α л ) +
Е (ϕ рб α к + α л ) ,
wп =
Dv
,
f
где D – расход рабочей среды, кг/с; v – удельный объем воды (пара), м3 /кг; f – площадь
живого сечения для прохода воды (пара), м2.
Трубчатые (пластинчатые) воздухоподогреватели рассчитываются с использованием
коэффициента эффективности ψ, учитывающего влияние загрязнений с газовой стороны,
для них коэффициент теплопередачи
k =ψ
αвαг
.
αв + αг
Коэффициент теплопередачи для регенеративных воздухоподогревателей
k =ψ
где xг =
Н г Fг
=
Н
F
П
,
1
1
+
α г xг α в x в
– отношение площадей
поверхности нагрева, омываемой газами, к
Н в Fв
=
– то же,
Н
F
для воздушной стороны; П – учет нестацио-
где H тр и H рб – площадь поверхности соот-
полной поверхности; xв =
ветственно труб, не занятых ребрами, и ребер,
м2; Н – общая площадь поверхности, м2; ϕтр и
ϕрб – отношения коэффициентов теплоотдачи
соответственно по трубе и ребру к среднему
нарности теплообмена (при частоте вращения
РВП n = 1 мин–1 П = 1); ψ – коэффициент задается с учетом вида сжигаемого топлива.
243
ЭКОНОМАЙЗЕРЫ И ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛИ
Температурные напоры ∆t рассчитывают
с учетом характера движения сред (прямоток,
противоток, смешанный ток) и числа ходов
теплообменивающихся сред [2].
2.5.4. ЭКОНОМАЙЗЕРЫ
И ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛИ
Экономайзеры являются подогревателями воды за счет использования теплоты уходящих газов котла. В современных конструкциях котлов применяют стальные (змеевиковые) и чугунные экономайзеры. Чугунные
экономайзеры с наружным оребрением эле-
ментов устанавливают в котлах малой мощности. Они менее подвержены коррозии и обладают повышенной надежностью при низком
качестве водоподготовки.
Стальные змеевиковые экономайзеры
применяют в котлах средней и большой мощности. На рис. 2.5.10 показан стальной горизонтальный пакет экономайзера современного
котла высокого давления. Вода в пакетах экономайзера движется, как правило, снизу вверх
против направления движения дымовых газов.
Трубы отдельных змеевиков крепятся в коллекторах (входных и выходных) с помощью
сварки. Для экономайзеров высокого и сверх-
120°
й)
*
8
б)
1
Рис. 2.5.10. Пакет стального экономайзера:
1 – ввод питательной воды; 2 – вывод подогретой воды; 3 – змеевики; 4 – опорные стойки; 5 – лазы в газоходы;
6 – обмуровка боковой стенки; 7 – предохранительные прутки; 8 – защитная накладка; 9 – соединительный
патрубок; I – дымовые газы; II – вода
6)
Рис. 2.5.11. Плавиковые (а) и мембранные (б) экономайзеры
244
Глава 2.5. ЭЛЕМЕНТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
критического давления применяют трубы из
стали 20 диаметром 32…42 мм. Трубы змеевиков компонуют в пакете в шахматном порядке
для уменьшения габаритных размеров и расхода металла. Для ревизии змеевиков и ремонтных работ высота плотных трубных пакетов экономайзера лимитируется.
По нормам ремонтопригодности высота
трубных пакетов с тесным расположением труб
не должна превышать 1 м. Поэтому, если пакет
имеет большую расчетную высоту, его изготовляют с разрывами высотой 600…1000 мм для
очистки, осмотра и ремонта змеевиков. Коллекторы экономайзерных пакетов обычно устанавливают снаружи газохода на специальных опорах каркаса. Иногда входные коллекторы располагают внутри газохода (если температура газов не превышает 450 °С). В этом
случае они одновременно являются промежуточными опорами для змеевиков.
Скорость воды в элементах экономайзера
должна быть в пределах 0,4 < wв < 1,5 м/с) для
предотвращения расслоения потока и обеспечения приемлемых гидравлических сопротивлений.
В последние годы помимо гладкотрубных стальных экономайзеров применяют новые конструкции: мембранные, мембраннолепестковые, плавиковые (рис. 2.5.11), которые обладают лучшими теплообменными характеристиками и позволяют существенно
снизить удельный расход металла [3].
Воздухоподогреватели (ВП) по принципу действия (передачи теплоты) делятся на
рекуперативные и регенеративные.
В рекуперативных воздухоподогревателях передача теплоты от дымовых газов к воздуху осуществляется через трубную стенку,
отделяющую поток газов от воздуха, в регенеративных (РВП) теплота передается от газов к
воздуху через промежуточный теплоноситель
(металл, специальный керамический материал,
жидкость и др.), который в начале нагревается
дымовыми газами, а затем отдает теплоту потоку нагреваемого воздуха.
I
I
2
i
2
7
5
6
5
3
6
6)
-
ш
d
д)
Рис. 2.5.12. Стальной однопоточный и трехходовой по воздуху трубчатый воздухоподогреватель:
а – вертикальный продольный разрез куба ВП; б – узел верхней трубной доски;
в – компенсаторы для вертикального и горизонтального удлинения кубов; г – то же, между соседними кубами;
д – защита входных концов труб от золового износа; 1 – опорный ростверк из стальных балок;
2 – трехлинзовый компенсатор для продольных удлинений; 3 – воздухоперепускной короб; 4 – лаз;
5 – трубы поверхности нагрева; 6 – трубная доска; 7, 8 – компенсаторы; 9 – дробь; 10 – пружинящая втулка;
I – дымовые газы; II – воздух; III – места наибольшего золового износа
ЭКОНОМАЙЗЕРЫ И ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛИ
Трубчатые рекуперативные ВП представляют собой теплообменные устройства,
выполненные в виде системы блоков (кубов),
состоящих из трубных досок и закрепленных в
них стальных труб. Внутри труб обычно движутся дымовые газы, а нагреваемый воздух
проходит между трубами снаружи (рис. 2.5.12).
Через вертикальные стальные трубы куба
ВП проходят сверху вниз дымовые газы, а
воздух движется между трубами поперек. Однопоточный и трехходовой по воздуху воздухоподогреватель обычно применяется на котлах паропроизводительностью до 220 т/ч. Варианты конструктивных схем регенеративных
ВП в зависимости от требуемой температуры
горячего воздуха и мощности котла показаны
на рис. 2.5.13.
Кубы ВП выполняют с шахматным расположением труб 33 × 1,5…51 × 1,5 мм. Трубные пучки воздухоподогревателей изготовляют с небольшими шагами S1 / d ≤ 1,2…1,5;
S 2 / d ≤ 1,5. Скорости газов и воздуха в ВП
выбирают из условия обеспечения минимальных расчетных затрат и обеспечения самоочистки труб. Обычно скорость газов 10…12 ± 2 м/с,
а воздуха 4…6 м/с.
Кроме стальных трубчатых ВП в промышленных установках, особенно при сжига-
Рис. 2.5.13. Схемы рекуперативных трубчатых
воздухоподогревателей в зависимости
от температуры горячего воздуха
и мощности агрегата:
1, 2 – холодный и горячий пакеты
воздухонагревателя; 3, 4 – первый и второй пакеты
экономайзера по ходу питательной воды
245
нии сернистых и высоковлажных топлив, применяют чугунные ВП большей надежности.
Такие ВП собирают из ребристых или зубчатых трубных чугунных элементов, что позволяет увеличить площадь поверхности нагрева
по газовой и воздушной сторонам.
Трубчатые рекуперативные ВП просты в
изготовлении, отличаются высокой газовой
плотностью (малыми присосами ∆α), требуют
умеренных затрат металла и способствуют
росту КПД котла за счет снижения температуры уходящих газов и обеспечения высокого
подогрева воздуха. Они нашли широкое применение в котлах различной мощности.
Пластинчатые рекуперативные ВП в котельных установках используются редко. Иногда их применяют в газотурбинных установках
в качестве регенераторов.
Одной из главных проблем для ВП является низкотемпературная коррозия. Для ее устранения используют предварительный подогрев
воздуха в калориферах, устанавливаемых на
входе воздуха в ВП. Возможным вариантом
является частичная рециркуляция горячего воздуха на вход ВП. Для увеличения рабочего ресурса труб ВП (при работе котла на сернистых
мазутах) делались попытки создать холодные
ступени из труб с защитным (например эмалевым) покрытием или с использованием стеклянных труб. Однако эти конструкции не обеспечивали длительной надежной работы.
Регенеративные вращающиеся воздухоподогреватели (РВП), применяемые на современных котлах, отличаются высокой компактностью и часто устанавливаются отдельно,
вблизи конвективного газохода котла (и даже
вне пределов здания).
РВП состоит из статора (кожуха) 1 и
вращающегося внутри корпуса ротора 2 с вертикальной осью вращения (рис. 2.5.14). Ротор
разделен радиальными перегородками на секторы, в которых установлены кассеты из профилированных листов, между которыми образованы щели 5…13 мм. По ходу вращения
ротора кассетная набивка вначале проходит
газовую сторону РВП, где через щели кассет
проходят и нагревают набивку дымовые газы,
а затем нагретые кассеты переходят на воздушную сторону, в которой отдают теплоту
нагреваемому воздуху. Воздушная сторона
ротора отделена от газовой с помощью сложных уплотняющих конструкций. Роторы современных РВП имеют диаметр 4…15 м и
вращаются с частотой 2…8 мин–1.
246
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
8)
3 --lf-fl--~i"""'=====-...д::,~-~--­
z
а)
в
б)
д)
Рис. 2.5.14. Регенеративный вращающийся воздухоподогреватель:
а – общий вид; б – сектор; в – набивка горячей части ротора; г – набивка холодной части ротора;
д – конструкция уплотнения между ротором и крышкой; 1 – кожух; 2 – ротор; 3 – плита сектора;
4 – фланец ротора; 5 – колодка уплотнения; 6 – пружина для регулирования величины ∆h (зазора между
ротором и неподвижной крышкой); 7 – стенка газоподводящего патрубка; 8 – центральная плита;
I – дымовые газы; II – воздух
РВП отличается более высокими перетечками воздуха в газовый тракт (∆αВП), а
присосы в них выше, чем в трубчатом ВП. Тем
не менее, РВП получили широкое распространение на котлах мощных энергоблоков вследствие таких преимуществ, как компактность,
меньшие удельные затраты металла, устойчивость показателей (по присосам) в условиях
коррозионного воздействия.
Для лучшей ремонтопригодности набивку
ротора по высоте выполняют из "горячей" части, менее подверженной коррозии, и сменной,
подверженной коррозии "холодной" части.
В РВП обычно осуществляют подогрев
воздуха до 300…320 °С. При сжигании сернистых мазутов температура воздуха на входе в
РВП должна быть не ниже 60…70 °С с тем,
чтобы набивка РВП имела температуру выше
точки росы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кузнецов Н.В. Рабочие процессы и
вопросы усовершенствования конвективных
поверхностей котельных агрегатов. М.: Энергия, 1958.
2. Тепловой расчет котлов. Нормативный метод. СПб.: НПО ЦКТИ, ВТИ, 1998.
3. Парогенераторы / Под ред. А.П. Ковалева. М.: Энергоатомиздат, 1985.
Глава 2.6
ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО
ТРАКТА КОТЛА
2.6.1. ОСНОВЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО
РАСЧЕТА ЭЛЕМЕНТОВ
Для обеспечения надежной работы поверхностей нагрева и стабильной паропроизводительности котлов необходимо иметь устойчивые режимы движения потока рабочей
среды (воды, пароводяной смеси, пара) в трубных элементах. Это достигается в результате
расчетов гидродинамических характеристик
трубных элементов, которые выполняются на
основании нормативного метода [1].
247
ОСНОВЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ЭЛЕМЕНТОВ
Характеристиками потока рабочей
среды являются:
массовая скорость потока, кг/(м2 ⋅с),
ρw = G / F ,
G
Gν
, или w =
,
ρF
F
(2.6.2)
где ν – удельный объем среды, м3 /кг;
скорость циркуляции, м/с,
w0 =
G
,
ρ′F
D
,
ρ′′F
(2.6.3)
(2.6.4)
где D – расход пара в рассматриваемом сечении, кг/с; ρ′′ – плотность пара на линии насыщения, кг/м3;
массовое паросодержание потока в элементе трубы
χ=
D w0′′ ρ′′
=
;
G w0 ρ′
(2.6.5)
i − i′
,
r
(2.6.6)
χ=
β=
β=
w0′′
;
wсм
(2.6.10)
1
ρ′′ ⎛ 1 ⎞
1 + ⎜⎜ − 1⎟⎟
ρ′ ⎝ χ ⎠
;
(2.6.11)
движущий напор элемента (участка) с естественной циркуляцией, Па,
S = hg [ ϕ (ρ′ − ρ′′) + (ρ oп − ρ′)] , (2.6.12)
где ρ′ – плотность воды на линии насыщения,
кг/м3;
приведенная скорость пара, м/с,
w0′′ =
(2.6.9)
объемное паросодержание
(2.6.1)
где G – расход рабочего тела в трубе, кг/с; F –
площадь сечения трубы, м2; ρ – плотность
среды, кг/м3;
линейная скорость потока, м/с,
w=
wсм = wρ [v ′ (1 − χ) + v ′′ χ] ;
где i – энтальпия среды в рассматриваемом
сечении или средняя в элементе, кДж/кг; i ′ –
энтальпия воды на линии насыщения, кДж/кг;
r – теплота преобразования, кДж/кг; ρ′ –
плотность воды на линии насыщения, кг/м3;
скорость пароводяной смеси определяется по одной из формул, м/с,
⎛ ρ′′ ⎞
wсм = w0 + w0′′ ⎜⎜1 − ⎟⎟ ;
⎝ ρ′ ⎠
(2.6.7)
⎡
⎛ ρ′ ⎞ ⎤
wсм = w0 ⎢1 + χ ⎜⎜ − 1⎟⎟⎥ ;
⎝ ρ′′ ⎠⎦
⎣
(2.6.8)
где h – высота паросодержащей части участка,
м; ρoп – плотность воды в опускных трубах,
кг/м3;
полезный напор элемента (участка) с естественной циркуляцией, Па,
S пол = S − (∆pтр + ∆pм ) , (2.6.13)
где ∆p тр , ∆pм – потери давления на трение и
в местных сопротивлениях в подъемном элементе (участке), Па.
Расчет напорных паросодержаний. Напорное паросодержание (среднее и местное)
при подъемном движении пароводяной смеси
в вертикальных трубах
ϕ = cβ ,
(2.6.14)
где с – коэффициент пропорциональности,
определяемый по номограмме.
Для элементов с многократной циркуляцией и первых ходов прямоточных элементов
типа Бенсона величина ϕ определяется путем
линейной интерполяции между величинами
ϕ0,9 и ϕ3 при w0′′ = wсм :
ϕ = ϕ 0,9 + 10 (β − 0,9) (ϕ3 − ϕ 0,9 ) . (2.6.15)
При wсм > 3,5 м/с коэффициент c принимается по скорости wсм = 3,5 м/с.
В трубах диаметром менее 30 мм при определении напорного паросодержания используется расчетная скорость смеси
р
wсм
=
0,173
d вн
г
wсм ,
(2.6.16)
248
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
где ωсм – скорость смеси, рассчитываемая по
формулам (2.6.7) – (2.6.9); dвн – внутренний
диаметр трубы, мм.
Напорное паросодержание смеси в наклонных обогреваемых и необогреваемых трубах
ϕα = K α ϕ ,
(2.6.17)
где ϕ – напорное паросодержание в вертикальной трубе; K α – поправочный коэффициент на угол наклона трубы к горизонтали, определяемый по номограмме.
Напорное паросодержание для опускного
движения пароводяной смеси в вертикальных
трубах определяется только при w0 ≥ 0,3 м/с,
поскольку при меньших скоростях опускное
движение смеси неустойчиво:
ϕ = Cоп β при β < β гр ;
(2.6.18)
′ + (1 − Cоп
′ ) β при β > βгр , (2.6.19)
ϕ = Cоп
где βгр – граничное объемное паросодержание, определяемое по номограмме; Cоп и
′ – коэффициенты, определяемые в завиCоп
симости от давления по номограмме.
При скорости смеси, превышающей значение, соответствующее β гр = 0, напорное
паросодержание принимается равным объемному: ϕ = β.
Для труб диаметром больше 70 мм при
использовании номограммы следует вводить
расчетную скорость смеси:
р
wсм
=
0,265
_J_
d
wсм
,
∆pэл = ∆pтр + ∑ ∆pм + ∆pнив + ∆pуск + ∆ркол ,
(2.6.21)
Потери давления от трения для однофазного потока
∆pтр = λ 0l
(ρw) 2
2g
нивелирного
перепада
давлений
v = λ 0l
где l – длина элемента, м; λ 0
коэффициент трения, 1/м;
λ0 =
1
⎛
⎝
4d ⎜ lg 3,7
d⎞
⎟
k⎠
2
w2
2 gv
,
(2.6.22)
– приведенный
,
(6.2.23)
d – внутренний диаметр трубы, м; k – абсолютная шероховатость труб; для углеродистых
и перлитных сталей k = 0,08 мм, для аустенитных сталей k = 0,01 мм.
При переменной энтальпии потока для
докритического давления в формулу (2.6.22)
подставляются значения g и v , подсчитанные
по средней энтальпии потока, кДж/кг,
i = (iн + iк ) / 2 ,
(2.6.24)
где iн и iк – энтальпия потока соответственно
в начале элемента и в конце, кДж/кг.
Для сверхкритического давления, если
приращение энтальпии потока в элементе более 200 кДж/кг, а также при применении ее в
пределах 1700…2000 кДж/кг, средние плотности и удельные объемы определяются по формулам:
(2.6.20)
− vн iн
.
iк − iн
v=
− ρн iн
;
iк − iн
ρ=
ρк iк
где wсм – скорость смеси, рассчитываемая по
формулам (2.6.7) – (2.6.9); d – внутренний
диаметр трубы, мм.
Расчет перепадов давлений в трубных
элементах. Полный перепад давлений в трубном элементе ∆pэл при движении рабочей
среды складывается из потерь давления от
трения ∆pтр , в местных сопротивлениях
∑ ∆p м ,
∆pнив , потерь давления от ускорения потока
∆pуск и в коллекторах ∆ркол , Па:
(6.2.25)
vк iк
(2.6.26)
Потери давления от трения для двухфазного потока при постоянном паросодержании
смеси
∆pтр = λ 0l
(ρw) 2 ⎡
= λ 0l
⎞⎤
⎛ ρ′
⎢1 + χψ ⎜⎜ − 1⎟⎟⎥ =
2ρ′ ⎣
⎝ ρ′′ ⎠⎦
⎛ ρ′ ⎞⎤
w02 ⎡
′
ρ
⎢1 + χψ ⎜⎜ − 1⎟⎟⎥ ,
⎝ ρ′′ ⎠⎦
⎣
2
(2.6.27)
249
ОСНОВЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ЭЛЕМЕНТОВ
где χ – массовое паросодержание в рассчитываемом участке; ψ – коэффициент структуры
потока, определяемый по номограммам.
Потери давления от трения при переменном паросодержании смеси
∆pтр
⎛ ρ′ ⎞⎤
(ρw) 2 ⎡
= λ 0l
⎢1 + χ ψ ⎜⎜ − 1⎟⎟⎥ =
2ρ′ ⎣
⎝ ρ′′ ⎠⎦
2
⎡
⎛ ρ′ ⎞⎤
w
= λ 0l 0 ρ′ ⎢1 + χ ψ ⎜⎜ − 1⎟⎟⎥ , (2.6.28)
2
⎝ ρ′′ ⎠⎦
⎣
где χ – среднее паросодержание в элементе;
Ψ=
ψ к χ к2 − ψ н χ н2
χ к2 − χ н2
.
(2.6.29)
Значения ψ к и ψ н находят по номограмме
для конечного χк и начального χн паросодержания.
Потери давления от местных сопротивлений для однофазного и двухфазного потока
соответственно
2.6.1. Значения коэффициентов местного сопротивления ξм входа и выхода,
отнесенные к скорости в трубе
Условия входа или выхода
Вход в трубу из барабана:
прямой (как заподлицо со стенкой, так и при выступе внутрь объема)
при наличии вальцовочного колокольчика
конический вход с общим углом раствора 50…60° при
относительной длине l/d ≤ 0,1
l/d ≥ 0,2
Вход в трубу из коллекторов:
раздающие коллекторы с торцовым и угловым подводом, а также
рассредоточенным при числе поперечных рядов отводящих труб на
одну подводящую:
m ≤ 30:
для d/dкол ≤ 0,1
для d/dкол > 0,1
m > 30:
для d/dкол ≤ 0,1
для d/dкол > 0,1
собирающие коллекторы с торцовым отводом (в том числе
для опускных труб выносных уклонов)
то же, с угловым отводом
Выход из трубы:
вход в барабан
в раздающий коллектор с рассредоточенным подводом
то же, с торцовым подводом
то же, с угловым подводом
собирающий коллектор при n =1 и 2, а также
при всех значениях n в случае d/dкол ≤ 0,1
то же, при n > 2 и d/dкол > 0,1
ξм
0,5
0,25
0,25
0,1
0,5
0,7
0,6
0,8
0,4
0,5
0,1
1,1
0,8
1,3
1,1
⎛ d ⎞
⎟
⎟
⎝ d кол ⎠
4
1,1 + 0,9n 2 ⎜⎜
П р и м е ч а н и я: 1. Величина n – суммарное количество подводящих труб на одну отводящую.
2. Приведенные коэффициенты сопротивления для выхода из трубы в коллектор учитывают и сопротивление движения вдоль коллектора.
250
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
∆pм =
∆pм =
∑
∑
ξм
w2
=
2v
∑
ξм
(ρw) 2
2
Средняя действительная плотность пароводяной смеси в элементе
ν ; (2.6.30)
ρ = ϕρ′′ + ρ′(1 − ϕ) ,
⎛ ρ′ ⎞⎤
(ρw) ⎡
ξ′м
⎢1 + χ ⎜⎜ − 1⎟⎟⎥ , (2.6.31)
2ρ′ ⎣
⎝ ρ′′ ⎠⎦
2
где ϕ – среднее напорное паросодержание
участка.
Нивелирный перепад давлений принимается со знаком "+" для участков с подъемным
движением и со знаком "–" для участков с опускным движением.
Потери давления от ускорения потока
при сверхкритическом давлении среды
где ξ м – коэффициент местного сопротивления (табл. 2.6.1. – табл. 2.6.3);
∑ ξ′м – услов-
ный коэффициент местного сопротивления
(табл. 2.6.4).
Нивелирный перепад давлений в элементе:
∆pнив =
∑ h ρg ,
(2.6.33)
∆pуск = (ρw) 2 (ν к − ν н ) ,
(6.2.32)
где h – высота отдельных участков, м; ρ –
средняя плотность среды в этих участках, определяемая по формуле (2.6.25).
(2.6.34)
где ν к и ν н – удельный объем соответственно среды в конце и начале участка.
2.6.2. Значения коэффициентов сопротивления гибов и резких поворотов
Коэффициент
сопротивления
Угол поворота, °
> 20
20
R/d = 1
R/d = 2
R / d ≥ 3,5
–
–
Резкого поворота
–
30
45
60
75
90
140
> 140
–
0,2
–
0,35
–
–
0,12
–
0,2
–
0,42
0,5
0,6
0,3
0,35
0,4
Гиба:
0
0,1
–
0,25
0,2
0,5
0,8
1,2
1,75
0,3
–
–
2.6.3. Значения коэффициентов сопротивления ответвлений симметричных раздающих и
собирающих тройников, отнесенные к скорости в ответвлении
Угол ответвления, °
Отношение площадей сечения каждого ответвления
к общему (сборного) канала тройника Fотв /Fс
1,0
0,7
0,5
1,4
0,5
0,15
45
1,9
0,7
0,2
60
2,3
1,0
0,4
90
4,1
2,1
1,05
Раздающий тройник:
30
Собирающий тройник:
30
0,3
0,5
60
0,85
5,2
3,0
0,2
0,4
0,1
45
90
0,5
2,1
1,4
251
ОСНОВЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ЭЛЕМЕНТОВ
2.6.4. Значения коэффициенты сопротивления входа пароводяной смеси ξ′вх
в вертикальные и наклонные трубы из коллекторов
Давление, МПа
≤6
Трубы
>6
Относительная высота труб h / d
≤ 10
20
50
≥ 80
≤ 10
20
50
≥ 80
Вертикальные
0,3
0,5
0,8
1,0
0,6
0,9
1,1
1,2
Выходящие под углом,
с переходом на вертикаль
0,5
1,1
1,7
2,2
1,0
1,2
1,4
1,5
Потери от ускорения учитываются только для элементов со средним удельным тепловосприятием более 460 кВт/м2 при одностороннем обогреве и более 230 кВт/м2 при одностороннем обогреве, когда iн ≤ 1700 кДж/кг.
При докритическом давлении потери от
ускорения не учитывается.
Изменение давления по длине горизонтально расположенного коллектора
∆pкол = Aρw 2 / 2 ,
(2.6.35)
где w – максимальная скорость среды в коллекторе; А – коэффициент, учитывающий потери в коллекторе, значения которого приведены ниже.
Для собирающего коллектора (индекс "с"):
при радиальном отводе
в активной части:
при торцовом отводе …………
1,8
то же, при l / d > 20,
1,8 + 0,01 l / d ………………….
2,0
Для раздающего коллектора (индекс "р"):
при радиальном подводе
в активной части:
при Fр / Fподв = 1 …………….
при Fр / Fподв = 1,5 …………..
при торцовом подводе:
с полным сечением …………..
то же, при l / d > 20,
1,0 – 0,01 l / d ………………….
1,6
2,0
0,8
⎛ Fр
⎞
− 0,6 ⎟
с неполным сечением ………... 2 ⎜
⎜F
⎟
⎝ подв
⎠
при угловом подводе
(вне активной зоны) ………………
1,0
Изменение давления в горизонтальном
коллекторе на участке от места ввода (отвода)
среды до трубы со средним расходом среды
∆p = 2 / 3 ∆pкол .
Изменение давления по длине вертикального (наклонного) коллектора с торцовым или
радиальным подводом (отводом) среды
кол
∆pв.кол = ∆pкол ± ∆pнив
,
кол
– нивелирный перепад давлений по
где ∆p нив
высоте коллектора; принимается со знаком "–"
при подъемном и со знаком "+" при опускном
движении среды в коллекторе.
Суммарное изменение давления в горизонтальных коллекторах элемента для трубы со
средним расходом определяется по формулам:
при схемах "П" и "Н"
2
∆pкол = (∆pс − ∆pр ) ;
3
при схеме "Z" при одинаковом диаметре
коллекторов
∆pкол = 0,71∆pс − 0,79 ∆p р ;
при одностороннем торцовом подводе и
равномерном радиальном отводе (n ≥ 3)
2
∆pкол = − ∆pр ;
3
при рассредоточенном подводе (n ≥ 3) и
одностороннем торцовом отводе
2
∆pкол = ∆pс ,
3
где ∆ p p и ∆p с – изменение давления по длине горизонтального соответственно раздающего и собирающего коллектора.
252
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
Изменение давления по длине коллекторов можно не учитывать при равномерном
подводе (отводе) среды к ним трубами, расположенными не менее чем в трех сечениях его
активной зоны, и при площади сечения коллектора, превышающей суммарную площадь
сечения всех присоединенных к нему подводящих (отводящих) труб. Для парообразующих элементов и водяных экономайзеров перепад давлений в коллекторах можно не проверять при соблюдении лишь второго условия.
2.6.2. ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ
ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
Основным показателем, характеризующим надежность обогреваемых элементов
парового котла, являются средняя по толщине
стенки трубы температура металла tст , определяющая прочностные характеристики, и температура наружной поверхности, которая не
должна превышать допустимых значений по
условиям окалинообразования и коррозионной
устойчивости:
(
н
вн
t ст = t ст
+ t ст
)/ 2 ,
н
– температура наружной поверхности
где t ст
трубы;
⎛ 1
2 s
н
tст
= t + δt + qвн ⎜⎜
+
⎝ α2 1 + β λм
⎞
⎟⎟ ; (2.6.36)
⎠
н
– температура внутренней поверхности
t ст
трубы;
в
tст
= t + δt +
qвн
;
α2
t – температура среды в расчетном участке
трубы, °С; δt – максимальное превышение
температуры в разверенной трубе над средней
в расчетном участке, °С; β – отношение наружного диаметра трубы к внутреннему; s –
толщина стенки трубы, м; λ м – коэффициент
теплопроводности металла, Вт/(м⋅К); qвн –
максимальное местное тепловосприятие внутренней поверхности рассчитываемого участка
трубы, Вт/м2; α 2 – коэффициент теплоотдачи
от стенки к среде, Вт/(м2 ⋅К);
qвн = βµ qmax ;
где µ – коэффициент тепловой растечки;
qmax – максимальное удельное тепловосприя-
тие наружной поверхности трубы, Вт/м2.
Так как элементы котла состоят из большого количества труб, параллельно включенных по движению в них рабочей среды между
двумя последовательно расположенными коллекторами, для оценки надежности выбирают
трубы с худшим сочетанием отклонений от
средних условий работы элемента – разверенные трубы. В парогенерирующих трубах котлов с естественной циркуляцией разверенными
обычно являются слабообогреваемые трубы, а
в поверхностях нагрева с принудительным
движением среды (в случае преобладания гидравлического сопротивления над нивелирным
нагревом) – наиболее обогреваемые трубы.
Количественная оценка отклонений показателей гидравлического и температурного
режимов труб котлов выполняется на основании определения специальных коэффициентов.
Коэффициентом температурной разверки в гидравлическом элементе называется
отношение температуры среды на выходе из
разверенной трубы к средней температуре на
выходе из элемента:
ρТ = t твых / t тср .
Коэффициент тепловой разверки – отношение приращения теплосодержания в отдельной трубе к среднему приращению его в
элементе:
ρq = ∆iт / ∆iср .
Коэффициент гидравлической разверки –
отношение расходов среды в отдельной трубе
к среднему расходу в трубах элемента:
ρ г = Dт / Dср .
Если все трубы элемента имеют одинаковый диаметр, то коэффициент гидравлической разверки может быть
ρ г = (ωρ) т / ω ρ .
Коэффициент неравномерности тепловосприятия в элементе – отношение среднего удельного тепловосприятия разверенной
трубы к среднему удельному тепловосприятию
элемента:
η т = q г / q ср .
ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
Коэффициент гидравлической неравномерности – отношение полного коэффициента гидравлического сопротивления разверенной трубы к полному среднему гидравлическому сопротивлению элемента:
ηг = Z т / Z эл .
Коэффициент конструктивной нетождественности – отношение площадей обогреваемой поверхности отдельной трубы к средней обогреваемой поверхности труб элемента:
ηк = H т / H .
Коэффициенты тепловой и гидравлической разверки связаны между собой выражениями:
ρ q = ηк
ηт
;
ρг
(2.6.37)
при одинаковых размерах труб и расположении коллекторов элемента
ρг =
⎡ 1
=⎢
⎢ ηг
⎣
⎛ ∆pнив. т − ∆pнив.ср + ∆pкол ⎞ ρ ⎤
⎜−
⎟ т⎥
гид
⎜
⎟ ρср ⎥
∆
p
ср
⎝
⎠
⎦
0,5
,
где ∆pнив.т , ∆pнив.ср – нивелирный перепад
давлений соответственно для разверенной
трубы и трубы со средним обогревом; ∆ркол –
разность суммарных потерь давления в коллекторах в сечениях присоединенных труб и
труб со средним обогревом, Па; ρ т , ρср –
средняя плотность среды соответственно в
разверенной трубе и трубе со средним обогрегид
вом; ∆рср = ∆ртр +
∑ ∆рм
– гидравлическая
составляющая потерь давления в трубе со средним обогревом; ∆р тр , ∆рм – потери давления
на трение и в местных сопротивлениях, Па.
В случаях когда распределение неравномерностей в расчетных трубах неизвестно,
надежность их должна проверяться по тепловой разверке, определенной совмещением всех
неравномерностей согласно формуле (2.6.37).
При определении температуры стенки предполагается, что движение среды в трубе устойчиво и все составляющие уравнения (2.6.36),
могут быть определены.
253
К недопустимым нарушениям гидродинамики в элементах котла следует отнести
режимы застоя, свободного уровня и опрокидывания потока.
Застоем называется медленное неустойчивое движение воды вверх-вниз, пара вверх,
при котором возможен застой отдельных пузырей пара в гибах, отводах, сварных соединениях и т.п. Режим застоя может возникать в
трубах при естественной циркуляции и принудительном движении потока.
Свободный уровень может возникать в
трубах, выведенных в паровое пространство
барабана (циклона), при невозможности поднятия воды до высшей отметки вследствие
недостаточности движущего напора потока
среды.
Запаривание труб может иметь место
при опрокидывании потока (движении среды в
обратном направлении) до критического давления вследствие скопления в трубе пара, который не может преодолеть динамического воздействия движущейся вниз воды. Выполнить
расчет тепловосприятия такой трубы практически невозможно, поэтому недопустимо любое
опрокидывание потока, даже если оно не приводит к немедленному запариванию трубы.
В элементах с принудительным движением среды опрокидывание потока возможно,
если гидравлическая диаграмма ∆р (D) расположена в нескольких квадрантах, т.е. при верхнем расположении раздающего коллектора.
Периодические колебания расхода среды
могут происходить в элементах как с однофазной, так и с двухфазной средой и возникновение их определяется совокупностью различных конструктивных характеристик и параметров теплогидравлических процессов. Наибольшая вероятность возникновения пульсаций потока имеется при принудительном движении и докритическом давлении среды.
Для предотвращения возникновения застоя, опрокидывания и образования свободного уровня в котлах с естественной циркуляцией необходима проверка показателей надежности при всех нагрузках котла.
Проверка застоя в котлах с естественной циркуляцией. Она заключается в выполнении условия
S з / S пол > 1,1(1,2),
где S з – напор застоя в элементе (полезный
напор при застое);
254
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
S з = (hоб ϕз + hпо ϕ з )(ρ′ − ρ′′) g ; (2.6.38)
hву – высота трубы над средним уровнем во-
hоб , hпо – высота соответственно паросодер-
ды в барабане (циклоне), м.
Отсутствие опрокидывания потока
при естественной циркуляции. Проверка
осуществляется по формуле
жащих обогреваемых участков подъемной системы и ее части после обогрева, м; ϕз , ϕ з –
напорное паросодержание застоя соответственно на обогреваемом участке и на участке
после обогрева (рис. 2.6.1); S пол – полезный
напор элемента, Па.
Отсутствие застоя в элементе с принудительным движением среды докритического
давления определяется по формуле
∆pэл
∆pэл
=
> 1,1(1,2), (2.6.39)
∆pз
ghρ′ − S з
где ∆рэл – полный перепад давлений в элементе, определяемый по (2.6.21); ∆р з – перепад давлений в элементе при застое;
∆рз = h [ρ′ − ϕ з (ρ′ − ρ′′)] g .
Проверка отсутствия свободного уровня
производится согласно формуле
( S з − ∆рву ) / S пол > 1,1(1,2),
(2.6.40)
где ∆рву – потери напора на подъем смеси
выше уровня воды в барабане (циклоне);
∆pву = ghву (1 − ϕ з ) (ρ′ − ρ′′) ,
S пол / S опр > 1,1(1,2),
(2.6.41)
где S опр – напор опрокидывания; для элемента определяется по средней приведенной скорости пара в наименее обогреваемой трубе по
формуле
уд
Sопр = Sопр
(h − hпо ) ;
уд
S опр
– удельный напор опрокидывания, опре-
деляется по номограмме для наименее обогреваемой трубы (рис. 2.6.2). Максимальное значение удельного напора опрокидывания
уд
Sопр
= g (ρ′ − ρ′′) .
Отсутствие опрокидывания потока в элементах с принудительным подъемным движением среды докритического давления проверяется по формуле
∆pэл
∆pэл
−
> 1,1(1,2),
∆pопр ghρ′ − S опр
где ∆pопр – перепад давлений в элементе при
опрокидывании.
О, б 1---+---:-:'-='sl-~n----~
r:-c==~95-"3--'7'1
о,
't-t----#,,-.,-~
г-т--Ч-'----"1Ч----:~t-Н--Н--t----t
о,z1--,,н-~
г-т->''--~~-гУh,<'-:;,-'7""'1----+----,
о
о
0,08
б
В
Рис. 2.6.1. Номограммы для определения застоя циркуляции в вертикальных обогреваемых трубах
ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
255
::~■1
D,D 5
p=J
D
9МПа
0,5 t,D t,5 w 0 , м/с
/Jwo/h,M/(M •C)
о, 15 >--+---+-+-----'-....
О,
ID
....,..__-+-_ _ __.
D,D51:f=:±~~~~;;~_
Рис. 2.6.2. Номограмма для определения удельного полезного напора опрокидывания с поправкой
Опрокидывание потока в подъемноопускных элементах при докритическом и
сверхкритическом давлениях проверяется путем построения гидравлических характеристик. Коэффициент запаса равный 1,2 в формулах (2.6.37) – (2.6.40) применяется в случаях,
когда имеются наклонные участки с общей
высотой более 20 % обогреваемой высоты
элемента или когда возможны отклонения в
работе котлов от расчетных значений.
Возникновение пульсаций потока в
параллельных трубах элемента. Это учитывают при проектировании котлов докритического давления. Расчет границы возникновения колебательной неустойчивости среды в
трубах элемента (межвитковых пульсаций) при
докритическом давлении определяется в такой
последовательности.
Граничная массовая скорость, при которой возникают пульсации потока в горизонтальной трубе,
(ρw) гр = 6,26 ⋅10−6 (ρw)г q l / d эк , (2.6.42)
где q – среднее значение теплового потока на
обогреваемой поверхности трубы, мВт/м2;
d эк , l – соответственно эквивалентный гидравлический диаметр и длина обогреваемой
Значение (ρ w) г зависит от коэффициента гидравлического сопротивления трубы ζ ,
недогрева среды на входе в нее ∆iвх и давления:
(ρw) г = (ρw) 0 K p ,
где (ρw) 0 – граничная массовая скорость в
горизонтальной трубе при давлении р =
= 10 МПа, определенная при заданных значениях ϕ и ∆iвх (см. рис. 2.6.3); K p – поправочный
коэффициент на давление (см. рис. 2.6.3).
Коэффициент сопротивления трубы
ς = ς вх +
∑ ςм + ∆ртр + ςш ,
где ς вх – приведенный коэффициент гидравлического сопротивления на входе в трубу;
∑ ςм
– сумма коэффициентов местных со-
противлений на необогреваемой части трубы;
∆р тр – гидравлическое сопротивление от трения на необогреваемой части трубы; ςш – коэффициент гидравлического сопротивления
шайбы.
Граничная массовая скорость в вертикальной трубе
части трубы, м; (ρ w) г – граничная массовая
(ρw) вгр = с(ρw) ггр ,
скорость в горизонтальной трубе с фиксированной обогреваемой длиной, эквивалентным
диаметром и тепловым потоком, определяемая
по номограмме (рис. 2.6.3).
где (ρw) гр – граничная массовая скорость в
г
горизонтальной трубе, определяемая по формуле (2.6.42); с – поправочный множитель.
256
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
(wfJo,кz/(1'1 2 ·cJ
900
800
700
600
500
'+00
2, 2 t---t---1'-+--r...,..,.,------,---,
2, О t----hl--F=""'-Ь~+-'"<'+--i
о
300 400
500
р=3,9 МПа5,9
;
600
700
800 (W!j>)o,KZ/(м~cJ1,2t7'1W;t--i------t----1--т--1
7,9 9,8 11,8 IJ,815,717,7
ВО
160 2'+0
,j i, кДж/кz
1Б 0t--11---+-1c+----+--tt--tt--+----+,
120
801-+-'r-'lf-++-Н-,ч-;,,c........,,c....-,
4о~~~н-.,..,,--;N-г--,
о
......._ ..............~~--~
1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4
Кр
Рис. 2.6.3. Номограмма для определения номограммной массовой скорости при давлении 9,8 МПа
Проверка запаса по критическому паросодержанию проводится для барабанных
котлов с естественной и принудительной циркуляцией. Наличие режима ухудшенного теплообмена (кризиса кипения) вызывает упаривание
агрессивных примесей, содержащихся в котловой воде, концентрация которых в 100/ р раз
больше, чем в питательной воде (р – непрерывная продувка, %), что приводит к возникновению коррозии металла с огневой стороны
трубы. Для этого необходимо сравнить графики распределения действительного и критического паросодержания по высоте наиболее
обогреваемой трубы.
Качество теплоносителя прямоточных
котлов значительно выше, чем барабанных,
поэтому коррозия металла в них не возникает,
а оценка надежности трубы в месте кризисного
ухудшения теплоотдачи выполняется по значениям температуры стенки.
2.6.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ КОНТУРОВ КОТЛОВ
Гидравлический расчет циркуляционных контуров котлов с естественной циркуляцией. В контуре с естественной циркуляцией
движение среды происходит под действием
движущего напора, возникающего за счет разности средних плотностей в опускной и подъемной системах (рис. 2.6.4). Очевидно, что
плотность воды в этих системах до точки закипания практически одинаковая, и движущим
напором на экономайзерном участке можно
пренебречь. В этом случае движущий напор
контура
S = hн ϕ (ρ′ − ρ′′) g ,
(2.6.43)
где hн = h − hэк – высота паросодержащего
участка, м; hэк – высота экономайзерного
участка, м; ϕ – среднее напорное паросодержание на паросодержащем участке, м.
hz =iz
h
Точка
зикипания
Рис. 2.6.4. Расчетная схема контура
естественной циркуляции
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ КОНТУРОВ КОТЛОВ
Высота экономайзерного участка для
случая, когда закипание произошло на первом
участке, м,
hэк = hдо +
∆iб − ∆iоп − ∆iсн +
∆i′
ρ′g10 −6 ×
∆р
Q1 ∆i ′
+
ρ′g ⋅ 10 −6 ×
h1G ∆р
⎛
∆р ⎞
× ⎜⎜ hоп − hдо − оп ⎟⎟
ρ′g ⎠
→ ⎝
,
Q1 ∆i ′
−6
×
+
ρ′g ⋅10
h1G ∆р
(2.6.44)
где hдо и hоп – высота участка соответственно до обогрева и полная высота опускных
труб; h1 – высота первого участка, м; Q1 –
тепловосприятие первого участка, кВт; G –
расход циркулирующей в контуре воды, кг/с;
∆iб , ∆iоп , ∆iсн – соответственно недогрев
воды до насыщения в барабане, подогрев воды
в опускных трубах и учет сноса пара, кДж/кг;
∆i′ / ∆р – изменение энтальпии воды при повышении давления, кДж/(кг⋅МПа); ∆роп –
сопротивление опускных труб.
Если точка закипания выходит за пределы первого обогреваемого участка, то расчет
экономайзерного участка ведется по формуле
∆i′
∆iб − ∆iоп − ∆iсн +
ρ′g10−6 ×
∆р
hэк = hдо + h1
Q2 ∆i′
+
ρ′g ⋅ 10−6 ×
h2G ∆р
⎛
∆р ⎞ Q
× ⎜⎜ hоп − hдо − h1 − оп ⎟⎟ − 1
ρ′g ⎠ G
,
→ ⎝
Q2 ∆i′
−6
×
+
ρ′g ⋅ 10
h2G ∆р
257
ных случаях недогрев (кДж/кг) определяется
по формулам:
при некипящих экономайзерах с одноступенчатым испарением
∆iб = (i′ − iэк ) / K ,
где iэк – энтальпия воды на выходе из эконо-
майзера; K = G / D – кратность циркуляции;
D – паропроизводительность, кг/с. Кратность
циркуляции для котлов среднего, высокого,
сверхвысокого давления составляет соответственно 30…40, 6…14, 5…8;
в чистых отсеках со ступенчатым испарением
∆iб =
i ′ − iэк Dп. в
,
K Dч. о
где Dп. в – расход питательной воды, кг/с;
Dч. о – паропроизводительность чистого отсека, кг/с;
при подаче части питательной воды на
паропромывочное устройство
∆ iб =
i ′ − iэк Dп. в − Dпром
,
K
Dп. в
где Dпром – расход питательной воды, подаваемый на промывочное устройство, кг/с.
Подогрев воды в опускных трубах,
кДж/кг,
∆iоп = Qоп / Gоп ,
где Qоп – тепловосприятие опускной системы, кДж/с; если опускная система не обогревается, то Qоп = 0 и ∆iоп = 0; Gоп – расход
(2.6.45)
где h2 – высота второго участка, м; Q2 – тепловосприятие второго участка.
Недогрев воды в барабане ∆iб = 0 в котлах с кипящими экономайзерами, в солевых
отсеках при ступенчатом испарении, при наличии паропромывочных устройств с подачей
на них всей питательной воды или при выводе
больше ½ пара в водяное пространство барабана при некипящих экономайзерах. В осталь-
воды по опускным трубам.
Движущий напор контура циркуляции
преодолевает гидравлическое сопротивление в
подъемной и опускной системах:
S = ∆pэк + ∆pп + ∆pоп ,
(2.6.46)
где ∆p эк , ∆pп – гидравлическое сопротивление соответственно экономайзерного и паросодержащего участков.
Разность движущего напора и сопротивления подъемной системы составляет полезный напор контура:
258
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
S пол = S − (∆p эк + ∆pп ) ,
D1 =
или
S пол = ∆pоп .
(2.6.47)
Основной задачей расчета естественной
циркуляции является выбор оптимальной компоновки контуров, обеспечивающей надежную
работу испарительных поверхностей нагрева
котла во всех режимах его эксплуатации.
В результате расчета естественной циркуляции определяют скорости воды, кратности
циркуляции и полезные напоры в контурах,
запасы надежности по застою и опрокидыванию циркуляции, условия движения в опускных трубах, надежность при нестационарных
режимах.
Расчет естественной циркуляции выполняется, либо с использованием ЭВМ, либо
графическим методом решается система уравнений (2.6.47). Исходными данными для расчета являются: конструктивные характеристики контуров циркуляции, распределение тепловосприятий по участкам подъемной системы
с учетом коэффициентов неравномерности
тепловосприятия, параметры рабочей среды.
Графический метод решения системы уравнений (2.6.47) сводится к построению циркуляционной характеристики контура, зависимости
Sпол от расхода циркуляции G и гидравлической характеристики опускной системы ∆роп =
= f(G).
Для определения полезных напоров контуров и гидравлических сопротивлений опускной системы предварительно задаются несколькими (обычно тремя) значениями скоростей циркуляции: w0 = 0,5…1,5 м/с для экранов непосредственно введенных в барабан;
w0 = 0,2…1 м/с для экранов с верхними коллекторами; w0 = 0,5…2 м/с для двухсветных
экранов; w0 = 0,2…0,8 м/с для экранов котлов
малой мощности.
По трем принятым скоростям циркуляции находят три расхода воды в контуре
G = w0ρ′F ,
где F – суммарная площадь сечения подъемных труб, м2.
Затем для каждого из трех расходов циркуляции определяют высоту экономайзерного
участка по формулам (2.6.44), (2.6.45) и соответственно высоту паросодержащего участка.
Паропроизводительность первого участка
Q1 − G (∆iб − ∆iоп )
.
r
Паропроизводительность
участков
Dk = Dн +
последующих
Qп
,
r
где Dн – количество пара на входе в рассчитываемый участок; Qп – тепловосприятие n-го
участка, кВт.
В дальнейшем все расчеты для участков
ведутся по среднему значению расхода пара в
начале и конце участка. По этому значению
определяются средние приведенные скорости
пара, массовое паросодержание, объемное
паросодержание, а также напорное паросодержание.
Движущий и полезный напоры участков
рассчитываются по формулам (2.6.43) и
(2.6.47). Полезный напор всего контура складывается из полезных напоров всех участков.
Следующим этапом расчета естественной
циркуляции является определение гидравлического сопротивления опускной системы ∆роп
для трех ранее принятых расходов циркуляции
и построение гидравлической характеристики
контура: Sпол= f (G) и ∆роп= f (G).
Пересечение кривых Sпол и ∆роп дает рабочую точку, которая является решением системы уравнений (2.6.47) и определяет истинное значение расхода циркуляции, а следовательно, скорости циркуляции и полезный напор контура. На рис. 2.6.5 показано построение
циркуляционных характеристик для простых и
сложных контуров.
После определения действительных напоров и расходов в отдельных контурах производится проверка принятых в расчетах величин:
кратности циркуляции, расходов воды и сопротивлений в особо сложных контурах, недогрев
воды в барабане. При больших расхождениях
необходимо повторить расчет с уточнением
характеристик, задаваясь кратностью циркуляции, близкой к полученному значению.
Полученные в результате расчета средние значения полезных напоров и расходы
циркулирующей воды в элементах контура
позволяют произвести проверку их надежности по свободному уровню (для труб, выведенных паровое пространство), застою и опрокидыванию циркуляции (для труб, выведенных
в водяной объем барабана или в коллектор), по
режиму опускной системы.
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ КОНТУРОВ КОТЛОВ
s, ,1р
259
s, !Jp
(j
б)
s, !Jp
s'"P+SorB (S'"P+sorB) ,н1 1
2
ЛРо
2)
6)
•
6
Рис. 2.6.5. Графическое определение условий циркуляции в контурах котлов
с естественной циркуляцией:
а – простом; б – параллельных; в – с общими отводящими трубами; г – с общими подводящими трубами
В отдельных случаях необходимо производить проверку надежности по допустимому
температурному режиму обогреваемых труб
(для котлов сверхвысокого давления или
имеющих весьма высокие удельные тепловые
нагрузки, более 450 кВт/м2) и при работе котла в нестационарных режимах.
Гидравлический расчет элементов
прямоточных паровых котлов. Задачей гидравлического расчета прямоточных котлов
является определение расходов среды в элементах, обеспечивающих надежность поверхностей нагрева при их оптимальной компоновке и минимальном гидравлическом сопротивлении.
При выполнении гидравлического расчета определяются массовые скорости среды в
элементах, обеспечивающие запасы надежности по условиям гидравлической устойчивости
и температурному режиму металла труб. Также выполняется расчет гидравлического сопротивления тракта котла в целом и определяется необходимость установки дроссельных
шайб и их размеров для выравнивания расходов в параллельных элементах и предотвращения гидравлической неустойчивости. Расчеты
выполняются обязательно для максимальной и
растопочной нагрузки котла.
Гидравлическое сопротивление тракта
котла учитывается при выборе питательного
насоса и определяется для номинальной нагрузки котла согласно формуле:
∑ ∆рэл + ∑ ∆рарм + ∆рп. охл ,
∑ ∆рэл , ∑ ∆рарм , ∆рп. охл – перепад
∆рк =
где
давлений соответственно в элементах пароводяного тракта котла, арматуре и пароохладителях, определяемые по их конструктивным характеристикам и тепловосприятиям.
Конструктивные характеристики элементов котлов выбираются таким образом, чтобы
при всех нагрузках котла обеспечивались расходы среды, необходимые для поддержания
стабильного температурного режима, расчетной температуры металла по условиям длительной прочности и температуры наружной
поверхности по условиям коррозионной устойчивости. Для этого необходимо определить
действительные расходы среды в элементах и
их разверенных трубах.
Как правило, гидравлическая схема прямоточного котла состоит из нескольких параллельных регулируемых потоков (ниток). Каждый поток может включать несколько нерегулируемых подпотоков, состоящих из парал-
260
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
лельно включенных элементов, имеющих значительную конструктивную нетождественность и различные тепловосприятия. На первом этапе гидравлических расчетов необходимо определить расходы по параллельным подпотокам при заданном общем расходе воды на
поток. При наличии значительных гидравлических разверок между подпотоками разрабатываются способы их снижения, например: за
счет уменьшения тепловосприятия (поверхностей нагрева) подпотоков, установкой промежуточных смесителей или гидравлических
перемычек, а также установкой дроссельных
шайб.
Для определения гидравлических и температурных разверок, а также наличия статической
(апериодической)
неустойчивости
строятся гидравлические характеристики параллельных элементов. Каждая диаграмма,
представляющая зависимость перепада давлений в элементе от расхода ∆р (D), должна
включать характеристики разверенных труб
(витков) и элемента в целом.
Гидравлические разверки и температуры
разверенных труб многотрубных элементов
определяются по гидравлическим диаграммам.
Для построения гидравлических диаграмм
элемента и его разверенной трубы следует
определить перепады давлений для различных
расходов среды: 5, 15, 30, 50, 70, 100 и 150 %
расчетной паропроизводительности котла.
Гидравлические характеристики прямоточных контуров, состоящих из нескольких
последовательных и параллельных элементов,
определяются графическим суммированием
характеристик всех элементов контура при одинаковых расходах последовательно включенных элементов и перепадах давлений при параллельном включении элементов (рис. 2.6.6).
Проверку вида и однозначности гидравлических характеристик следует, в первую очередь, проводить для минимальной длительной
нагрузки котла и для растопочных режимов.
Отсутствие арифметической неустойчивости определяется по виду гидравлической
характеристики. При этом значение массовой
скорости, соответствующее минимуму перепада давлений гидравлической характеристики
элемента, должно отвечать условию:
(ρw) min ≤ 1,5 (ρw) ,
где ρw – массовая скорость среды в рабочей
точке элемента.
Рис. 2.6.6. Суммирование гидравлических характеристик прямоточных элементов котлов
При выборе тепловосприятия прямоточного элемента котла следует найти предельную температуру среды по ее зависимости от
коэффициента неравномерности тепловосприятия. Для этого строят гидравлические
характеристики элемента разверенной трубы
при увеличенных неравномерностях тепловосприятия ηт + ∆ηт . Надежность элемента при
резких изменениях режима (тепловой наброс)
может быть обеспеченной, если температура
среды на выходе из разверенной трубы имеет
слабую зависимость от изменения ηт . Температура среды на выходе из разверенной трубы
не должна превышать температуру среды на
выходе из элемента более чем на 30 °С.
Для обеспечения надежной работы прямоточных котлов при минимальных нагрузках
массовые скорости потока в их элементах должны быть, как правило, не менее (ρw) min =
= 500 кг/(м2 ⋅с).
Гидравлический расчет элементов
прямоточных водогрейных котлов. Основной особенностью прямоточного водогрейного
котла является наличие на входе и выходе воды недогретой до температуры насыщения.
Прямоточные водогрейные котлы выпускаются тепловой производительностью до 209 МВт
для температурных графиков, характеризующихся температурой воды (на входе /выходе)
70/120, 70/150 °С. Поверхности нагрева котлов
выполняются с подъемным, опускным движе-
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ КОНТУРОВ КОТЛОВ
нием среды в элементах, а также из горизонтальных труб в конвективной части.
Другой особенностью водогрейных котлов является практически постоянный расход
воды в них, определяемый гидравлическими
характеристиками теплосети.
Большие расходы воды обусловливают
необходимость выбора умеренных массовых
скоростей в элементах водогрейных котлов
(ρw ≈ 1000…1300 кг / (м2 ⋅ с)) с целью обеспечения его минимального гидравлического сопротивления (обычно ∆рк = 0,15…0,25 МПа).
Определение гидравлического сопротивления котла производится суммированием
перепадов давлений последовательно включенных элементов:
кипения в трубах. Наличие поверхностного
кипения в обогреваемых трубах вызывает возникновение интенсивного накипеобразования
на внутренней поверхности труб, так как в
сетевой воде, особенно в теплосетях с открытым водозабором, содержится значительное
количество соединений солей жесткости и
щелочей.
Поверхностное кипение – это явление,
при котором на внутренней поверхности трубы
возникает кипение при температуре потока
воды, меньшей температуры насыщения. Отсутствие поверхностного кипения обеспечивается при значении минимально допустимого
недогрева воды до кипения (рис. 2.6.7).
н
∆t нед min = ∆t ст
−в c p cβ cα − ∆t пер , (2.6.48)
∆р = Σ∆рэл + 0,5h (ρвх + ρвых),
где Σ∆рэл – гидравлическое сопротивление
элементов котла; h – разность высот между
входными и выходными коллекторами; ρвх ,
ρвых – удельная плотность воды соответственно на входе в котел и на выходе из него.
Условием обеспечения надежного температурного режима прямоточного водогрейного
котла является отсутствие поверхностного
261
н
где ∆t ст−в
– разность температур между
внутренней поверхностью трубы и средней
температурой воды t в в расчетном сечении в
зависимости от тепловой нагрузки q и массовой скорости потока wρ; c p , cβ, cα – коэффициенты, учитывающие влияние давления р,
Лtнедтin, 0 С
сfг----.-т---,
~
80 "'
1------++--il--+--_,__---+---_,__-+---т-
60
О
30
60 }3,°
c"'г----.-т---1, 5 t---i--t---::
0
200
400
600
В00 q,кВт/м 2
0,5 - - - - -
Ср г-~-~-~--~-!Jt,.,;,c
О
50
100
ci,Ml-1
1, 1
t5 i-----t~~:::t:=~::::::i
1,0
10 t--7'½-'71'"""''------t----'-----,
1,0
z,o •
р,мпа
о
400
Рис. 2.6.7. Номограмма для определения минимально допустимого недогрева воды для насыщения,
при котором отсутствует поверхностное кипение (в – верхняя образующая; н – нижняя образующая
262
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
угла наклона ρ, диаметра трубы d и параметра
q /(wρ); ∆tпер – перегрев обогреваемой поверхности трубы по сравнению с температурой
насыщения, при котором начинается поверхностное кипение.
2.6.4. СКАЧКИ И ПУЛЬСАЦИИ ТЕМПЕРАТУР
ПРИ КРИЗИСАХ ТЕПЛООБМЕНА
Хорошо известны случаи разрушения горизонтальных или слабонаклонных труб котла
из-за расслоения потока или при снарядном
режиме течения. Подобные разрушения гибов
труб переходной зоны наблюдались на котлах
ПК-33 [2]. При эксплуатации котлов сверхкритического давления с высокофорсированными
топками наблюдалась коррозия наружной поверхности труб [3]. Ей предшествовало появление поперечных рисок через 7…10 тыс. ч работы. Исследования, проведенные на различных
котлах (ТГПМ-114, ТГПМ-314, ТГПМ-324,
П-50), показали, что причиной коррозии явились пульсации температур наружной поверхности труб, вызванные пульсациями факела.
На мазутных котлах размах колебаний достигает 20…30 К с периодом 15…20 с, на пылеугольных – 40…60 К при периоде 60…90 с.
Особенно значительные пульсации температур
наблюдаются в прямоточных котлах.
Причины и характер пульсаций температуры по длине парогенерирующей трубы. В экономайзерной и перегревательной
зонах причиной пульсаций температуры являются турбулентные пульсации испаряемой
среды. Интенсивность пульсаций пропорциональна тепловому потоку и зависит от режима
течения теплоносителей и состояния поверхности теплообмена. Интенсивность турбулентных пульсаций вначале возрастает пропорционально числу Re, при Re = 80 ⋅ 103 стабилизируется на уровне 3…3,5 % температурного напора стенка – жидкость. При используемых в современных котлах параметрах турбулентные пульсации незначительны, и их
интенсивность (среднеквадратическое отклонение) можно принять равной 5 % температурного напора стенка – жидкость.
В испарительной зоне до участка ухудшенного теплообмена причиной пульсаций
температуры являются процессы образования
пара и удаления его с поверхности нагрева.
В закризисной зоне возможны значительные
пульсации температуры при выпадении влаги
на стенку (особенно это характерно для гибов
и поворотов труб). Большое влияние на пульсации температуры оказывает гидродинамика
потока. При ее неустойчивости значительные
пульсации температуры наблюдаются в конце
экономайзерного участка, и характеристики
пульсаций изменяются по всей длине парогенерирующей трубы.
Наиболее значительные пульсации температуры отмечаются при кризисах теплообмена. В этом случае при вынужденном движении жидкости на условия возникновения кризиса влияние оказывают не только параметры
(давление, массовая скорость, тепловой поток),
но и режимы течения потока, массообмен в
двухфазной смеси и геометрия канала. Температурный режим при кризисах теплообмена
существенно зависит от того, как в аппарате
задан тепловой поток: независимо от интенсивности теплоотдачи (в котлах или в ядерных
реакторах) или в зависимости от нее (в парогенераторах), когда заданной величиной является температурный напор между средами.
При заданном тепловом потоке наибольшую опасность представляет увеличение температуры в момент кризиса теплообмена, так
как при ее недопустимом для материала значении аппарат принципиально неработоспособен. Пульсации температуры в этом случае
имеют второстепенное значение, так как разрушение от них происходит через значительный промежуток времени. Поэтому при таких
граничных условиях (заданном тепловом потоке) основное внимание уделялось изучению
границ возникновения кризисов и определению максимальной температуры поверхности
нагрева при ухудшении теплообмена или минимальном коэффициенте теплоотдачи в закризисной области. Полученные данные позволяют принять решение о допустимости
кризиса теплообмена в аппарате и соответствующим выбором параметров ограничить увеличение температуры при его возникновении.
На рис. 2.6.8 приведены зависимости
скачка температуры ∆Tmax в условиях ухудшенного теплообмена от массовой скорости
ρw и теплового потока q при различной плотности теплового потока q [4, 7]. При малых
значениях ρw и относительно небольших значениях q скачок температуры ∆Tmax достигает
нескольких сотен градусов, повышается с увеличением q и снижается с ростом ρw. Опытные данные обобщены зависимостью [4 – 6].
СКАЧКИ И ПУЛЬСАЦИИ ТЕМПЕРАТУР ПРИ КРИЗИСАХ ТЕПЛООБМЕНА
∆T = C [q /(ρw)] 2,47 ,
где С – функция давления.
о
.____...,___ _,___ ___,__----'.____...,___~
1800 2JOO
2800
JJOO
3800
pw, кг/(м 2 ·с)
а)
дТта~х-~К--~--~---~--~
рw=700кг/(м 2 -с)
-3500 кг/(мZс)
о
50
100
150
9, f3т/см 2
О)
Рис. 2.6.8. Зависимости скачка температуры ∆Тmax
в момент кризиса теплоотдачи от массовой
скорости потока ρw для трубы диаметром 10,4 мм
при давлении p = 14,7 МПа и различной
плотности теплового потока q:
а – по данным [4]; б – по данным [7]
::=;;~{;~;;;~:;~==~
100
801-
t---#-++--1--1-1-----1
60 1---.н--#-~----1
40 t --t-t--+-Jl-+- t - - - t
10,___ _.___........_ ___,
0,1
О, 2
О,'+ q/fj-,,,.дж/т
Рис. 2.6.9. Зависимость скачка температуры ∆Тmax
стенки от давления р и комплекса q/(ρw)
при ухудшении теплообмена
263
На рис. 2.6.9 приведены обобщенные зависимости скачка температуры ∆Tmax от q /(ρw)
и давления, которые позволяют определить
значение скачка температуры для заданных
параметров.
Для определения минимального коэффициента теплоотдачи α min в закризисной области для вертикальных труб рекомендована
номограмма [8], используемая для широкого
диапазона значений режимных параметров:
p = 4…21,5 МПа, ρw = 200…3000 кг/(м2 ⋅с),
q = 100…1000 кВ/м2 (рис. 2.6.10), которая
вошла в нормы теплогидравлического расчета
паровых котлов и в руководящий материал по
расчету теплообмена в оборудовании АЭС
(РД 24.035.05–89).
Особенности расположения труб в пространстве (горизонтальное, наклонное, вертикальное), их диаметр и конструктивное исполнение (наличие гибов и поворотов труб) сказываются как на границах перехода к ухудшенному теплообмену, так и на характеристиках
пульсаций. При малых значениях ρw пульсации
температур начинаются на верхней образующей
практически с начала закипания. При наличии
гибов и поворотов зона с пульсациями повторяется после каждого поворота [2].
Как уже отмечалось, при умеренных значениях тепловых потоков повышение температуры при кризисе теплообмена может и не
вызвать повреждения труб. В этом случае надежность труб определяется характеристиками
пульсаций температуры стенки в зоне перехода к ухудшенному теплообмену. При переходе
происходит смена режимов течения пароводяной среды (или кризис теплообмена второго
рода [9]). Дисперсно-кольцевой режим течения,
при котором по стенке трубы течет выпаривающаяся пленка жидкости, а в ядре потока –
пароводяная смесь, сменяется дисперсным
режимом. Этот переход сопровождается изменением теплоотдачи и происходит на определенном участке парогенерирующей трубы, где
возникают пульсации температуры [10 – 12].
Как показали эксперименты, непосредственно перед возникновением кризиса теплообмена второго рода происходит кризис гидравлического сопротивления, при котором
волнообразование на поверхности пленки
жидкости прекращается и по стенке течет
гладкая испаряющаяся микропленка жидкости,
слабо подпитывающаяся влагой из ядра потока.
Обычно вначале на поверхности микропленки
образуются одно или несколько "сухих" пятен
264
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
14 12 10 В
6
4
СХт,п • ю ·~ ккал/(м 2 · ч· к)
2
4
8
12
16
20 24 28
pw·IO -~ кr/(м 2 ·с)
Рис. 2.6.10. Диаграмма для определения минимального коэффициента теплоотдачи αmin от стенки
к потоку докритического давления в области ухудшенного теплообмена
(1 ккал/(м2 ⋅с) = 1,163 Вт/м2; 1 ккал/(м2 ⋅ч⋅К) = 1,163 Вт/(м2 ⋅K)
- -~-~-==--
~~=~.:с==~~
.:;:_- --------- --- - - б)
Рис. 2.6.11. Схема образования "сухих" пятен и формирования зоны перехода
к ухудшенному теплообмену
1
2
3
Рис. 2.6.12. Процесс перехода от пузырькового режима кипения фреона-12 к пленочному:
1 – пленочное кипение; 2 – пузырьковое кипение; 3 – сухие пятна
с интенсивным испарением жидкости по их
границам (рис. 2.6.11, а, б). Число и размеры
сухих пятен увеличиваются, и граница пленки
приобретает вид отдельных "ручьев" с "рваными" границами, перемещающихся между "сухими" участками в осевом и азимутальном на-
правлении (рис. 2.6.11, в). При этом термопара,
установленная на поверхности, фиксирует интенсивные пульсации (колебания) температуры.
Процесс перехода от пузырькового режима кипения фреона-12 к пленочному показан на рис. 2.6.12.
265
СКАЧКИ И ПУЛЬСАЦИИ ТЕМПЕРАТУР ПРИ КРИЗИСАХ ТЕПЛООБМЕНА
Размеры зоны с пульсациями температур
и характеристики пульсаций температур зависят от конструктивного исполнения поверхности нагрева и определяются режимными параметрами (тепловым потоком, давлением, массовой скоростью). Поскольку характеристики
пульсаций температур определяют надежность
парогенерирующих труб, их определению уделяется достаточно большое внимание.
Основные статистические характеристики пульсаций температуры. Физическая
природа температурных флуктуаций предопределяет случайный характер процессов.
В этих условиях наиболее перспективен для
анализа статистический подход, который дает
возможность однозначно определить энергетические и частотные характеристики этих
процессов. Основными параметрами при этом
являются:
математическое ожидание (среднее значение функции)
θ
x = lim
θ →∞
1
x(t ) dt ;
θ0
∫
дисперсия
D = S 2 = lim
θ →∞
1
θ
θ
∫ [x(t ) − x ] dt ;
2
0
среднеквадратическое отклонение (интенсивность)
S=г
D;
автокорреляционная
(корреляционная)
функция, характеризующая статистическую
связь между значениями случайной функции в
различные моменты времени,
R (t ′) = lim
θ →∞
1
θ
θ
∫ x(t ) x(t + t ′) dt ;
0
спектральная плотность, характеризующая распределение интенсивности процесса по
частотам
∞
G (ω) = 2
∫ R(t ′) cosωt ′dt ′ ;
0
эффективный период, который является
интегральной характеристикой случайного
процесса и определяет его среднюю частоту,
∞
te = 2π
∫ G(ω)dω
∞
0
,
∫ G (ω)ω dω
2
0
где x (t ) – измеряемая величина как функция
времени; θ – длительность реализации (записи) случайного процесса; t ′ – временной сдвиг;
ω = 2πf – круговая частота; f – частота, Гц;
плотность распределения ρ(x) , определяющая вероятность попадания случайной
величины в произвольный момент времени t в
определенный интервал.
Необходимо иметь в виду, что приведенные соотношения справедливы лишь для случайного стационарного эргодического процесса. Основные признаки стационарности – постоянство во времени математического ожидания и дисперсии случайной величины. Эргодическим является стационарный процесс, в
котором характеристики, полученные усреднением по множеству реализаций, совпадают с
аналогичными характеристиками, полученными усреднением по времени одной из реализаций. Для таких процессов корреляционные
функции зависят лишь от одной переменной
t′ и все характеристики могут быть получены
при анализе лишь одной выборочной реализации. Допущение о стационарности и эргодичности общепринято в статистических исследованиях различных физических процессов, что
позволяет применять относительно простой
математический аппарат.
Четыре характерных вида реализаций
(записей) физического параметра x (t), наиболее
часто встречающиеся на практике, приведены
на рис. 2.6.13, а, плотности распределения ρ
случайного процесса x (t) как функции непрерывного аргумента – на рис. 2.6.13, б. Из последних графиков видно, как изменяется вид
кривой распределения при переходе от детерминированного гармонического процесса к
широкополосному случайному. Функцию распределения удобно использовать для того,
чтобы обнаружить гармонические составляющие в случайном процессе.
На рис. 2.6.13, в представлены автокорреляционные функции Rх ( t ′ ), а на рис. 2.6.13, г –
типичные графики спектральной плотности Gх
266
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
как функции частоты f = ω / 2π . Основное
применение кривой спектральной плотности
физического процесса – исследование его частотной структуры, которая, в свою очередь,
дает важную информацию об основных характеристиках исследуемых физических систем.
Для построения статистических характеристик пульсаций температур используются
аналоговые или цифровые методы [13]. При
этом для обеспечения необходимой точности
измерений предъявляются определенные требования к датчикам, к регистрирующей аппаратуре и к обработке экспериментальных данных.
Наиболее надежные данные по пульсациям температур могут быть получены экспериментальным путем. При этом датчики температур должны иметь минимальные размеры
(для уменьшения искажения температурного
поля), быть малоинерционными и должны
устанавливаться непосредственно на поверхности, в местах возникновения пульсаций.
Аппаратура должна без искажений регистрировать колебания температур в диапазоне характерных частот (как правило, 0…10 Гц) и
обеспечивать возможность последующей статистической обработки данных.
Большой интерес представляет использование для измерений пленочных термопар [14],
которые изготовляют нанесением на поверхность (например, вакуумным напылением)
слоя изоляции с последующим наложением
пленочного термоэлектрода. В месте схода
термоэлектрода с изоляции на поверхность
образуется чувствительный элемент поверхность – термоэлектрод. Градуровочные характеристики, стабильность и воспроизводимость
показаний таких термопар определяются
опытным путем. Малая толщина (5…10 мкм)
пленок при условии хорошего контакта термоэлектрода с поверхностью позволяет практически без искажений измерять такой термопарой
температуру поверхности. Разработка пленочных термопар, надежно работающих в пароводяной среде, а также выполнение герметичных
выводов из полостей под большим избыточным давлением позволит с успехом использовать такие датчики при исследовании температурных режимов.
Специального рассмотрения требует учет
погрешностей при локальном характере пульсаций. В этом случае при измерении температур тела на удалении от поверхности не существует надежных способов определения пульсаций температур поверхности вследствие
некорректности постановки задачи и выравнивающего влияния стенки. На рис. 2.6.14 приведена одновременная запись пульсаций темпе-
Рис. 2.6.13. Типичные реализации переменных процессов и основные их параметры:
а – функция x (t); б – плотность распределения ρ; в – автокорреляционная функция Rx (t′);
г – спектральная плотность Gx (f ); 1 – гармонический процесс с частотой f0 ; 2 – гармонический процесс
с наложением случайного шума; 3 – узкополосный случайный шум с доминирующей частотой fr ;
4 – широкополосный случайный шум
267
СКАЧКИ И ПУЛЬСАЦИИ ТЕМПЕРАТУР ПРИ КРИЗИСАХ ТЕПЛООБМЕНА
T, К
t, с
Рис. 2.6.14. Осциллограмма пульсаций температуры Т во времени τ внутренней (1)
и наружной (2) поверхности трубы
ратур на внутренней и наружной поверхностях
парогенерирующей трубы [2]. Затухание амплитуды пульсаций существенно выше, чем
при одномерном рассмотрении. Существенно
меняется и спектральный состав пульсаций.
Это связано как с обычным затуханием в стенке высокочастотных составляющих, так и с
интегрирующим (выравнивающим) влиянием
собственно стенки. С удалением от внутренней
поверхности снижаются не только частоты
пульсаций, но и их размах.
Надежные данные о пульсациях температуры могут быть получены только при их измерении непосредственно на той поверхности,
на которой они возникают [2].
В настоящее время можно только рекомендовать при измерениях располагать датчик,
например термопару, возможно ближе к поверхности, на которой пульсации максимальны. При этом также следует обращать внимание на возможность нарушения гидродинамики потока как самими датчиками, так и их выводами.
Точность и инерционность измерений
температуры зависят не только от конструкции
термопары, но и от способа заделки спая на
поверхности, которая должна гарантировать
его надежный контакт и минимальное искажение температурного поля. При установке термопар нужно стремиться располагать их по
изотермической поверхности, чтобы уменьшить погрешность, связанную с оттоком теплоты по термопаре. Искажение температурного поля при заделке термопары существенно
зависит от соотношения теплопроводности
материала исследуемого тела и термопары, а
также от размеров спая термопары.
В частности, чем меньше теплопроводность тела, температура которого измеряется,
тем меньше должны быть размеры спая термо-
пары. В тех случаях, когда термопара достаточно миниатюрна и теплопроводность ее близка к теплопроводности тела, при наличии надежного контакта можно полагать, что измеренная температура примерно равна средней
температуре в занимаемой термопарой области.
При необходимости в результат измерений можно ввести соответствующие поправки
на глубину заделки.
По результатам исследований должны
быть определены характеристики температурных пульсаций с максимальной интенсивностью.
Эксперименты показали, что для приближенных оценок можно использовать следующие интегральные характеристики пульсаций, которые можно получить непосредственно по записи колебаний температуры:
среднее значение температуры
Tср =
Tmax + Tmin
2
;
размах колебаний
∆T = Tmax − Tmin ;
интенсивность (среднее квадратическое
отклонение), которая при случайном характере
пульсаций определяется по приближенной
формуле,
ST = ∆T / 3;
эффективный период
tе = 2∆t ′ / n ,
где n – число пересечений линии средней температуры за промежуток времени ∆t ′ (число
"нулей"). Для получения приемлемой точности
число нулей должно быть не менее 100.
268
G(t1
lfi/W
S,• 1,$511; t.=Q,512,:
r(1J
0,3
,,21
"1,К
О
:1
1
t, 'Е' с
J
'
·40
_,,.
•п
11
.,.
Jt
'
о
't',c
2
4 f,c
3
Ni/11
J, =З,DК; te: 0,551,:
-•о
Ni/N
D,3
А7,К
.,
1
2
li 1',с
3
IL
~·
о,•
-
1 Lr'" 1
11
-20
1
1
11
-
10
1
(1
.н,к
2.6.15.
11
б
f,Гч
п
-о,~
2
4
а
r,rц
6(0
r('O
о,~
'
о
.tт,к
20
V\
о
0,81
•tlJ
А
11,lt
1
о
f,e
dJ
ll)
Рис.
-•11
r,ru.
1,21
::~+,мj~:~
О
6
6(f)
,IТ,1(
о
2-
о
г
11,.J
.::~ч::~
,
"' .....-."
fl,lf
r{'(J
Зr =S,19K; t.= D, 5Jgr;
,_
о
\.-~
.....
2
,,
Статистические характеристики пульсаций температуры ЛТ в модели прямоточного парогенератора, обогреваемого натрием
(TNa = 661 К;р = 14,4 МПа; pw = 840 кг/(м 2 -с)):
а
-
осциллограмма; б - гистограмма; в
-
автокорреляционная функция; г
-
спектральная плотность
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
·:Е1~ :
о,а1
269
СКАЧКИ И ПУЛЬСАЦИИ ТЕМПЕРАТУР ПРИ КРИЗИСАХ ТЕПЛООБМЕНА
Пример. Рассмотрим характеристики пульсаций температур, полученные в ОАО "НПО ЦКТИ"
применительно к некоторым поверхностям нагрева.
Как уже отмечалось, при анализе данных следует
обращать внимание на граничные условия, при которых проводились измерения (задан тепловой поток или температурный напор при конвективном
теплообмене) и методику измерений.
На рис. 2.6.15 приведены данные по пульсациям температур, измеренных микротермопарами
диаметром 0,5 мм, заделанных в пазах на внутренней
поверхности трубы диаметром 16×2,5 из стали
12Х2М, обогреваемой натрием. Эксперименты проводились применительно к испарителю установки
БН-600.
На рис. 2.6.16 и рис 2.6.17 приведено
обобщение экспериментальных данных по
безразмерной интенсивности S т /(TNa − Ts )
1,5 1-------~.\г-+------+------,---- - - · · -
'
1,0 1--------1-"'-....-<>~,
~
~
:.D -
~-------
----
о
0,51----------.----------=:,,,в;....d-~----+--==---".'--.,-I.
о
500
1000
1500
pw, нг/(м 2- с)
Рис. 2.6.17. Зависимости эффективного периода te
максимальных пульсаций температуры
от давления и массовой скорости ρw для "чистой"
поверхности (——) и поверхности
с отложениями ( - - - ):
, , ∆ – см. рис. 2.6.16
(где S т – интенсивность пульсаций температуры; TNa – температура натрия; Ts – температура насыщения) и эффективному периоду
t e максимальных пульсаций в зависимости от
массовой скорости. Как следует из статистической обработки, частоты пульсаций лежат в
диапазоне f = 0…5 Гц, причем основная
энергия переносится на частотах f = 0…2 Гц.
Интенсивность пульсаций пропорциональна
температурному напору и снижается с ростом
массовой скорости. Это можно объяснить тем,
что в закризисной зоне коэффициент теплоотдачи с увеличением скорости растет. Эффективный период пульсаций с ростом массоs,;rтNa- r,)
О,25
о
о
0,20
g--
~
1
2
-
" 3
0,15
0,10
.,,.. -----1r -s-_
о
0,05
·------'2....
о-.
о
500
1000
15(}0
pw, кг/rм 2• С)
Рис. 2.6.16. Зависимости среднего квадратического
отклонения максимальных пульсаций
температуры от давления р и массовой
скорости потока ρw в вертикальной трубе
для "чистой" поверхности (——) и поверхности
с отложениями ( - - - ):
1 – p = 14,7 МПа; 2 – p = 9,81 МПа; 3 – p = 6,87 МПа
вой скорости снижается, т.е. частоты пульсаций растут. Это можно объяснить дополнительной турбулизацией и уменьшением устойчивости жидкостной пленки с ростом массовой
скорости.
Подобные данные получены и для некоторых других поверхностей нагрева.
Сведения по характеристикам пульсаций
можно найти, например, в монографии [2] или
в методических указаниях по тепловому и гидравлическому расчетам оборудования АЭС, в
которых приведены отдельные рекомендации
по характеристикам пульсаций температуры на
основании экспериментальных исследований,
выполненных в ОАО "НПО ЦКТИ". При отсутствии экспериментальных данных по характеристикам пульсаций температуры, сомнении в качестве измерений или представлении результатов их значения следует определить расчетным путем. Расчетные данные допускается использовать для приближенных
оценок ресурса. При получении неприемлемых
значений ресурса следует либо пересмотреть
конструкцию, либо на этапе экспериментального обоснования предусмотреть детальное
изучение температурного режима.
Особое внимание при анализе конструкции должно уделяться как пространственному
расположению труб, так и наличию гибов и
поворотов труб в закризисной области. По
результатам исследований установлено, что
если в вертикальных трубах переход к ухудшенному теплообмену локализован в незначительной по протяженности зоне (30…150 мм),
положение которой чувствительно к изменению параметров (что способствует увеличе-
270
Глава 2.6. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
нию ресурса), то в горизонтальных трубах
возникновение пульсаций возможно с начала
закипания. Протяженность переходной зоны
значительно больше. При наличии гибов и
поворотов в закризисной зоне наблюдается
повторное выпадение влаги на стенку с последующим испарением, также сопровождающимся пульсациями температур. Причем в
данном случае зона с пульсациями привязана к
поворотам и слабо чувствительна к изменению
параметров, что отрицательно сказывается на
ресурсе труб [2].
При расчетной оценке характеристик
пульсаций следует обращать внимание на граничные условия.
Максимальный размах пульсаций температуры для заданного значения теплового потока
∆Tmax = q ( Rух − Rр. к ) ;
при конвективном теплообмене и заданной величине температурного напора между
средами
∆Tmax = ∆Tнап ×
⎛
⎞
Ryx
Rр.к
⎟,
×⎜
−
⎜ Ryx + Rcт + Rгщ
Rр. к + Rcт + Rгщ ⎟
⎝
⎠
где Rр. к , Ryx , Rcт , Rгщ – термическое сопротивление соответственно со стороны испаряемого теплоносителя при развитом кипении,
ухудшенном теплообмене, стенки и со стороны греющего теплоносителя соответственно;
∆Tнап – перепад температур между средами, K.
Амплитуда температурных пульсаций
принимается равной ½ размаха, а интенсивность
рассчитывается
по
формуле
S т = ∆Tmax / 3. Период пульсаций определяется исходя из физических представлений о
процессе. При отсутствии данных о периоде
допускается принять t е = 0,5 с.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гидравлический расчет котельных
агрегатов. Нормативный метод. М.: Энергия,
1978.
2. Судаков А.В., Трофимов А.С.
Пульсации температур и долговечность элементов энергооборудования. Л.: Энергоатомиздат, 1989. 176 с.
3. Долговечность труб НРЧ в условиях
пульсирующего температурного поля / К.Л. Шахсуваров, В.А. Четвериков, А.Я. Ялова, О.Е. Тарап // Температурный режим и гидравлика
парогенераторов. Л.: Наука, 1978. С. 9 – 21.
4. Смолин В.И., Поляков В.К., Есиков В.И. Экспериментальное исследование
кризиса теплоотдачи // Атомная энергия. 1964.
Вып. 5. Т. 16. С. 417 – 423.
5. Herkenrath H. Atomkernenergie.
1969. Bd. 14. N 6. S. 163 – 170.
6. Lee D.H. Studies of heat transfer and
pressure drop relevent to subcritical once-throuqh
evaporator // IAEA – SM, 130/56/ Monaco, 1970.
Р. 14 – 20.
7. Bailey N.A., Collier I.G. The estimation of tube wall temperatures in the evaporator
region of sub-critical once-throuqh sodium-heated
steam generators // Paper to the private meeting at
the Heat Transfer Laboratory Gn.Crenoble on
7 and 8 September, 1970. Р. 20–21.
8. Локшин В.А., Семеновкер И.Е.,
Вихрев Ю.В. Температурный режим парогенерирующих труб // Тр. ЦКТИ. 1985. Вып. 58.
С. 113 – 122.
9. Дорощук В.Е. Кризисы теплообмена
при кипении воды в трубах. М.: Энергия, 1970.
210 с.
10. Колебания температуры стенки парогенерирующей трубы при обогреве ее электрическим током и натрием в зоне ухудшенного теплообмена / В.А. Воробьев и др. // Исследование критических тепловых потоков в пучках стержней. М.: Атомиздат, 1974. 148 с.
11. Некрасов А.В., Логвинов С.А., Тестов И.Н. Кризис теплоотдачи в парогенерирующей трубе при обогреве жидкометаллическим теплоносителем // Атомная энергия.
1975. Вып. 1. Т. 30. С. 20 – 23.
12. Температурный режим парогенерирующих труб, обогреваемых высокотемпературным теплоносителем в области ухудшения
теплообмена при кипении / Д.М. Калачев и др.;
под ред. И.П. Гинзбурга // Тепло- и массоперенос. Минск: Ин-т тепло- и массообмена АН
БССР, 1972. Т. 2, ч. 1. С. 346 – 351.
13. Бендат Дж., Пирсол А. Измерение и
анализ случайных процессов. М.: Мир, 1971.
408 с.
14. Исследование температурных полей
пленочными поверхностными термопарами /
Д.Ф. Симбирский и др. // Теплоэнергетика.
1970. № 8. С. 53 – 56.
271
АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Глава 2.7
АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Целью аэродинамического расчета является выбор необходимых тягодутьевых машин
(ТДМ) для преодоления сопротивлений воздушного и газового трактов котельной установки и оптимизации элементов газовоздушного тракта для конструирования газовоздухопроводов.
В котлах под разрежением раздельно
рассчитываются перепады давлений в воздушном и газовом трактах. Основная часть воздушного тракта (от вентилятора до входа в
топку) находится под давлением, а газовый
тракт – под разрежением.
В котлах под наддувом весь газовоздушный тракт рассчитывается совместно и находится под давлением дутьевых машин. В качестве дутьевых машин могут применяться дутьевые вентиляторы, подающие воздух в топку
для горения, компрессоры, газотурбинные
установки и газопоршневые машины (при работе котлов в различных схемах парогазовых и
энерготехнологических установок).
Производительность дутьевых вентиляторов, м3/с,
Vдв = BрV 0 (α т − ∆α т − ∆α пл + ∆α вп ) ×
×
t хв + 273
273
;
[
∆ pп =
где
∑ ∆ pi
∑ ∆ pi − ∑ ∆ pс + p′т′ ,
– суммарное сопротивление всех
участков газового тракта на участке топкавыход из дымовой трубы, включающее все
необходимые поправки (плотность, давление,
запыленность дымовых газов);
объемный расход газов перед дымососом, м3/с,
Vд = Vг0 + (α д − 1)V 0
Производительность различных дутьевых
машин парогазовых и энерготехнологических
установок определяется по их характеристикам и выражается массовым расходом (кг/с)
для компрессоров или объемным расходом
(м3/с) для газопоршневых машин.
Для котлов-утилизаторов, в том числе
парогазовых установок без дожигания топлива
перед котлом-утилизатором, объем продуктов
сгорания перекачиваемой среды определяется
произведением массового расхода на плотность среды, определенной по ее составу.
Для котлов парогазовых установок с
сжиганием топлива в котле или перед котлом
объемный расход перекачиваемой среды на
каждом участке тракта определяется по видоизмененным формулам норм [1] в связи с объемной концентрацией кислорода в окислителе
менее чем 21 %. Эти же формулы могут использоваться и при сжигании топлива в обогащенном кислородом воздухе (более 21 %).
Перепад полных давлений по газовому
тракту при уравновешенной тяге, Па,
]t
д
+ 273
273
,
0
где Bр – расчетный расход топлива, кг/с; V –
теоретическое количество воздуха (при давлении 0,1013 МПа и 0 ºС), необходимое для сго0
рания 1 кг топлива, м3/кг; Vг – теоретический
объем продуктов сгорания (при давлении
(0,1013 МПа и 0 ºС) при сжигании 1 кг топлива
при избытке воздуха α = 1 , м3/кг; α т и α д –
избытки воздуха соответственно в топке и
перед дымососом; ∆α т и ∆α пл – присосы
воздуха соответственно в топке и системе пылеприготовления; ∆α вп – перетечки воздуха в
газы в воздухоподогревателе; t хв и t д – температура соответственно холодного воздуха и
газов перед дымососом.
∑ ∆ pc
–
суммарная самотяга газового тракта, включая
дымовую трубу; p ′т′ – разрежение на выходе
из топки, обычно принимается 20 Па.
Перепад полных давлений в воздушном
тракте (при уравновешенной тяге), Па,
∆ pп =
где
∑ ∆ pi
∑ ∆ pi − ∑ pc − p′т ,
– суммарное сопротивление воз-
душного тракта на участке от забора воздуха
до выхода из горелок, Па;
∑ pс
– суммарная
самотяга воздушного тракта, Па; p ′т – разрежение в топке на уровне ввода воздуха.
По приближенной формуле
p′т′ = p′т′ ± 0,95 Η ′ ,
где Η ′ – расстояние по вертикали между выходом газов из топки и вводом воздуха; знак
"+" ставится при вводе воздуха ниже выхода
272
ГЛАВА 2.7. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
где Η уч – разность высотных отметок рассчитываемого участка, м; ρ о – плотность наружного воздуха; ρ – средняя по высоте участка плотность среды; знак "+" – при движении
потока вверх; знак "–" – при движении вниз.
При работе под наддувом перепад полных давлений во всем тракте
(∑ ∆ pi − ∑ pс )в +
+ (∑ ∆ pi − pс )г ± 0,95 Η ′ ,
∆ pп =
где индексы "в" и "г" относятся соответственно к воздушной и газовой частям тракта.
Все сопротивления ∆ pi при расчетах
разделяют на следующие [1, 2]:
трения – при продольном потоке, в том
числе при продольном движении в пучках труб;
местные, обусловленные изменением направления движения или конфигурации канала;
поперечно омываемых трубных пучков.
В расчетах ∆ pi (вместо учета для каждого участка тракта переменного значения
параметров перемещаемой среды) предварительно принимается, что перемещается сухой
воздух при действительных температурах на
каждом участке тракта и постоянном (нормальном) абсолютном давлении вдоль всего
тракта p0 = 101 325 Па, а затем вносятся поправки, учитывающие сжатие (разрежение)
среды в тракте, действительное барометрическое давление в месте установки, действительную номинальную плотность перемещаемой
среды, запыленность [1].
Расчетная производительность тягодутьевой машины, м3/с,
θ р = β1
p0
V
;
Z pа ± β 2 pвх
расчетное давление тягодутьевой машины, Па,
pр = β 2 ∆ pп ,
перепад полных давлений; Z – число тягодутьевых машин на котле; pа – барометриче-
ское давление; pвх – избыточное давление
(разрежение) на входе в тягодутьевую машину;
β1 и β 2 – коэффициенты запаса соответственно по производительности и давлению
(табл. 2.7.1).
Запасы по производительности и давлению для тягодутьевых машин других отраслей
промышленности могут приниматься отличными от приведенных или вообще не приниматься.
Для выбора тягодутьевой машины или
определения ее соответствия требуемым значениям θ р и p р необходимо привести значение p р к плотности среды, для которой предприятием-изготовителем дается характеристика машины по следующей формуле:
pрпр =
ρ
pр ,
ρ зав
где ρ – плотность среды, проходящей через
тягодутьевую машину; ρ зав – плотность среды, для которой приведена заводская характеристика.
2.7.1. Коэффициенты запаса
для тягодутьевых машин различных типов,
используемых в энергетике
Коэффициент
запаса
по давлению
∆ pс = ±9,8Η уч (ρ о − ρ ) ,
где V – расход газов или воздуха, м3/с; ∆ pп –
по производительности
газов из топки; знак "–" при инвертных топках,
в которых воздух вводится выше выхода газов
из топки.
Самотяга на любом участке газовоздушного тракта, включая дымовую трубу,
Дутьевой вентилятор
и дымосос
1,1
1,2
Дутьевой вентилятор
и дымосос при расчете котла
на пиковую нагрузку
1,03
1,05
Дымосос рециркуляции
газов и вентилятор
рециркулирующего воздуха
1,05
1,1
Тягодутьевая машина
ЭТАПЫ СОЗДАНИЯ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
Характеристики обычно составлены для
фиксированных условий: плотности сухого
воздуха при давлении 101 325 Па и следующих
значениях температуры, К: 303 для дутьевых
вентиляторов, 373 или 473 для дымососов,
673 для вентиляторов горячего дутья и дымососов рециркуляции газов и др.
Выбор тягодутьевой машины рекомендуется производить так, чтобы расчетная рабочая
точка на характеристике машины с θ р и pрпр
располагалась в рекомендуемой зоне с возможно высоким КПД. Для этой точки отсчитывается по характеристике или рассчитывается потребляемая мощность на валу, кВт,
N=
θ р pр ψ
ηв
10
−3
,
где ηв – КПД на валу; ψ – коэффициент, учи-
тывающий сжимаемость среды; ψ ≈ 1 − 0,36 ,
где p 2 и p1 – полное абсолютное давление
соответственно, создаваемое тягодутьевой
машиной перед ней.
При определении мощности по характеристике θ от Ν действительная мощность
находится как произведение мощности, полученной по характеристике, на отношение
плотностей перемещаемой среды и той, для
которой составлена характеристика.
Установленная мощность двигателя, кВт,
Ν уст = β3 Ν ,
где β 3 = 1,05 – коэффициент запаса.
Вопросы выбора количества параллельно
работающих тягодутьевых машин, их совместной работы, пусковые характеристики, шум и
абразивный износ рассмотрены в [3].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аэродинамический расчет котельных установок. Нормативный метод. Л.: Энергия, 1977. 148 с.
2. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. М.: Машиностроение, 1992. 671 с.
3. Вентиляторы и дымососы котельных
установок: Справочник. СПб.: НПО ЦКТИ, 1993.
4. Шатиль А.А. Расчетное исследование топочных устройств. СПб.: НПО ЦКТИ.
226 с.
273
Глава 2.8
ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС
ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
2.8.1. ЭТАПЫ СОЗДАНИЯ
ОТЕЧЕСТВЕННОЙ НОРМАТИВНОЙ
ДОКУМЕНТАЦИИ
В связи с развернувшимся в России созданием и эксплуатацией паровых машин и
котлов, в том числе судовых и паровозных, в
1843 г. правительством было принято решение
о включении в "Устав о промышленности фабричной и заводской" статьи о требованиях
безопасности для котлов. Через 50 лет в 1893 г.
были введены первые правила котлонадзора,
переизданные в 1911 г.
Котлостроение России началось с производства котлов на Ленинградском металлическом заводе (ЛМЗ) в 1922 – 1923 гг., а первые
"Правила устройства, содержания и освидетельствования паровых котлов" были приняты
в 1920 г. и переизданы в 1923 г.
В период реализации плана электрификации страны ГОЭЛРО в 1927 г. был основан
институт (впоследствии Центральный котлотурбинный институт им. И.И. Ползунова),
задачей которого была разработка совместно с
заводами котлов и турбин на базе научных
исследований и опыта освоения оборудования
в станционных промышленных условиях.
В это время подготавливался переход на новую ступень давления – 35 атм.
В 1929 г. вышла новая редакция правил
котлонадзора с включением дополнительных
требований к пароперегревателям, экономайзерам и котлам высокого давления. Создание
нового поколения отечественного оборудования в 30-е годы, что потребовало разработки
нормативных документов, определяющих технические требования к проектированию и
оценке надежности оборудования, работающего под давлением. С 1934 г. тепловые электрические станции оснащалась котлами только
отечественного производства. В послевоенные
годы разработана основополагающая нормативно-техническая документация: нормы теплового расчета котлоагрегатов (1947 г.) и нормы гидравлического расчета (1950 г.).
За 70-летний период развития энергетики
специалистами ЦКТИ выпущено семь редакций
«Норм расчета на прочность элементов котлов и
274
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
трубопроводов» [1 – 6], над созданием которых
работали: И.Е. Брауде, А.Э. Данюшевский,
Л.М. Качанов, В.А. Ларичев, М.Н. Шашин,
С.М. Шварцман (1937 – 1950 гг.); А.Э. Данюшевский, А.А. Захаров, М.Н. Кац, В.А. Ларичев (1950 – 1956 гг.), Л.М. Качанов, А.А. Захаров, М.Н. Кац, А.В. Станюкович, С.И. Мочан
(1965 г.); А.А. Захаров, М.Н. Кац, Б.В. Зверьков, В.Н. Земзин, И.А. Данюшевский (1975 г.);
Б.В. Зверьков, В.Н. Земзин, И.А. Данюшевский, Д.Л. Костовецкий, П.В. Белов, Т.А. Дидук (1985 г.).
В 1998 г. разработаны «Нормы расчета на
прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды» РД 10-249-98
(в дальнейшем – нормы прочности), в составе
редакционной коллегии которых принимали
участие: В.С. Котельников, Н.А. Хапонен,
А.А. Шельпяков (Госгортехнадзор России);
Ю.К. Петреня, Е.Э. Гильде, А.В.Судаков,
А.А.Чижик, И.А. Данюшевский, П.В. Белов,
А.М. Рейнов (ОАО "НПО ЦКТИ"); Н.А. Махутов, А.Н. Романов, Ю.Х. Хуршудов, Л.Е. Ильинская (Институт машиностроения).
Эти нормы должны применяться совместно с "Правилами устройства и безопасной
эксплуатации паровых и водогрейных котлов"
(ПБ 10-574-03), "Правилами устройства и
безопасной эксплуатации трубопроводов пара и
горячей воды" (ПБ 10-573-03), "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов,
работающих под давлением" (ПБ 03-576-03),
так как в них указаны требования к применяемым материалам и полуфабрикатам.
Практическое значение норм прочности
связано в первую очередь с тем, что в них аккумулирован многолетний опыт разработки и
эксплуатации объектов котлонадзора, интегрированы и взаимно согласованы методы расчетов на прочность и требования к материалам
и полуфабрикатам, к технологиям изготовления, монтажа и ремонта, учтен опыт разработки и применения зарубежных нормативных
документов АSМЕ (Ргеssиге Vеssels and Boiler
Codes), TRD (Technische Regein fur Dampfkessel .Taschenbuch-Ausgabe), EN и др.). Нормы
прочности лежат в основе требований к техническому освидетельствованию и диагностированию, к сертификации безопасности отечественного и импортного оборудования тепловой
промышленной и коммунальной энергетики, к
продлению ресурса энергооборудования.
2.8.2. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
ПО РАСЧЕТУ НА ПРОЧНОСТЬ
ЭЛЕМЕНТОВ, РАБОТАЮЩИХ
ПОД ДАВЛЕНИЕМ
Основными параметрами, используемыми при расчете на прочность, являются:
расчетное давление р, МПа;
расчетная температура стенки t, °C;
временное сопротивление металла на
разрыв σв, МПа;
условный предел текучести металла при
остаточно деформации 0,2 % σ0,2, МПа;
условный предел длительной прочности
при растяжении на ресурс 2 ⋅ 105 ч σ 5 , МПа;
2⋅10
условный предел ползучести при растяжении, обусловливающий деформацию в 1 %
за 105 ч σ 5 , МПа;
/
1 10
номинальное допускаемое напряжение
[σ], МПа;
номинальная толщина стенки s, мм;
суммарная прибавка к толщине стенки
с, мм;
наружный диаметр Da, мм;
внутренний диаметр D, мм;
средний диаметр Dm, мм;
коэффициент прочности φ;
высота выпуклой части днища h, мм;
расстояние от центров отверстий до середины днища e, мм;
коэффициент, учитывающий ослабление
днища отверстием, z;
осевая сила от веса Qq, H;
изгибающий момент от весовых нагрузок
MвQ, Н ⋅ мм;
крутящий момент Мк, Н ⋅ мм;
крутящий момент от весовых нагрузок
Мkq, Н ⋅ мм;
изгибающий момент от самокомпенсации
Мbc, Н ⋅ мм;
крутящий момент от самокомпенсации
Мkc, Н ⋅ мм;
площадь поперечного сечения f, мм2;
момент сопротивления W, мм3.
В основу принятых в нормах прочности
методов расчета положены принципы оценки
по следующим предельным состояниям:
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО РАСЧЕТУ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ
кратковременному разрушению (вязкому
и хрупкому);
разрушению в условиях ползучести при
статическом нагружении;
пластической деформации по всему сечению детали;
накоплению предельно допустимой деформации ползучести;
циклическому накоплению пластической
деформации, которое приводит к недопустимому изменению размеров или квазистатическому разрушению;
возникновению макротрещин при циклическом нагружении;
потере устойчивости.
Прочность деталей, методы расчета которых в нормах прочности не приводятся,
должна быть подтверждена изготовителем в
результате проведения испытаний моделей или
образцов либо расчетами на прочность, согласованными со специализированными научноисследовательскими организациями. При этом
должно быть обеспечено соблюдение запасов
прочности не менее установленных настоящими нормами прочности.
Расчет на прочность оборудования и трубопроводов при проектировании проводят в
два этапа:
расчет по выбору основных размеров;
поверочный расчет.
При оценке прочности оборудования и
трубопроводов должны полностью удовлетворяться требования расчета как по выбору основных размеров, так и поверочного. При выполнении расчета по выбору основных размеров учитывают действующее на оборудование
и трубопроводы давление (внутреннее и наружное), а для болтов и шпилек – силу затяга.
В качестве основных характеристик материалов, используемых при определении значений допускаемых напряжений, приняты
временное сопротивление, пределы текучести,
длительной прочности и ползучести (при ограничении деформации). Допускаемые напряжения устанавливают по указанным характеристикам введением соответствующих запасов
прочности.
В основу формул, используемых при
расчете по выбору основных размеров, положен метод предельных нагрузок, соответствующих следующим предельным состояниям:
вязкому разрушению, охвату пластической
275
деформацией всего сечения оборудования или
трубопровода, потере устойчивости и достижению предельной деформации.
После расчета по выбору основных размеров проводят поверочный расчет, включающий:
расчет на статическую прочность;
расчет на устойчивость;
расчет на циклическую и длительную
циклическую прочность;
расчет на сопротивление хрупкому разрушению.
Методика расчетов на прочность предусматривает выполнение расчетов в прямом и
обратном порядке. При прямом порядке расчетов определяется номинальная или допустимая
толщина стенки по заданному или принятому
расчетному давлению, при обратном порядке –
допустимое давление по фактической или номинальной толщине стенки. Обратный порядок расчета может быть контрольным расчетом. Выбор порядка расчета определяет организация, выполняющая расчет.
При температурах, не вызывающих ползучесть материала конструкции, расчет по
предельным состояниям проводят с использованием кратковременных характеристик прочности, пластичности и сопротивления деформированию материала, не зависящих от времени. Если эксплуатация оборудования и трубопроводов происходит при температурах, вызывающих ползучесть материала, то расчет проводят по предельным состояниям с использованием характеристик кратковременной и длительной прочности, кратковременной и длительной пластичности и ползучести.
Расчетные нагрузки. При выполнении
расчетов на прочность необходимо учитывать
все нагрузки и факторы, которые могут иметь
место, а также вероятность их одновременного
возникновения. К расчетным нагрузкам относятся:
внутреннее и наружное давление;
весовые нагрузки;
самокомпенсация температурных расширений;
реактивные силы, передаваемые от опор,
креплений трубопроводов;
ветровые и сейсмические воздействия.
Расчетное давление р – избыточное
давление рабочей среды в оборудовании, по
276
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
которому производится расчет на прочность
данной детали. Оно должно приниматься с
целью обеспечения расчетом на прочность,
надежности детали в условиях испытаний и
эксплуатации.
Расчетное давление должно быть равно
максимальному давлению рабочей среды, возможному для данной детали в нормальных
условиях эксплуатации, или больше. Необходимость превышения расчетного давления над
рабочим, а значение этого превышения должны определяться с учетом особенности конструкции котла и его комплектации (например, с
учетом наличия предохранительных клапанов), назначения котла и опыта эксплуатации
котла данного типа.
Расчетное давление детали котла следует
принимать равным расчетному давлению рабочей среды на выходе из котла (пароперегревателя), увеличенному на потерю давления от
гидравлического сопротивления на участке
между расчетной деталью и выходом рабочей
среды из котла. Потеря давления должна определяться при максимальном расходе среды.
Для элементов, заполненных водой, следует
прибавить гидростатическое давление столба
воды, расположенного над нижней частью
расчетного элемента. Гидростатическое давление и потери гидравлического сопротивления
принимаются в расчет, если их сумма равна
или превышает 3 % расчетного давления.
Расчетное давление рабочей среды на
выходе из котла должно приниматься равным
номинальному давлению при номинальной
температуре и паропроизводительности (или
номинальном расходе воды для водогрейного
котла), увеличенному на положительное отклонение, вызванное регулированием значения
номинального давления, если это отклонение
превышает 3 %. Расчетное давление в трубах
поверхностей нагрева принимается равным
давлению рабочей среды на входе в рассчитываемый пакет (в соответствующем коллекторе,
барабане котла или полости теплообменника).
Кратковременное повышение давления
при полном открытии предохранительных
клапанов в расчете можно не учитывать, если
при максимальной производительности котла
оно не превышает 10 % рабочего давления.
Если это условие не соблюдается, то расчетное
давление должно приниматься равным 90 %
давления при полном открытии предохранительных клапанов.
Во всех случаях расчетное давление
должно приниматься не менее 0,2 МПа.
Если элемент конструкции одновременно
нагружен внутренним и наружным давлением,
то за расчетное давление принимают разность
этих давлений, при которой расчетная толщина стенки получается максимальной.
Расчетная температура. Под расчетной
температурой стенки t следует понимать температуру металла, по которой выбирается значение допускаемого напряжения для рассчитываемой детали котла.
Расчетную температуру стенки деталей,
не обогреваемых горячими газами или надежно изолированных от обогрева извне, следует
принимать равной температуре содержащейся
в ней рабочей среды без учета допусков по
отклонению температуры рабочей среды от
номинальной, установленных ГОСТ 3619,
ГОСТ 21563, ГОСТ 22530. Детали считаются
надежно изолированными, если обеспечены
условия, при которых повышение средней
температуры стенки от тепловосприятия извне
не будет превышать 5 °С. Для экранов это условие соблюдается, если просвет между экранными трубами или между плавниками труб
не более 3 мм.
За расчетную температуру стенки обогреваемых деталей следует принимать среднее
арифметическое значение температур наружной и внутренней поверхности стенки в наиболее нагретой части детали, определенных
теплотехническим расчетом или измерением.
Расчетную температуру стенки необогреваемых деталей котлов следует принимать
равной температуре среды на входе в расчетный элемент (при отсутствии внутри детали
греющих теплообменников или при размещении в ней охлаждающего теплообменника) или
равной температуре среды на выходе из детали
(при размещении в ней греющих теплообменников).
Если избыточное давление горячих газов
больше 0,1 МПа, то расчетная температура
стенки обогреваемых деталей должна приниматься по тепловому расчету или по данным
измерений температуры.
Расчетную температуру стенки деталей
котлов в пределах котла следует принимать не
ниже 250 °С.
Толщина стенки и прибавки. Расчетная
толщина стенки sR должна определяться по
заданным значениям расчетного давления и
номинального допускаемого напряжения с
277
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО РАСЧЕТУ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ
учетом ослабления отверстиями и (или) сварными соединениями.
Номинальная толщина стенки s должна
приниматься по расчетной толщине стенки с
учетом прибавок с и округлением до ближайшего большего размера, имеющегося в сортаменте толщин соответствующих полуфабрикатов. Допускается округление в меньшую сторону не более 3 % принятой окончательно
номинальной толщины стенки.
Допустимая толщина стенки [s] должна
определяться по расчетной толщине стенки с
учетом эксплуатационной прибавки с2.
Фактическая толщина стенки sf , полученная непосредственными измерениями толщины готовой детали при операционном и
(или) эксплуатационном контроле, должна
быть не менее допустимой толщины стенки.
Точность измерительного прибора, используемого при определении sf, следует учитывать,
если его погрешность больше 1 %.
Прибавки к расчетной толщине стенки
следует подразделять по назначению:
производственная с1, компенсирующая
возможное понижение прочности детали в
условиях изготовления детали за счет минусового отклонения толщины стенки полуфабриката, технологических утонений и др.;
эксплуатационная c2, компенсирующая
возможное понижение прочности детали в
условиях эксплуатации за счет всех видов воздействия: коррозии, механического износа
(эрозии) и др.
Производственная прибавка с1 состоит из
прибавки, компенсирующей минусовое отклонение с11, и технологической прибавки с12 : с1 =
= с11 + с12.
Значение прибавки с11 следует определять по предельному минусовому отклонению
толщины стенки, установленному стандартами
или техническими условиями на полуфабрикаты; значение прибавки с12 должно определяться технологией изготовления детали и принимается по техническим условиям на изделие.
Допускаемые напряжения, запасы прочности и коэффициенты прочности сварных
соединений. Под номинальным допускаемым
напряжением [σ] следует понимать напряжение, используемое для определения расчетной
толщины стенки детали или допустимого давления по принятым исходным данным и марке
металла.
Допускаемые напряжения и указания по
их выбору применимы для использования металлов и полуфабрикатов, которые разрешены
правилами Ростехнадзора.
При определении номинальных допускаемых напряжений значения кратковременных или длительных гарантируемых механических характеристик принимают по данным
государственных или отраслевых стандартов
или технических условий.
Уровень расчетных характеристик используемых металлов и полуфабрикатов должен быть подтвержден статистической обработкой данных испытаний, периодическим
контролем качества продукции не реже одного
раза в 5 лет.
Формулы для определения номинального
допускаемого напряжения [σ], не зависящего
от расчетного ресурса, или для расчетного
ресурса 2 ⋅ 105 ч приведены ниже.
Углеродистая
и теплоустойчивая сталь ……….
Аустенитная
хромоникелевая
сталь ……….......
σ
σ
σ
σ
5
0, 2 / t
2⋅105/t
1/ 2⋅10
/t
в --
2,4
;
1,5
;
1,5
;
1,0
σ в σ1/105 / t σ 2⋅105 / t σ1/ 2⋅105 / t
; - ,- ,
3,0
1,5
1,5
1,0
Формулы для определения допускаемого
напряжения при вычислении пробного давления приведены ниже.
Углеродистая, теплоустойчивая
и аустенитная сталь
(катаная и кованая) ………………………. σ 0, 2 1,1
/
Стальные отливки ………………………..
σ 0, 2 1,4
/
Номинальные допускаемые напряжения
для углеродистых, марганцовистых, хромомолибденовых,
хромомолибденованадиевых,
хромистых и аустенитных сталей на ресурс 104,
105, 2 ⋅ 105, 3 ⋅ 105 ч приведены в РД 10-249-98.
Если в нормах прочности 1950 г. регламентировались расчетные характеристики
прочности сталей (временное сопротивление,
предел текучести и ползучести) и коэффициентов запасов прочности [1], то в нормах 1956 г.
установлены значения допускаемых напряжений для типовых элементов котла (барабанов,
коллекторов, труб), изготовленных из углеродистых (Ст2,Ст3,10,20,20К,22К) и легированных (12МХ, 15ХМ, 12Х1МФ и др.) сталей
(табл. 2.8.1) [2]. Для других элементов котла, а
также для ухудшающих прочность конструк-
278
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
тивных и эксплуатационных особенностей
элементов допускаемое напряжение определялось с учетом коэффициента η (табл. 2.8.2):
[σ] = η [σ]* ,
где η [σ ] – нормируемое напряжение.
*
По мере накопления результатов испытаний на длительную прочность значения допускаемых напряжений уточнялись в 1958, 1965 и
1975 гг. В нормах прочности 1975 г. была приведены допускаемые напряжения на 200 тыс. ч,
а в нормах 1985 г. – на 300 тыс. ч как рекомендуемые.
2.8.1. Коэффициенты запасов прочности
Год
1950
1956
1965 – 1975
1985 – 1998
Расчет
По временному сопротивлению
Коэффициент
4,5
По условному пределу текучести
2
По временному сопротивлению
3
По условному пределу текучести
1,65
По условному пределу ползучести
1
По временному сопротивлению
2,6
По условному пределу текучести
1,5
По условному пределу ползучести
1
По временному сопротивлению
2,4
По условному пределу текучести
1,5
По условному пределу ползучести
1
2.8.2. Поправочный коэффициент
к номинальному допускаемому напряжению
Год
1956
Элементы котла
Барабаны и коллекторы:
необогреваемые
обогреваемые
Трубы поверхностей нагрева
1
0,9
1
Трубопроводы
0,85
Глухие днища
1
Днища с неукрепленными отверстиями
1965
η
Необогреваемые барабаны и трубы поверхностей нагрева
0,95
1
Обогреваемые барабаны
0,9
Жаровые трубы
0,5
Плоские днища со стыковым сварным швом
0,75
279
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ЭЛЕМЕНТОВ
2.8.3. Коэффициенты прочности сварных соединений ϕw
Нормы расчета
на прочность, год
1950
1985 – 1998
Сварные соединения
ϕw
Все виды стыковых швов, подвариваемых со стороны корня
шва, а также с двусторонним проваром, выполненных
автоматической электродуговой под слоем флюса
0,95
Все виды стыковых швов, свариваемых только с одной стороны
0,7
Все виды стыковых швов, свариваемых с одной стороны, но
имеющих со стороны вершины шва подкладку или кольцо
0,9
Углеродистой, низколегированной марганцовистой и
хромомолибденовой, а также аустенитной стали
1
Хромомолибденованадиевой и высокохромистой стали
при ресурсе до 200 тыс. ч при сварке:
электрошлаковой сварке
1
ручной дуговой, контактной стыковой, автоматической
стыковой под флюсом для расчетной температуры , °С:
510 и менее
530 и более
EN 12 952-3
1
0,7
При выполнении неразрушающего контроля
При выборочном контроле
При отсутствии неразрушающего контроля
Коэффициенты прочности сварных соединений пересматривались при каждом пересмотре норм прочности исходя из того, что
качество сварных соединений элементов во
всех случаях обеспечивается высокой технологией сварки и соответствующим контролем
качества, в том числе 100 %-ной проверкой
шва неразрушающими методами (радиографией или ультразвуком) по всей длине шва для
продольного шва под давлением и поперечного шва при растяжении (табл. 2.8.3).
2.8.3. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЛЩИНЫ
СТЕНКИ ЭЛЕМЕНТОВ, РАБОТАЮЩИХ
ПОД ВНУТРЕННИМ ДАВЛЕНИЕМ
Цилиндрические барабаны и коллекторы. Анализ многочисленных опытных данных показал, что фактические значения предельного давления находятся между значениями, определяемыми по формулам (2.8.2) и
(2.8.3), приведенным в табл. 2.8.4. С учетом
целесообразность выбора одной формулы для
всех случаев расчета (по предельному состоянию, скорости ползучести и по кратковремен-
1
0,85
0,7
ному и длительному разрушению) в нормах
1965 – 1998 гг. принята формула (2.8.3).
Формула (2.8.3) пригодна для расчета барабанов и коллекторов, содержащих воду, пароводяную смесь или насыщенный пар, при
соблюдении следующего условия:
s−c
≤ 0,2 .
Da
Это условие получено при условии, что на
r = R допускается 0,8 σ0,2:
s−c
p
=
=
Da
2σ 0 , 2 + p
1
2
σ 0, 2
0,8σ 0, 2
= 0,285 .
+1
Расчетная формула (2.8.2) для определения толщины стенки барабанов, коллекторов,
имеющих ослабления в виде рядов и полей
отверстий, а также сварных швов переработана. В ее основу положено условие
σ осл = σ целое / ϕ .
(2.8.4)
Трубы поверхностей нагрева и трубопроводы. Расчетные формулы приведены в
табл. 2.8.5.
280
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
2.8.4. Расчетные формулы для
цилиндрических барабанов и коллекторов по различным нормам
Год
1939
1950
Расчетные формулы
pD
+ c (приведенные напряжения на основе энергетической
(2,3[σ] − p )ϕ
s=
pD
+ c (среднее окружное напряжение)
2[σ]ϕ
s=
теории прочности)
1956
s=
(2.8.1)
pD
+ c (условие Мизеса–Губера);
2,3ϕ[σ] − p
p* =
1965 – 1998
s=
2
_f
3
σ0, 2 ln
Da
s
=
2
,
3
σ
0, 2
D
Dm
(предельное состояние)
(2.8.2)
pD
+ c (условие Сен-Венана–Треска);
2ϕ[σ] − p
p* = σ0, 2 ln
Da
s
=
2
σ
0, 2
D
Dm
(предельное состояние)
(2.8.3)
2.8.5. расчетные формулы для труб поверхностей нагрева и трубопроводов
по различным нормам
Год
Наименование
1956
Прямая труба
s=
pDa
2,3 [σ] + p
p* =
2
_f
3
+ c (условие Мизеса–Губера);
σ 0, 2 ln
Da
s
=
2
,
3
σ
0, 2
D
Dm
(предельное состояние).
Формула действительна при условии
1965 – 1975
Da
≤ 1,6
Da − 2( s − c)
Прямая труба
s=
pDa
2[σ] + p
+c.
Формула действительна при условии
s − c1
≤ 0,25 для отводов:
Da
c1 = A1 ( s − c1 ) , где А1 – коэффициент, зависящий от значения минусового
допуска по толщине стенки трубы и радиуса гиба;
c2 = A2 (s − c1 ) , где А2 – коэффициент, зависящий от овальности гиба и
величины s0 /Da; s0 – минимальная расчетная толщина стенки при φ = 1 и с = 0
281
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ЭЛЕМЕНТОВ
Продолжение табл. 2.8.5
Год
Наименование
1985 – 1998
Прямая труба
s = sR + c =
pDa
+c.
2ϕ w [σ] + p
Формула действительна при условии ( s − c) / Da ≤ 0,25
Отвод (гиб)
sRi = sR K iYi (i = 1, 2, 3) на внешней, внутренней и нейтральной сторонах,
где торовые коэффициенты K1 = ( 4 R / Da + 1) /( 4 R / Da + 2) ;
K 2 = (4 R / Da − 1) /(4 R / Da − 2) ; K 3 = 1 ; коэффициенты формы:
для гибов из углеродистой, легированной и аустенитной сталей, температура стенки которых не превышает 350, 400, 450 °С,
Y1 = 0,12(1 + 1 + 0,4bq / a ); Y2 = Y1 ; Y3 = 0,12(1 + 1 + 0,4b / a );
для гибов из углеродистой, легированной и аустенитной сталей,
температура стенки которых выше 350,400, 450 °С,
Y1 = 0,4(1 + 1 + 0,015bq / a ); Y2 = Y1 ; Y3 = 0,4(1 + 1 + 0,015b / a );
b = sR / Da ; q = 2bR / Da + 0,5 ; a – овальность, %.
Если Y1, Y2, Y3 меньше 1 , то их следует принимать равными 1.
При b < 0,03 значения коэффициентов Y1, Y2, Y3 принимают равными значению,
полученному при b = 0,03 .
Если вычисленное значение q > 1 , то принимают q = 1.
Конические переходы. Расчет на прочность конических переходов представлен в
ОСТ 108.031.02, и в последующих редакциях
(ОСТ 108.031.08 – ОСТ 108.031.10) корректировались формулы пригодности.
Номинальная толщина стенки конического перехода должна быть не менее определенной по формуле (рис. 2.8.1):
s=
D0
S
α
pD
+c .
2[σ]ϕ w cos α − p
Пределы применимости следующие:
0,005 ≤
s−c
≤ 0,1 ; α ≤ 45 o ;
D
D0
sin α
s−c s−c
.
≤1− 2
(1 +
)
D
D
D
cos α
D
Рис. 2.8.1. Схема конического перехода
Выпуклые и плоские днища. Расчетные
формулы для днищ приведены в табл. 2.8.6.
282
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
2.8.6. Расчетные формулы для днищ по различным нормам
Год
Расчетные формулы
Выпуклые днища под внутренним давлением
о
1950
s=
pDa y
+ c (из условия местных напряжений, в переходной
2[σ]
~
зоне и лазового отверстия), где y – фактор формы: принимается в
зависимости от величин отношений h/ Da и (e + d ) / Da
1956 – 1965
s=
pD
D
+ c (предельное состояние),
4 z[σ] − p 2h
d
d
при - ≤ 0,7 .
D
D
где z = 1 − -
Формула справедлива при условии 0,2 ≤ h/ Da ≤ 0,3/ z ≤ 0,5 (1956 г.)
и h/ Da ≥ 0,2; (s − c )/ Da ≤ 0,1; d / Da ≤ 0,6 (1965 г.)
1975 – 1998
s=
pD
D
- + c (предельное состояние).
4ϕ[σ] − p 2h
Формула справедлива при условии
h/ Da ≥ 0,2; (s − c )/ Da ≤ 0,1; d / Da ≤ 0,6
Плоские днища (крышки)
1950
Глухое днище
p
+ c (предельное состояние)
[ σ]
• F
s1 = kD
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ЭЛЕМЕНТОВ
283
Продолжение табл. 2.8.6
Год
Расчетные формулы
1956
Глухое днище или имеющее центральное неукрепленное отверстие
диаметром d ≤ 0,6 D
s1 =
0,93s
0,19 p D
( )
-✓-d
[ σ] s
1 − 0,43
2
− 1 . Формула справедлива при
D
p
s
p
s
≥ 11,2( ) 2 ;
≤ 2,9
D
[σ ]
s+D
[σ]
1965
s1 =
-F
-F
kD p
s
+ c , где k = 0,41(1 − 0,23 ) ; для днища без
s1
k 0 [ σ]
отверстия k 0 = 1 ; для днища с отверстием k 0 = 1 − 0,43 d / D при
d / D < 0,35 , k 0 = 0,85 при 0,35 ≤ d / D ≤ 0,75
1975
s1 =
kD p
+ c , где k = 0,44k1; k = 0,47 k1; k = 0,55k1;
k 0 [ σ]
k = 0,53; k = 0, 45; k1 = 0,76…1 – коэффициент, учитывающий
жесткость соединения плоского днища с обечайкой; для днища без
отверстия k 0 = 1 ; для днища с отверстием k 0 = 1 − 0,65 d / D при
d / D < 0,35 ; k 0 = 0,77 при 0,35 ≤ d / D ≤ 0,75
1985 – 1998
s1 =
-F
kD
p
+ c , где k = 0,42k1 ; k = 0,45k1 ; k = 0,55k1;
k0 [σ]ϕ w
k = 0,53; k = 0,35; k1 = 0,76…1 – коэффициент, учитывающий
жесткость соединения плоского днища с обечайкой; для днища без
2
отверстия k0 = 1 ; для днища с отверстием k0 = 1/ 1 + d / D + (d / D)
l
Определение коэффициентов прочности. Расчетные формулы для определения коэффициентов прочности ϕ ослабления отверстиями приведены в табл. 2.8.7.
Методика определения допустимого
диаметра неукрепленного отверстия в обечайках основана на том, что площадь сечения
металла, изъятого из корпуса при присоединении штуцера, должна быть компенсирована
площадью сечения избыточной толщины корпуса и/или добавочного металла извне, т.е.
избыточной толщиной штуцера и накладкой,
при этом расположение компенсирующего
сечения должно удовлетворять определенным
условиям.
Условие компенсации (рис. 2.8.2)
s0 (d − d 0 ) = 2b( s − s0 ) + 2h( s1 − s01 ) ;
d 0 – диаметр отверстия, не снижающего
прочность корпуса.
Компенсации подлежит не все сечение
удаленного металла, имеющее ширину d , а
только его часть, соответствующая разности
между диаметром выреза и допустимого диаметра.
284
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
2.8.7. Коэффициенты прочности ослабления отверстиями
Год
Расчетные формулы
1950 – 1956
Для продольного ряда отверстий
ϕ = Aцелое / Аотвер = (t − d ) s /(t s ) = (t − d ) / t
Для поперечного ряда отверстий ϕ = 2(t − d ) / t
Наибольший допустимый диаметр неукрепленного отверстия в обечайках d max =8,1 3 Da s (1 − k ) , где k =
1975 – 1998
pDa
(2,3[σ] − p ) s
Наибольший допустимый диаметр неукрепленного отверстия
d пр = 2 /( d / ( D + s )( s − c ) + 1,75)
Для барабана, коллектора или эллиптического днища, ослабленного
одиночным укрепленным отверстием,
ϕ = ϕ0 [1 +
∑f
2 s ( D + s )( s − c)
s1"1. 1..
d
]
Минимальное допустимое значение коэффициента прочности корпуса, трубы или днища
[ϕ 0 ] =
1
~lj__
1
1
1
----+
Рис. 2.8.2. Схема к определению условия
компенсации при присоединении
штуцера к корпусу
При расчете по предельным нагрузкам определяющим является приведенное напряжение
и, следовательно, коэффициент прочности
ϕ=
σ( s )
σ ( s0 )
=
s0 D + s
.
s D + s0
Выбор величин b и h можно обосновать
использованием в теории оболочек результата
по оценке расстояния, на которое распространяется краевой эффект в тонкостенной цилиндрической оболочке b =
Dm s , h = d m s1 .
p[ Da − ( s − c)]
.
2[σ]( s − c )
Оценка прочности при произвольной
форме укрепляющих элементов или штуцеров
выбранные размеры должны удовлетворять
условию
p(
Api
Aσi
+ 0,5) ≤ [σ] ,
Api – проекция площади, на которую
действует давление р, ограниченное по
оси и окружности оболочки величиной
b = ( Da − s )( s − c) , а по оси штуцера –
величиной hs , которая принимается равной
размеру, указанному на чертеже, но не должна
превышать значения hs = (das − ss + c)(ss − c)
(рис. 2.8.3); Aσi – площадь сечения металла
наиболее нагруженной части, ограниченная
величинами b и hs .
285
МЕТОДИКА ПОВЕРОЧНОГО РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ
dob
drσ
lrs
erσ
Aro
erb
Af
ers
lrb
lrb
Ars
drσ
ers
lrs
11
i
1~
Ap
__ J
dis
dos
dos
dis
'
Ap
Рис. 2.8.3. Размеры, выбираемые по условию прочности соединения штуцера с оболочкой
2.8.4. МЕТОДИКА ПОВЕРОЧНОГО
РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ
Поверочный расчет проводится после
выбора основных размеров рассчитываемых
элементов по их номинальным размерам с
учетом всех расчетных нагрузок (включая
температурные воздействия) и всех расчетных
режимов эксплуатации.
Поверочный расчет на статическую прочность проводят для определения напряжений
при всех значениях нагрузок и температур в
регламентированных проектом режимах работы
оборудования и сопоставления полученных
значений с допускаемыми, определенными по
предельным состояниям, рассмотренным выше.
Поверочный расчет на прочность при
циклическом и длительном циклическом нагружении выполняют на основе анализа общей
и местной напряженности с целью исключения
появления трещин. Допускаемые амплитуды
напряжений определяют исходя из характеристик циклической или длительной циклической прочности с введением запасов прочности по долговечности и напряжениям. В результате расчета на прочность при циклическом и длительном циклическом нагружении
находят допускаемое число повторений эксплуатационных режимов для заданных режимов и ресурса эксплуатации.
Расчет на длительную статическую
прочность проводят на основе сопоставления
действующих напряжений во всех режимах с
допускаемыми с целью исключения разрушения оборудования при длительном статическом нагружении. Допускаемые напряжения
определяют исходя из характеристик сопротивления длительному статическому разрушению, зависящих от температуры и длительности нагружения, с введением запасов прочности по напряжениям. В результате расчета
определяют допускаемые нагрузки для задан-
ных режимов и ресурса эксплуатации или допускаемый ресурс для заданных режимов эксплуатации.
Поверочный расчет на прогрессирующее
формоизменение проводят на основе анализа
напряженного состояния с целью исключения
недопустимых остаточных изменений формы и
размеров. Предельные допускаемые изменения
формы и размеров в результате процесса накопления необратимых пластических деформаций устанавливаются в каждом частном случае
с учетом назначения и условий работы оборудования. В результате расчета определяют
допускаемые нагрузки для заданных режимов
и ресурса эксплуатации или допускаемый ресурс для заданных режимов эксплуатации.
Поверочный расчет оборудования на
сейсмические воздействия проводят с учетом
совместного действия эксплуатационных и
сейсмических нагрузок. Оценку прочности
оборудования выполняют по допускаемым
напряжениям, по допускаемым перемещениям,
по критериям циклической прочности и устойчивости (последнее – только для оборудования). Приведенные напряжения, сопоставляемые с допускаемыми, определяют по теории
наибольших касательных напряжений, за исключением расчета на сопротивление хрупкому разрушению, когда приведенные напряжения определяют по теории наибольших нормальных напряжений.
Расчет напряжений без учета концентрации проводят в предположении линейноупругого поведения материала, за исключением
особо оговоренных случаев. При оценке циклической прочности за пределами упругости используется напряжение, называемое условным
упругим. Это напряжение равно произведению
упругопластической деформации в рассматриваемой точке на модуль упругости.
В один расчетный режим может быть
включена группа режимов, если внешние нагруз-
286
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
ки и температуры этих режимов не отличаются
более чем на 5 % принятых расчетных значений.
Основными расчетными нагрузками являются:
внутреннее или наружное давление; масса изделия и его содержимого;
дополнительные нагрузки (масса присоединенных изделий, изоляции и др.);
реакции опор;
температурные воздействия, вибрационные нагрузки, сейсмические нагрузки.
Основными расчетными режимами эксплуатации являются:
затяг болтов и шпилек;
пуск;
стационарный режим;
изменение мощности энергетического
блока;
остановка;
гидро- или пневмоиспытание;
нарушение нормальных условий эксплуатации.
При поверочном расчете используют физико-механические свойства основного металла и сварных швов, указанные в нормативнотехнической документации. Нормами не регламентируются методы, применяемые для
определения расчетных нагрузок, внутренних
сил, перемещений, напряжений и деформаций
рассчитываемых элементов. Выбранный метод
должен учитывать все расчетные нагрузки для
всех расчетных случаев и давать возможность
определить все необходимые расчетные группы категорий напряжений.
Классификация напряжений. При проведении поверочного расчета все напряжения в
конструкции разделяют на категории. Напряжения, относящиеся к различным категориям,
объединяют в группы категорий напряжений,
которые сопоставляют с допускаемыми напряжениями.
К категории общих мембранных напряжений относятся средние напряжения растяжения (или сжатия) по толщине стенки цилиндрической или сферической оболочки, вызываемые действием внутреннего или наружного
давления и весовых нагрузок.
Примерами напряжений, относящихся к
категории местных мембранных напряжений,
являются мембранные, возникающие от действия механических нагрузок в зонах соединения
оболочек и фланцев и в зонах присоединения
патрубков и опор к барабанам, сосудам и коллекторам.
К категории общих изгибных напряжений относятся напряжения изгиба, обусловленные следующим:
действием внешних сил и моментов на
барабан, сосуд или коллектор в целом;
действием давления на плоские крышки;
затягом болтов и шпилек в нажимных
кольцах и фланцах разъемных соединений.
Местные изгибные напряжения могут
быть вызваны действием давления. Они возникают в зонах соединения различных элементов
(фланца и цилиндрической обечайки корпуса,
соединения обечайки корпуса и днища и др.).
К категории общих температурных напряжений относятся:
напряжения, вызываемые осевым перепадом температур в цилиндрической обечайке;
линейная часть напряжений в элементах
в зонах соединения (фланца и цилиндрической
части сосуда, патрубка и корпуса сосуда,
фланца, трубной доски и присоединяемой к
ней трубы и др.);
напряжения, вызываемые перепадом
температур по толщине плоских днищ и крышек.
Местные температурные напряжения могут возникать:
в центральной части длинных цилиндрических или сферических оболочек, вызываемые перепадом температур по толщине стенки,
(за исключением линейной составляющей напряжений);
на небольших участках перегрева (или охлаждения) в стенке сосуда или трубопровода;
в антикоррозионной облицовке и других
биметаллических элементах, что связано с
разностью коэффициентов температурного
линейного расширения материалов.
К категории местных напряжений в зонах
их концентрации относятся напряжения в зонах
отверстий, галтелей, резьб, а также от тепловых
и механических сил, определяемых с учетом
коэффициента концентрации напряжений.
При проведении поверочного расчета определяют напряжения каждой расчетной группы категории напряжений, по которым получают приведенные напряжения, сопоставляемые с соответствующими допускаемыми значениями. На основании анализа действующих
нагрузок и температурных полей следует выбирать наиболее напряженные области конструкций, которые для различных расчетных
случаев могут быть разными.
287
МЕТОДИКА ПОВЕРОЧНОГО РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ
Используемые при расчетах на статическую и циклическую прочность группы категорий напряжений и их обозначения применительно к конструкциям различных типов приведены выше, а для рассчитываемых зон –
в табл. 2.8.8.
Расчет на статическую прочность. Основными расчетными нагрузками для группы
категорий напряжений являются:
для (σ)1 – внутреннее давление и осевые
силы;
для (σ)2 – внутреннее давление, осевые
силы, изгибающие и крутящие моменты;
для (σ )3 – внутреннее давление, осевые
силы, изгибающие и крутящие моменты, а
также температурные воздействия.
Примеры групп категорий напряжений в
рассчитываемых зонах оборудования приведены в табл. 2.8.9.
Расчетные напряжения для группы категорий напряжений (σ )1 , (σ )2 . Для расчетного
сечения цилиндрических (координаты ϕ, r, z )
или сферических (координаты ϕ, r , ϑ ) элементов вычисляются три главных нормальных напряжения σ1 , σ 2 , σ 3 , которые представляют
собой алгебраическую сумму действующих в
одном направлении напряжений от приложенных к расчетному сечению нагрузок.
2.8.8. Расчетные группы категорий напряжений в барабанах, сосудах и коллекторах
Расчетная группа категорий напряжений
Составляющие категорий напряжений
Приведенные общие мембранные напряжения (σ)1
σm
Приведенные напряжения, определяемые как сумма
составляющих общих или местных мембранных и
общих изгибных напряжений (σ )2
( σ m или σ mL ) + σb
Размах приведенных напряжений, определяемый по
суммам составляющих общих или местных мембранных, общих и местных изгибных, общих температурных и компенсационных напряжений (σ )3
( σ m или σmL) + σb + σbL + σT +
Амплитуда приведенных напряжений, определяемая
как сумма составляющих общих или местных мембранных, общих и местных изгибных, общих температурных и компенсационных напряжений с учетом
концентрации напряжений (σ a )
( σ m или σ mL ) + σb + σbL + σT +
+ ( σ km или σ kmL ) + σ kb + τ ks
+ ( σ km или σ kmL ) + σ kb + τ ks
с учетом концентрации напряжений
2.8.9. Примеры групп категорий напряжений в рассчитываемых зонах барабана и сосуда
Рассчитываемая
зона
Обечайка:
гладкая
овальная
с местной вмятиной
(выпучиной)
Вид нагружения
Внутреннее
давление
Категория
определяемых
напряжений
Расчетная группа
категорий
напряжений
Общие мембранные
(σ)1
Общие изгибные
(σ)2
Местные изгибные
(σa )
288
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
Продолжение табл. 2.8.9
Рассчитываемая
зона
Вид нагружения
Категория
определяемых
напряжений
Расчетная группа
категорий
напряжений
Зона соединения
обечайки с опорой
Внутреннее
давление, весовая
нагрузка
Местные изгибные
(σa )
Зона приварки патрубков,
штуцеров и труб
к обечайке
Внутреннее
давление
Местные мембранные
(σ)2
Внутреннее давление,
поле температур,
силы на привариваемом элементе
Местные мембранные,
местные изгибные и
общие температурные
(σ)3
Местные мембранные,
местные изгибные,
общие температурные,
местные температурные
и местные напряжения
в зонах концентрации
(σa )
Внутреннее давление
Местные мембранные
(σ)2
Внутреннее давление,
поле температур
обечайки и днища
Местные мембранные,
местные изгибные и
общие температурные
(σ)3
Внутреннее давление
Местные мембранные
(σ)2
Внутреннее давление,
поле температур
во фланце и обечайке,
сила затяжки
Местные мембранные,
местные изгибные и
общие температурные
(σ)3
Местные мембранные,
местные изгибные,
общие температурные
и местные напряжения
в зонах концентрации
(σa )
Внутреннее давление
Общие мембранные
(σ)2
Внутреннее давление,
поля температур в
обечайке и днище
Местные мембранные,
местные изгибные и
общие температурные
(σ)3
Местные мембранные,
местные изгибные,
общие температурные,
местные температурные
и местные напряжения
в зонах концентрации
(σa )
Зона соединения
обечайки с днищем
Зона соединения фланца
с обечайкой
Эллиптические или
торосферические днища
289
МЕТОДИКА ПОВЕРОЧНОГО РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ
Главные напряжения вычисляются по
следующим формулам:
при наличии крутящего момента
(
σ1 = 0,5 × ⎡⎢σ ϕ + σ z + ,J σ ϕ − σ z
⎣
σ 2 = 0,5 × ⎡⎢σϕ + σ z −
⎣
)2 + 4τ2 ⎤⎥⎦ ;
(σϕ − σ z )2 + 4τ2 ⎤⎥⎦ ;
σ3 = σ r ;
при отсутствии крутящего момента
σ1 = σϕ ; σ 2 = σ z ; σ3 = σr ,
если σϕ > σ z > σ r ;
σ1 = σ z ; σ2 = σϕ ; σ3 = σr ,
если σ z > σϕ > σ r .
Для обеспечения условия σ1 > σ 2 > σ 3
индексы при обозначениях главных напряжений окончательно устанавливаются после определения значений напряжений σϕ и σ z .
Эквивалентные напряжения для расчетного сечения цилиндрического или сферического элемента принимаются:
σeq = σ1 − σ3 ,
где σ1 и σ3 определены по весовым нагрузкам Qq, Mbq и Mkq;
σeqс = σ1 − σ3 ,
где σ1 и σ3 определены по суммарным на-
грузкам Qq + Qc, Mbq + Mbc, Mkq + Mkc.
Наибольшее значение приведенных напряжений используют для сопоставления с
допускаемыми напряжениями [σ] .
Средние напряжения от внутреннего давления следует определять по формулам:
окружное
σϕ =
pD
;
2sϕ
осевое
σ pz =
pD 2
;
4( D + s ) sϕ
радиальное
σ pr = − p / 2 .
Коэффициент прочности ϕ при наличии
отверстий или сварных швов должен приниматься с наименьшим значением для каждого
расчетного сечения.
Среднее осевое напряжение от осевой
силы
σ zz = Q / ( fϕ)
;
Коэффициент прочности при наличии отверстий и поперечного сварного соединения принимается наименьшим в поперечном направлении или для поперечного сварного соединения.
Среднее оосевое напряжение от изгибающего момента
σb =
Mb
,
ϕbwW
где Mb – изгибающий момент; W – момент
сопротивления.
Следует выявить наиболее ослабленное
сечение, обусловленное наибольшим изгибающим моментом Мb, наименьшим моментом сопротивления W или наименьшими коэффициентами прочности ϕ и ϕbw.
Суммарное среднее осевое напряжение
от внутреннего давления, осевой силы и изгибающего момента
σ z = σ pz ± σ zz ± 0,8σb .
Напряжение кручения τ = М k / 2W .
Расчетные напряжения для группы категорий напряжений (σ)3 . Строятся графики
изменения наружного и/или внутреннего давления и температуры при пуске, стационарном
режиме, останове на наружной и внутренней
поверхностях рассматриваемого изделия, а
также графики изменения перепадов температур по толщине стенки и разницы средних
температур. Согласно данным табл. 2.8.9 определяются наиболее напряженные зоны рассчитываемого изделия.
С помощью уравнения совместимости деформации (или с помощью вычислительной
программы МКЭ) узла сопряжения элементов,
вызываемыми действием давления и полями
температур для моментов времени τ1 , τ 2 , ..., τ k
определяются значения сил и моментов. Строятся графики изменения напряжений во времени на наружной и внутренней поверхности.
290
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
На выбранных зафиксированных главных
площадках для всей принятой последовательности по времени режимов работы и нагружения определяются зависимости изменения
главных напряжений σ i , σ j , σ k . Значения
(
[ (σ)ij max , (σ ) jk max , (σ )ik max ] ≥ 0;
)
приведенных напряжений определяются для
моментов времени τ1 , τ 2 , ..., τ k , где увеличение (уменьшение) абсолютного значения любой из составляющих главных напряжений
сменяется их уменьшением (увеличением) по
формулам:
(σ )ijl = σil − σ jl ;
(σ) jkl = σ jl − σ kl ;
(σ)ikl = σil − σ kl .
τ1
Во всех случаях упругого нагружения
значения напряжений
[ (σ )ij min , (σ ) jk min , (σ)ik min ] ≥ 0.
Проверка условий прочности. При расчете на статическую прочность последовательно
проверяют выполнение условий прочности
применительно к расчетным нагрузкам. Эквивалентные напряжения, определенные при расчете на статическую прочность элементов оборудования, не должны превышать значений:
для группы категорий напряжений (σ)3
(σ)1 ≤ 1,1[σ] ;
При упругом нагружении для начального
и конечного τ k моментов времени глав-
для группы категорий напряжений (σ)3
(σ)2 ≤ 1,5[σ] ;
ные напряжения σ i = σ j = σ k = 0 или равняются постоянному напряжению, например
от веса.
Определение напряжений аналитическими
методами, например по теории оболочек, осуществляется в указанной в соответствующей
последовательности. Определение напряжений
численными методами в упругой области осуществляется в следующем порядке:
1) определяется зависимость местных
напряжений для принятой последовательности
режимов работы и нагружения;
2) выделяются номинальные напряжения
от механических и тепловых нагрузок;
3) вычисляются приведенные напряжения.
Размах напряжений (σ)3 определяется
при поверочном расчете на статическую прочность по графикам изменений приведенных
напряжений (σ )ij , (σ ) jk , (σ )ik для всего процесса изменения напряжений и выбирается как
наибольшее из следующих значений:
(σ)ij max − (σ)ij min ;
(σ)3 = max { (σ) jk max − (σ) jk min };
(σ)ik max − (σ)ik min ,
где (σ)ij max , (σ ) jk max , (σ )ik max – алгебраически максимальные, а (σ )ij min , (σ ) jk min ,
(σ)ik min – алгебраически минимальные на-
пряжения для всего процесса изменения соответствующих приведенных напряжений.
для группы категорий напряжений (σ)3
(σ)3 ≤ 3,0[σ] .
Расчет на малоцикловую усталость.
В формулах приняты следующие величины:
приведенное напряжение от внутреннего
давления σ , МПа;
номинальное допускаемое напряжение
[σ] , МПа;
максимальное местное расчетное напряжение σс , определенное с учетом ползучести,
МПа;
эквивалентные напряжения от весовых
нагрузок и внутреннего давления σ eq и суммарное σ eqс от весовых нагрузок, самокомпенсации и внутреннего давления, МПа;
условный предел длительной прочности
при растяжении στ / t , МПа;
МПа;
расчетная амплитуда напряжений σа ,
допускаемая
амплитуда
напряжений
малоцикловой усталости, МПа;
допускаемая амплитуда
напряжений
[σа ] , определенная по расчетным кривым
[σ*а ] , МПа;
главные условно-упругие напряжения в
расчетной точке детали (i = 1, 2, 3) σ i , МПа;
291
МЕТОДИКА ПОВЕРОЧНОГО РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ
σ eij
эквивалентные напряжения (i, j = 1, 2, 3)
, МПа;
размах
∆σ eij , МПа;
эквивалентных
напряжений
допускаемые напряжения, соответствующие температуре, при которой достигаются максимальные [σ max ] и минимальные [σ min ] эквивалентные напряжения, МПа;
модуль упругости, соответствующий максимальной температуре цикла Et , МПа;
модули упругости, соответствующие
температуре, при которой достигаются максимальные Emax и минимальные Emin эквива-
лентные напряжения, МПа;
число циклов нагружения N;
число циклов нагружения данного типа Ni;
Допускаемое число циклов нагружения
по расчетным кривым малоцикловой усталости [N];
*
допускаемое число циклов [N ];
параметр, характеризующий допускаемое
повреждение при совместном действии усталости и ползучести Dc;
показатель степени в уравнении длительной прочности m;
количество различных типов циклов n;
количество различных номинальных режимов l;
длительность работы при данных параметрах, включая время пуска и останова
τi , ч;
расчетный ресурс эксплуатации τ0 , ч.
За цикл нагружения принимается повторяющееся изменение нагрузки (как силовой,
так и температурной) от первоначального до
максимального (минимального) значения и
возврат к первоначальной нагрузке. Цикл нагружения характеризуется амплитудой напряжения, числом циклов нагружения и уровнем
максимальной температуры цикла.
При расчете на усталость учитываются
следующие нагружающие факторы:
изменение давления при пуске-останове
котла;
колебания рабочего давления при эксплуатации (более 15 % номинального значения);
изменение внешних нагрузок при эксплуатации (весовые нагрузки, наддув и др.);
температурные перепады при пуске-останове котла, включая компенсационные нагрузки при тепловых расширениях труб;
дополнительные перепады температур,
вызывающие колебания температуры среды
или теплового потока при эксплуатации.
Расчет сопротивления циклическому разрушению проводят по амплитудам приведенных условных упругих напряжений цикла σa ,
равным 1/2 произведения размаха местной
деформации на модуль упругости при расчетной температуре.
Расчет на усталость проводится в выбранной точке рассчитываемой детали, в которой ожидаются наибольшие напряжения, для
всех основных этапов эксплуатации: пуска,
рабочего режима, останова. Для каждой выбранной точки детали определяют три главных
нормальных напряжения σ1 , σ 2 , σ 3 , представляющих собой алгебраическую сумму действующих в одном направлении напряжений от
всех приложенных в данный момент нагрузок
с учетом местных концентраторов напряжений
(отверстий, галтелей и др.).
По значениям главных нормальных напряжений находят эквивалентные напряжения
для расчетных точек детали в заданные моменты времени, как алгебраическую разность
главных нормальных напряжений:
σ eij = σ i − σ j .
Общий процесс изменения составляющих напряжений, рассчитанных с учетом коэффициентов концентрации, разбивают на ряд
циклов, в каждом из которых значения главных напряжений достигают один раз максимума и один раз минимума, т.е. изменяются от
наибольшего до наименьшего значения и обратно.
Для каждого цикла нагружения существуют режимы, при которых принимают максимальные и минимальные значения величины
σ eij max Emax ; σ eij max Emin .
/
/
В расчет вводится размах условноупругих эквивалентных напряжений ∆σ eij ,
равный наибольшему значению:
⎛ σ eij max σ eij min
∆σ eij = Et ⎜⎜
−
Emin
⎝ Emax
⎞
⎟.
⎟
⎠
Расчетная амплитуда напряжений принимается наибольшей из следующих расчетных значений:
292
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
σa =
σa =
∆σ eij
2
∆σ eij
2
;
∆σ eij
1,5([σ]max + [σ]min )
.
Если деталь подвергается действию циклов разного типа, то значение расчетной амплитуды σа определяется отдельно для каждого типа цикла.
Для оценки допускаемой амплитуды переменных напряжений [ σ*а ] при заданном
числе циклов N или допускаемого числа циклов [N*] при заданной амплитуде напряжений
σа используется принцип суммирования по-
допускаемое число циклов [N] определяются
линейной интерполяцией; экстраполяция кривых не допускается.
Расчетное напряжение при ползучести
σс представляет собой максимальное главное
нормальное напряжение, определенное с
учетом пластичности и ползучести материала
при номинальном режиме эксплуатации. Если
1,25 (σc / στ / e ) ≥ 1, то допускается не более 1000
расчетных циклов пуск − останов; если
1,25 (σc / στ / e ) ≤ 0,5 , то повреждаемость от ползучести не учитывается.
Если в расчетной точке детали имеется
сварной шов, то допускаемую амплитуду напряжений определяют по формуле
[σa ]w = ϕw [σa ] ,
вреждений в виде
⎛
σ
+ ⎜ 1, 25 c
*
⎜
σ τ/ t
[N ] ⎝
N
m
⎞
⎟ ≤ Dc ,
⎟
⎠
где m = 8.
Значения параметра Dс приведены на
рис.
2.8.4.
Рекомендуется
принимать
σ τ/t = 1,5 [σ] .
Допускаемая амплитуда переменных напряжений [ σа ] для заданного числа циклов N
или допускаемое число циклов [N] для заданной амплитуды переменных напряжений σа
без учета влияния повреждения от ползучести
определяются по кривым малоцикловой усталости, приведенным на графиках для максимальной температуры цикла (рис. 2.8.5).
Расчетные кривые откорректированы с
целью учета влияния среднего напряжения
(асимметрии цикла). Поскольку при испытаниях, по результатам которых построены усталостные кривые, не учитывалось влияние коррозии при нарушениях водного режима и консервации котлов, влияние этих факторов
должно учитываться введением дополнительного коэффициента запаса по напряжениям
nσ ≥ 4 или по долговечности nτ ≥ 50.
При максимальных температурах металла,
отличающихся от приведенных на рис. 2.8.5,
допускаемая амплитуда напряжений [ σа ] или
где ϕw – коэффициент снижения циклической
прочности для сварного соединения.
Если заданное число циклов на менее
1000, то расчет рекомендуется производить на
1000 циклов.
Амплитуда эксплуатационного напряжения не должна превышать допускаемую амплитуду напряжения [ σа ], получаемую для
заданного числа циклов N. Если задана амплитуда напряжения, то эксплуатационное число
циклов N не должно превышать допускаемое
число циклов [N0].
Если процесс нагружения состоит из ряда
циклов, характеризуемых амплитудами напряжений (σ a )i и соответствующими числами циклов N i , то должно выполняться условие прочности по накопленному усталостному
повреждению.
Dc-.,...._~-~ - ~ - ~ ~
:11Jd11
О
О, 2
0,4-
0,6
О,В
1,0
Ct,25(бclб~1tPm
Рис. 2.8.4. Суммарная повреждаемость
как функция от повреждаемости,
вызванной ползучестью
293
ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА
ба , МПа
--r--,:: ;-...i'---..._
'
60
40
JO
20
.............
20°С
...........
..._
--.,...
~ ........
........
~ ........
,а
~
......
450
"i'---.
1~
........... к r--..
r--.
r--...
-- r---..
~
~
----,.._~-
-....,.._
--..
1
J
--.. ......
......
г--..
:::......
r--.
r-- r--..__
г--......._
..............
/
~--
'r---- ......,..,
500"С
'+
2
350
....... ,L
, г-::.20
,~
r---.. ...... .....
470 ,-...r--
7
5
~
--...._
г---
---
--- ---
~
--..
...... ,._
ro z
2 J 4 б В 103
Z J 4 6 В 10"
2 J 4 6 В 105
-,....
r-- ...... __
2 J 4 б BID 6 N
а)
б,МПа
........
60 "40
JO
r-:::: :::-,
20°С
--. F=:r--
~ r---- .............. , 1'-. ~
~ !;:::-
r--:::
20
::::~, .... r-----......'
/ r-,.;-..
540
10
450
.:z--....
......
~ ...... r--- -z::::. ,.._
f::::: r--::::::1'~ .....
~
Г---r--
г--..
.....
565
в
....... ~ r::::-.. 500
,-._
:::::: r:::::,.._ .....
г--~-.;;::
6
'+
~
5В5°С
10 2
z
3'+ Б в,а 3
z
'
34 Б в,а"
~- ---r--. r--.
r--.
z
......
----
520
- -----/
]:--
~,_
:::::::~ :::--
J4 б вю 5
z
J'+ б в10 6 N
б)
Рис. 2.8.5. Расчетные кривые малоцикловой усталости углеродистых сталей (а)
и низколегированных марок 12Х1МФ, 15Х1М1Ф, 12МХ и 15ХМ (б)
2.8.5. ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА
Оценка технического состояния оборудования заключается в проведении анализа нормативно-технической документации (проектной и эксплуатационной, включая монтажную
и ремонтную, данных о замене и ремонте элементов), методов расчета на прочность и принятых коэффициентов запаса и ресурса при
проектировании. При этом необходимо установить:
рабочие параметры (давление и температуру), а также их изменение в процессе эксплуатации;
характер работы (стационарный или циклический) с определением общего числа циклов пусков и остановов при данных параметрах
эксплуатации и других переменных режимов, а
также срок службы;
сертификаты на материал элементов, а
также результаты неразрушающего и разрушающего контроля основных материалов и
сварных соединений;
оснащенность рассматриваемого оборудования арматурой, предохранительными устройствами, автоматикой и сигнализацией;
технологическую дефектность (требования к изготовлению, вид и температуру термической обработки, продолжительность выдержки, способ охлаждения, количество термических обработок) и эксплуатационную
поврежденность;
используемые нормы расчета на прочность, год их выпуска, оценку запасов прочности и особенности напряженно-деформированного состояния;
фактические запасы прочности с учетом
эксплуатации на разрешенных параметрах.
294
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
В случае несоответствия расчета оборудования на прочность, представленного в паспорте, нормативному методу (РД 10-249-98)
необходимо выполнить анализ прочности по
всем проектным режимам с определением допускаемых циклов нагружения на основе исходных проектных данных.
На основании расчета оборудования на
прочность следует определить наиболее нагруженные участки оборудования (сварные
соединения, места вварки патрубков, штуцеров
и др.) или наиболее опасные с точки зрения
нормативных оценок прочности.
На основании проведенного технического
диагностирования должна быть получена информация о реальном техническом состоянии
элемента, наличии в нем повреждений, а также
выявлении причин и механизмов их возникновения и развития.
Программой экспертного обследования
должны предусматриваться:
визуальный контроль (внешний и внутренний);
измерительный контроль (толщинометрия, овальность, твердость, остаточная деформация, оценка износа стенок);
проведение неразрушающего контроля с
учетом его проведения при изготовлении;
определение механических характеристик
на образцах и металлографическое исследование основного металла и сварных соединений
для высоконапряженных зон деталей, которое
должны включать анализ особенностей макрои микроисследований металла;
при необходимости, натурные исследования напряженного состояния элементов и возможности развития дефектов с применением
тензометрии, акустической эмиссии и др.
На основе полученных данных необходимо:
проверить работоспособность изделия по
базовым параметрам;
выявить потенциальные зоны разрушения;
проанализировать возможные предельные
состояния зон разрушения;
оценить ресурс конструкции до достижения заданных видов предельных состояний и
риск разрушения.
Установление механизмов повреждения металла изделия. По результатам технического диагностирования устанавливаются
механизмы повреждения металла элементов
изделия (основной механизм повреждения металла элементов), определяющих его техниче-
ское состояние и остаточный ресурс, на базе
анализа результатов контроля состояния металла и расчетов на прочность. Основными
механизмами повреждения металла элементов
оборудования являются:
общая и локальная коррозия;
пластическая деформация;
малоцикловая, термическая усталость;
термическое старение.
Оценка технического состояния элементов оборудования. По результатам выполненного исследования сравниваются данные фактической истории нагружения изделия
с принятой в проекте. Если фактические параметры нагружения (скорости изменения и абсолютные значения температуры и давления,
число циклов соответствующих режимов, последовательность, значения перемещений,
параметры среды) не превышали проектных и
нормируемых значений, то принимается решение о соответствии изделия требованиям, установленным конструкторской документацией,
стандартов на поставку элементов и целесообразности проведения работ по техническому
обоснованию продления срока службы оборудования, с проведением поверочного расчета
на прочность и оценки остаточного ресурса, с
учетом фактических толщин стенок, изменений геометрии (овальности, прогиба), наличия
дефектов и др.
Если фактические параметры нагружения
превышали проектные и нормируемые значения, то необходимо выполнить поверочный
расчет на прочность, с учетом фактических
режимов нагружения и значений определяющих параметров состояния металла с целью
подтверждения назначенного ресурса (срока
службы) изделия и определения возможного
его продления.
На основании анализа результатов расчета или оценки прочности принимается решение о возможности обоснованного срока безопасной эксплуатации оборудования, ремонте
или замене его элементов или изделия в целом.
Оценка остаточного ресурса оборудования, подверженного коррозии. Такая оценка и номинальные допускаемые напряжения не
зависят от расчетного ресурса. При оценке
остаточного ресурса изделия при статическом
нагружении по результатам визуального и
измерительного контроля определяются фактические минимальные толщины стенок и изменения геометрии (овальности и прогиба).
Коэффициент запаса прочности элементов,
ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА
работающих под действием внутреннего давления,
должен
удовлетворять
условию
σ т [σ] ≤ 1,1 . Прибавка на коррозию с2 принимается с учетом средней скорости коррозии за
весь срок эксплуатации.
Коэффициент запаса прочности элементов, работающих под действием внутреннего
давления и относительной овальности, должен
удовлетворять условию
/
2
⎛ σт ⎞
2σ в
⎜⎜
⎟⎟ + 3[σ] ≤ 1 .
⎝ [σ] ⎠
Оценка остаточного ресурса оборудования, работающего в условиях длительной
прочности и ползучести. Если в процессе
эксплуатации изменяется значение расчетной
температуры металла, то за допускаемое разрешается принимать напряжение
[σ]e =
[σ]1
⎡ l τi [σ]1 n ⎤
(
) ⎥
⎢
⎣⎢ i =1 τ 0 [σ] i ⎦⎥
∑
1n
.
Если в процессе эксплуатации изменяется
значение расчетного давления, то за приведенное напряжение допускается принимать эквивалентное напряжение
l
τ
∑ τ0i σin )1 n ,
-
σ=(
i =1
295
ε p = σ n A(t )τ ,
где п – коэффициент; А – функция температуры t, характеризующая участок установившейся ползучести; τ – время нагружения.
Коэффициент п и постоянную А при
данной температуре определяют по результатам испытаний образцов на ползучесть при
одноосном растяжении при двух, как минимум, уровнях напряжений σ′ и σ′′ , которым
для заданного времени τ′ = τ′′ соответствуют
скорости установившейся деформации ползучести ε′ и ε′′ . Тогда n =
lg ε′p / ε′′p
lg σ′ / σ′′
, а значе-
ние постоянной А при известной величине n
A=
ε′р
τ1 (σ′)n
,
где ε′р – ордината кривой ползучести для одного из уровней напряжений σ′ .
Предел ползучести σп при заданной температуре, соответствующий допустимой пластической деформации ε р , достигаемой за период τ (ч):
σп =
/
где σ – приведенное напряжение в трубе,
днище, конусном переходе и другом элементе
от действия внутреннего давления.
Длительная эксплуатация оборудования в
условиях длительной прочности в ряде случаев
приводит к снижению механических свойств
металла, которое определяется путем испытания образцов, изготовленных из контрольных
вырезок. Оценка остаточного ресурса проводится по фактическим механическим свойствам материала.
Сопротивление ползучести оценивают по
критерию накопления пластических деформаций.
Основной характеристикой при расчете является
пластическая деформация ε р трубы, определяемая по предельно допускаемому значению.
В основу расчета на ползучесть положена
зависимость, связывающая приведенную деформацию ползучести трубы ε р и приведенные мембранные напряжения σ в трубе, нагруженной внутренним давлением:
/ t
[ε р ]
( Аτ )
.
Компоненты деформации ползучести
трубы, нагруженной внутренним давлением р,
в кольцевом ε ϕр и осевом σ zp направлениях,
определяют по формулам:
3 p( D + s)
ε ϕp = [
4
2s
] n Aτ ;
ε zp = 0 .
Оценка остаточного ресурса оборудования при циклическом нагружении. Расчет
циклической прочности за период эксплуатации и на продлеваемый период срока службы
элементов оборудования и трубопроводов для
оценки остаточного ресурса выполняется с
учетом:
изменения механических свойств;
изменения толщины стенки элементов
вследствие коррозионного износа;
влияния среды на зарождение и развитие
трещиноподобных дефектов;
296
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
максимальных отклонений геометрических размеров свариваемых элементов от номинальных;
влияния концентраторов напряжений
сварных соединений.
В результате расчета циклической прочности элементов получают допускаемое число
циклов нагружения [N0] для режимов, соответствующих принятой на продлеваемый период.
Условие прочности элементов на продлеваемый период
k
N
∑ [N 0i] i = a ≤ [aN ] ,
i =1
где Ni – число циклов i-го типа за время эксплуатации; k – общее число типов циклов;
N 0 i – допускаемое число циклов i-го типа;
[ ]
а – накопленное усталостное повреждение,
предельное значение которого a N = 1 .
[ ]
Оценка общей накопленной повреждаемости в условиях ползучести и циклического нагружения. Если деталь подвергается
циклам нагружения различного типа при неизменных значениях параметров номинального
режима, то для оценки долговечности следует
использовать формулу
⎛
Ni
σ
+ ⎜1,25 c
*
⎜
στ t
i =1 [ N ] i
⎝
k
∑
n
⎞
⎟ ≤ Dc .
⎟
⎠
Если в процессе работы значения температуры и нагрузок при номинальном режиме
изменяются, то для оценки долговечности следует использовать формулу
k
Ni
+
*
i =1 [ N ] i
∑
n
τi ⎡
σ ⎤
⎢1,25 ei ⎥ ≤ Dc .
σ ( τ t )i ⎥⎦
i =1 τ 0 ⎢
⎣
l
∑
2.8.6. ВЛИЯНИЕ КОЛЕБАНИЙ
ТЕМПЕРАТУРЫ НА РЕСУРС
ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
При кризисах для поверхности теплообмена в условиях заданного теплового потока
наибольшую опасность представляет увеличение температуры, так как при недопустимом
для материала значении аппарат принципиально неработоспособен.
Однако при умеренных значениях теплового потока повышение температуры при кризисе может быть и не опасным. В этом случае
основную опасность для поверхности теплообмена представляют пульсации температур в
зоне перехода к ухудшенному теплообмену.
При их длительном воздействии возможно
образование коррозионно-усталостных трещин
в этой зоне или существенная интенсификация
коррозионных процессов.
Рассмотрим определение термических
напряжений и оценку ресурса труб поверхности нагрева при колебаниях температуры.
При гармонических колебаниях температуры амплитуду максимальных температурных
напряжений для плоской стенки толщиной R,
омываемой с двух сторон теплоносителем с
постоянными коэффициентами теплоотдачи
(Bi1 = const; Bi2 = const) на поверхности, омываемой теплоносителем T2, можно определить
по формуле [4]
σ a max =
αt E
WA ,
1− µ
где А – амплитуда колебаний температуры
теплоносителя,
K;
W = f (Bi1 , Bi 2 , ω* ) ;
ω* = R JТ
ω 2a – безразмерная круговая час-
тота колебаний.
Номограммы для определения W в зависимости от чисел Bi и ω* приведены на рис. 2.8.6.
Аналогично при случайных колебаниях
температуры поверхности пластины, постоянном значении коэффициента теплоотдачи на
другой поверхности (Bi = const) и экспоненциальном характере автокорреляционной функции
RT ( Fo ) = DT (1 + vFo ) exp ( −vFo ) (где DТ –
дисперсия
пульсаций
температуры;
v = v′R 2 / a – безразмерный показатель экспо-
ненты корреляционной функции) интенсивность (среднее квадратическое отклонение)
температурных напряжений
Sσ =
αt E
KS T ,
1− µ
где ST – интенсивность пульсаций температуры; K – коэффициент усиления интенсивности
пульсаций.
ВЛИЯНИЕ КОЛЕБАНИЙ ТЕМПЕРАТУРЫ НА РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
297
Номограммы для определения K и feT
приведены на рис. 2.8.7 и рис. 2.8.8,
w
∞
где f eT =
1
2π
∫ GT (ω) ω dω
0
2
∞
– эффективная
∫ GT (ω)dω
0
о
а)
w
частота пульсаций температуры; GT (ω) – спектральная плотность пульсаций температуры.
При гармонических колебаниях температуры расчет циклической прочности проводится с использованием соответствующих кривых
усталости. Для наиболее точных расчетов рекомендуется использовать кривую усталости,
полученную при рабочей температуре в среде
соответствующего состава. Для предварительных оценок можно использовать рекомендации РД 10-249-98 [6], нормы расчета на прочность оборудования АЭС [5, 6].
б
,--------т-----,----т----,
о
б
ч
w, - -- - - - - , - - - -б), - - - - - - - , - ~
Для расчетов ресурса при пульсациях температурных напряжений в ОАО НПО "ЦКТИ" получены
расчетные формулы для усеченного рэлеевского закона
распределения амплитуд напряжений (табл. 2.8.10) [7].
Для расчета необходимо располагать кривой
усталости материала и ее кусочно-линейной аппроксимацией, вид которой приведен в первой колонке
таблицы.
На рис. 2.8.9, 2.8.10, 2.8.11 приведены примеры номограмм для расчетов ресурса в зависимости
от угла наклона, вида аппроксимирующей зависимости, а также показано влияние асимметрии цикла на
относительную долговечность.
в)
Рис. 2.8.6. Номограммы для определения
амплитуды температурных напряжений:
а – Bi2 = 5; б – Bi2 = 10; в – Bi2 = 100
K
1
0,8
0,6
~
r.
- ··
'- 3
0,2
,--
-
~,
~
7 ,1
0,4
-
..
_1
_.,.. ,
0
10
20
30
40
50
60
v
Рис. 2.8.7. Коэффициент усиления интенсивности пульсаций:
1 – Bi = 0; 2 – Bi = 0,1; 3 – Bi = 0,5; 4 – Bi = 2; 5 – Bi = 5; 6 – Bi = 10; 7 – Bi = 100
298
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
fe
16
1
,v
12
1-1... --
~
4
о
l/-
~
---
\
_....
L,.....--:::
,__ ....
-
1~
L:::"-
2
L-::::"-
10
20
JO
40
50
60
70
ВО
90
v
Рис. 2.8.8. Безразмерная эффективная частота пульсаций напряжений (1) и температуры (2)
706
o'=t,5
2
2
J
4-
а)
б)
Рис. 2.8.9. Зависимости относительной долговечности от безразмерной интенсивности напряжений
усеченного рэлеевского закона при m1 = 5, m2 = ∞:
а – при симметричном процессе (δ = ∞ соответствует формуле В.В.Болотина);
б – при асимметричном процессе: –––– – δ = 2; - - - – δ = 5
/
/
4-
а)
/
/
6
б)
Рис. 2.8.10. Зависимости относительной долговечности от вида кривой усталости при различных
значениях параметра усечения и асимметрии цикла:
а – при χ1 = 0; б – при δ = 3
2.8.10.
Формулы для вычисления долговечности при амплитудах напряжений, распределенных по закону Рэлея
Постоянные
Вид кривой усталости
Долговечность по закону
напряжения
т приа, ""-1;
а,р с# О
N={N1 [ :~1
N
➔ оо
N=!N,( :~1):
"-1)
N 1 (~
mi
присr,
присrе
-:1:-т2
=О
а,р
*О
cr,p
= О
неусечеmюму
0
щ,[1-ехр(-Б 2 !2)] х;
Их, -х1)2 ,т-п+2]-Р(Б 2 , т-п+2))
<cr_1
N1teX~
-
N1teX~1+1nJ.
2
1
2n+Z}I-A)+x;' t,c;;,x: 2 "",-• г( m -;+ }в-С)
2
.,
m,-• ( т,- п+ 2) (1-А)+х;'~с;;,х:2---,--Г
,,.,
m,-• ( т 1 - п+ 2 ) В
х:;'~с;:,х:2---,--Г
2
N 1t/1,,1(;1+"'2,
Р
~20 ,т 1 +2 )
2
n=O
N1t, [1-ехр(-Б 2 12)] х;
2f
Г
N 1teX~
2
=О
)j " 27 (т1
- 2+2)
+2 +х, 0
fc•тХ1./;" г(т-п+2)
c;x;z m;• г(т-п+ 2 )[1-Р(Б 2 , т-п+2)]
n=<J
2
,,., 2-";'- Г (m
- 22-+2)[1-Р ~20 ,т 2
Хо
щ,[1-ехр(-0 2 12)] х;
N=N{::T
аср
Их, -х1)', m-n+2D
2Тг( т; 2 )Р(х!, т+2)
N1 1,[1-ехр(-Б 2 12)] х:;'+""
2
х:;' 2-";'- г( т\+ )[1-P(xi, m2 +2)]+х;' 2-"} г( т1 + 2 )[Р(х/, m1+2)-Р(о 2 , m1+2)]
f
)
N,t,[ 1- ехр{-Б' 12)] х~
Х:;' tc;,x: 2 т,,-• г( т2
а,р с# О
оо
2Т г( т; 2) [Р(х!, т + 2)-Р(Б', т + 2)]
Щ, [1-ехр(-Б 2 12)] х;•щ
:>cr_,
(о =
N 1tex;
t,c:x: 2 ·;· г ( m-;+ 2)
t,c:x: 2 m;• г( т-;+ 2 )
приае <а_ 1
аср
= а amax / S
N1feX.~
zf г(m;2)
г(т;2)
Пр им е чан и я. В формулах приняты следующие веJШЧины:
ае
\j1
= аа +\jlacp
-
эквивалентная амплитуда напряжений;
Х, 0 = \j1 ~
Sa
-
а"' безразмерная интенсивность переменных напряжений; X1=1J!Scr
= (2а _1- а O)/а O - коэффициент, характеризующий чувствительность материала к асимметрии цикла; crер
ционном цикле; с; - число сочетаШiй из элементов т по п;
N1 -
точка перегиба кривой усталости; т 1 , т 2
безразмерная интенсивность
постоянных напряжений;
среднее напряжеmщ а _1, а O - пределы вьrnосливости соответствеmю при симметричном и пульса­
-
-
ВЛИЯНИЕ КОЛЕБАНИЙ ТЕМПЕРАТУРЫ НА РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
усеченному с параметром О
Cicp
показатели степени, характеризующие наклон участков кривой усталости; t е = ....!._ - эффективный
J,
период; Г, Р - соответствеmю гамма-функция и функция ~:Е 2 -распределеIШе Пирсона.
299
300
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
∆t
Рис. 2.8.11. Влияние наклона кривой усталости на относительную долговечность
для симметрического процесса:
а – углеродистые стали; m2 = ∞; б – цветные металлы и жаропрочные сплавы при m1 = m2
Как и при гармонических колебаниях, наибольшее влияние на долговечность оказывают параметры кривой усталости материала и, прежде всего,
величина предела усталости материала, существенно
зависящая от условий эксплуатации и, в первую
очередь, от коррозионного воздействия среды.
В определенных условиях колебания температур
могут вызвать не усталостное разрушение материала
или разрушение в условиях ползучести, а ускоренное коррозионное повреждение.
Такая модель, описанная Д.М. Коганом и
П.С. Журавлевым [8], была конкретизирована и доведена до расчетов А.Ф. Малыгиным, А.В. Некрасовым и
А.Г. Терещенко [9]. Подобные же модели рассматривались и в некоторых зарубежных публикациях [10].
Существо предлагаемых моделей заключается в том, что увеличение глубины коррозионного повреждения при колебаниях температуры
является результатом периодического разрушения образующейся в процессе эксплуатации оксидной пленки с последующим окислением оголившейся части поверхности металла [9].
Расчеты по этой модели требуют значительно больше исходной информации. Необходимо располагать зависимостями, описывающими кинетику роста пленки, ее теплофизические и прочностные (в том числе и усталостные) характеристики, которые в настоящее
время практически отсутствуют. При наличии
исходной информации выполнить детальные
расчеты по рассмотренной модели не составит
принципиальных трудностей.
На рис. 2.8.12 показана глубина Sк коррозионного повреждения внутренней поверхности труб через 105 ч эксплуатации в зависимости от амплитуды A и частоты f колебаний
температуры [10].
Sl(,MM
О
20
40
60
80
А
Рис. 2.8.12. Результаты расчета коррозионного
повреждения при термопульсациях за 105 ч:
A – размах колебаний температуры;
f – частота колебаний
В ОАО "НПО ЦКТИ" рассматриваемая
модель была существенным образом усовершенствована. Внесенные уточнения касались в
основном математического описания распределений температур и напряжений в двухслойной стенке при температурных пульсациях. В работе [11] приведены результаты некоторых расчетов по уточненной модели.
2.8.7. МЕТОДЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ
И ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ
МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ КОТЛОВ
Каркас стационарного котла предназначен для восприятия нагрузок от его массы и
других нагрузок, определенных требованиями
нормативно-технической документации по
расчету каркасов, и для обеспечения требуемого взаимного расположения элементов котла.
МЕТОДЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ
Для расчета каркаса на действие статических и приведенных к ним динамических нагрузок составляется расчетная схема, учитывающая пространственное расположение его
элементов. Определение перемещений и внутренних усилий в элементах расчетной схемы
проводится с использованием программ расчета пространственных конструкций (специализированных или универсальных).
Расчетная схема каркаса котла представляет собой систему соединенных в узлах
стержневых, пластинчатых и других элементов, отражающую с необходимой точностью
деформационные и геометрические свойства
реальной конструкции, условия ее закрепления
и нагружения статически приложенными силами. Она строится на основе конструктивной
схемы, исходя из предположений и допущений
о работе конструкции и ее элементов, позволяющих упростить ее конфигурацию и выявить основные несущие элементы.
Конструктивная схема каркаса разрабатывается в виде единой пространственной
системы, по возможности симметричной, учитывающей особенности конструкции и параметры котла, требования правил эксплуатации
и производства ремонтных работ, технологию
изготовления и монтажа, местные условия
района строительства. Она включает в себя
основные расчетные элементы, обеспечивающие прочность и жесткость каркаса: колонны,
горизонтальные связи (ригели и фермы жесткости), вертикальные и наклонные связи, потолочное перекрытие.
Жесткость каркаса в плоскостях его стен
обеспечивается связями (вертикальными и
наклонными) и зависит от схемы их расположения (рис 2.8.13).
При выборе схемы расположения связей
и их проектировании необходимо учитывать
следующее:
0.0
площадь сечения связи больше значения
0,15Fкол (Fкол – площадь сечения колонны
каркаса) нецелесообразна;
чисто рамная конструкция каркаса обладает наибольшей деформативностью в горизонтальном направлении;
наибольшей жесткостью обладает перекрестная система связей;
полураскосная система связей обеспечивает жесткость около 25 % жесткости при перекрестной системе связей;
портальные связи применяются при необходимости освобождения пролета для расположения или монтажа (демонтажа) оборудования. Они обеспечивают примерно 60 % жесткости перекрестной системы связей.
Горизонтальные фермы жесткости, охватывающие каркас по периметру, устанавливаются в нескольких ярусах по высоте каркаса с
целью объединения колонн в единую пространственную систему и повышения устойчивости колонн из плоскости стены каркаса.
Фермы жесткости, предназначенные для
уменьшения расчетной длины неугловых колонн, рекомендуется устанавливать в каркасах
высотой более 20 м с интервалом 15…18 м.
На верхней отметке колонны каркаса объединяются потолочным перекрытием, которое
проектируется, как правило, в виде жесткого
диска, шарнирно опертого на колонны каркаса
или на обвязочные балки потолка (рис. 2.8.14).
Хребтовые балки рассчитываются как отдельные
шарнирные балки, промежуточные – как система перекрестных балок, жестко защемленных в
узлах соединения с хребтовыми балками.
Сечение колонн выбирается (до проведения расчета) из условия, что сжимающие напряжения от продольной силы при отсутствии
внешних горизонтальных воздействий составляют 150…180 МПа, а в остальных случаях –
130…160 МПа. Способ закрепления опорных
узлов колонн (шарнирное опирание или жесткое защемление) указывается в проектной документации, в частности, в задании на проектирование фундаментов. Опорный узел показан на
рис. 2.8.15.
0.0
Рис. 2.8.13. Различные конструктивные
схемы каркаса
301
Рис. 2.8.14. Фрагмент каркаса
с потолочным перекрытием
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
302
А
г
1
-
1
j
1
,_1 ...
-~ - 1
~
·–0,300
'--
1
- -·1
1
1
1
1
1
1
'
Рис. 2.8.15. Опоры колонны
В2
В2
а)
б)
Рис. 2.8.16. Узлы соединения балки и связей
с колонной:
а – сварные; б – болтовые
Горизонтальные элементы каркаса (ригели) располагают так, чтобы получить максимальный момент инерции сечения при изгибе
ригеля в плоскости стены каркаса; узел соединения ригеля с колонной в расчете принимается рамным (рис. 2.8.16). Жесткое защемление
(рамность) обеспечивается наличием горизонтальных и вертикальных соединительных накладок; нижняя треугольная косынка в расчете
не учитывается, так как является элементом
монтажного столика.
Наклонные связи соединяются с колоннами при помощи вертикальных накладок,
обеспечивающих шарнирное соединение связи
с колонной.
Элементы каркаса и потолочного перекрытия соединяются между собой в узлах,
обеспечивая геометрическую неизменяемость
каркаса.
Узлы соединения, выполняемые на заводе,
рекомендуется проектировать сварными; монтажные соединения выполняют сварными
(рис. 2.8.16, а) или на болтах (рис. 2.8.16, б).
Для колонн, длина которых превышает
допустимый отправочный габарит, разработаны монтажные стыки.
Расчет каркаса котла на все виды нагружений с проверкой несущей способности элементов производится в соответствии с требованиями РТМ 108.031.09–83, при этом:
нормативные величины нагрузок, действующих на каркас, коэффициенты перегрузок
и расчетные сочетания следует определять на
основе рекомендаций ОСТ 108.031.107–78
МЕТОДЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ
«Нормы нагрузок на каркасы» и СНиП 2.01.07–85
«Нагрузки и воздействия»;
коэффициенты условий работы принимаются 0,9 для несущих элементов каркаса и
потолочного перекрытия, обеспечивающих
прочность и жесткость конструкции, а также
для ответственных расчетных элементов, повреждение одного из которых может вызвать
аварийную ситуацию; 1,0 для всех остальных
расчетных элементов.
Относительные прогибы элементов каркаса котла от нормативных нагрузок не должны превышать:
1/400 для главных (хребтовых) балок и
ригелей потолочного перекрытия; для ригелей
несущих барабаны котла в вертикальном и
горизонтальном направлениях при двухопорной конструкции;
1/300 для ригелей и балок водяного экономайзера; для ригелей рам, несущих обмуровку, в вертикальном направлении;
1/250 для второстепенных балок потолочного перекрытия и для ригелей рам, несущих
обмуровку, в горизонтальном направлении;
1/200 для ригелей рам, не несущих обмуровки, в вертикальном и горизонтальном направлениях, а также для ригелей и балок трубчатых воздухоподогревателей.
В процессе эксплуатации при нарушении
условий и режимов эксплуатации каркас котла
подвергается нерасчетным воздействиям (температурному воздействию при разрушении
обмуровки; повышению давления в топке и
газоходах котла, превышающему расчетное
значение; коррозии металла, приводящей к
утонению металла и, следовательно, к превышению допустимых значений напряжений в
несущих элементах каркаса и др.).
Для обеспечения надежной и безопасной
эксплуатации котла проводится техническое
освидетельствование его металлоконструкций.
Техническому освидетельствованию подлежат:
несущие элементы каркаса и потолочного перекрытия, обеспечивающие прочность и
жесткость конструкции (колонны, ригели, связи, хребтовые балки, обвязочные балки потолочного перекрытия); ответственные расчетные элементы, повреждение одного из которых может вызвать аварийную ситуацию;
другие расчетные элементы, повреждения одного из которых не отражается на безопасной эксплуатации котла в целом (пояса
303
жесткости, элементы обшивки и бункера, фасонки ферм).
В котлах без несущего каркаса (самоопорных) техническому освидетельствованию
подлежат опорные узлы поверхностей нагрева,
коллекторов и барабанов.
Техническое освидетельствование металлоконструкций котла проводится:
первичное – до пуска котла в работу после монтажа;
периодическое – не реже одного раза в
8 лет одновременно с освидетельствованием
элементов котла, работающих под давлением;
внеочередное – по истечении нормативного (назначенного) срока службы котла при
его техническом диагностировании; при проведении реконструкции котла; в случаях взрывов
(хлопков) в топке и (или) газоходах; после аварии в результате воздействия высоких температур на металлоконструкции вследствие неисправности обмуровки или при пожаре; после
землетрясений и других стихийных бедствий.
Металлоконструкции котла считаются
пригодными к дальнейшей эксплуатации, если
по результатам технического освидетельствования подтверждается, что состояние основных элементов и сварных соединений каркаса
удовлетворяет требованиям действующих в
этой части нормативно-технической документации и нормативным показателям.
Остаточные деформации в элементах
конструкции свидетельствуют о частичном
исчерпании пластического ресурса материала
и снижении величины предельной пластичности в зоне повреждения. При определенном
уровне пластических деформаций материал
поврежденного участка становится непригодным к дальнейшей эксплуатации и требуется
его замена. В этом случае рекомендуется заменить поврежденный участок, расположенный
между двумя соседними узлами конструкции.
Если остаточные деформации ниже предельного уровня, поврежденный элемент подлежит восстановлению с последующим усилением.
Критерием оценки повреждаемости элемента является параметр пластической податливости e: отношение остаточной деформации
волокна к предельной упругой;
e = (δ − δ y ) δ y ,
/
где δ – деформация растяжения волокна при
изгибе; δ y – предельная упругая деформация
элемента.
304
Глава 2.8. ПРОЧНОСТЬ И РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
Для основных несущих элементов каркаса и потолочного перекрытия (колонн, ригелей
и балок) допустимое значение e = 30, для всех
остальных элементов e = 50.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Нормы расчета на прочность котельных агрегатов // ЦКТИ кн. 17. М.: Машгиз,
1950.
2. Нормы расчета элементов паровых
котлов на прочность // ЦКТИ кн. 31. М.: Машгиз, 1956.
3. Нормы расчета элементов паровых
котлов на прочность. М.: Недра, 1966.
4. Судаков А.В., Трофимов А.С. Задачи нестационарного тепломассопереноса. М.:
ЗАО "Издательство Атомэнергоиздат", 2005.
232 с.
5. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. ПНАЭ Г-7-002-86. М.: Энергоатомиздат, 1989.
6. Руководство по расчету на прочность оборудования и трубопроводов реакторных установок РБМК и ВВЭР на стадии эксплуатации. РД ЭО 0330-01. М.: 2001.
7. Судаков А.В., Словцов С.В. Ресурс
элементов энергетического оборудования при
напряжениях, вызванных пульсациями температур // Тр. ОАО "НПО ЦКТИ". Вып. 293,
СПб.: 2004. С. 147 – 157.
8. Коган Д.М., Журавлев Л.С. Коррозия труб паровых котлов в условиях действия
теплосмен // Теплоэнергетика. 1960. № 2.
С. 60 – 66.
9. Малыгин А.Ф., Некрасов А.В., Терещенко А.Г. Возможность оценки коррозионно-термоусталостного повреждения материалов в условиях температурных пульсаций в
пароводяной среде // Вопросы судостроения.
Металловедение. 1977. Вып. 24. С. 61 – 68.
10. Bartrack H., Lippold A. Siedekrise
und Strömung – sinstaвilität als Schadeвnsursache
in
Zwangsdurchströmten
Verdampfereizeizflächen // Energietechik. 1977. Sf.
27.
№
4.
Р 148 – 155.
11. Судаков А.В. Пульсации температур и
долговечность энергооборудования // Тр. ОАО
"НПО ЦКТИ". Вып. 293. СПб.: 2004. С. 76 – 92.
12. Маркман Л.С., Сергачев Г.А. Методы расчета на прочность и техническое диагностирование металлоконструкций котлов //
Тр. НПО ЦКТИ. Вып. 287. 2002. С. 113 – 126.
Раздел 3
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Глава 3.1
СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ
ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Системы приготовления твердого топлива должны обеспечивать надежную работу
котельных установок, способствовать их унификации по топливу, снижению габаритных
размеров и металлоемкости, быть надежными,
простыми, экономичными и взрывобезопасными, иметь минимальные капитальные затраты и затраты на ремонт, включать в себя минимальную номенклатуру оборудования, обеспечивать выполнение непрерывно ужесточающихся требований защиты окружающей
среды.
3.1.1. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ СИСТЕМ
Системы приготовления твердого топлива подразделяют на индивидуальные и центральные.
Выбор варианта оптимальной системы
топливоприготовления должен проводиться с
учетом способа сжигания топлива, типа топочного устройства, тепловой мощности котельной установки, экологической обстановки
в районе сооружаемого объекта.
В индивидуальных системах приготовление твердого топлива осуществляется непосредственно у котла, а сушка и транспортирование готового к сжиганию топлива проводятся горячим инертным газом или воздухом,
подаваемым из котельной установки. Индивидуальные системы приготовления твердого
топлива по составу входящего в них оборудования подразделяют на системы с прямым
вдуванием и с промежуточным бункером, а по
месту сброса сушильно-транспортирующего
агента – на замкнутые и разомкнутые.
Индивидуальные замкнутые системы.
В индивидуальных системах с прямым вдуванием готовое топливо и отработавший сушильный агент из мельницы через делители
или углеконцентраторы подводятся непосред-
ственно к горелкам котла. В зависимости от
вида топлива и его абразивных свойств системы оснащены мельницами-вентиляторами,
среднеходными, молотковыми и шаровыми
барабанными мельницами.
Системы приготовления топлива с
мельницами-вентиляторами обеспечивают:
простоту и надежность работы современных топок с низкотемпературным сжиганием
пылевидного топлива с минимальным образованием оксидов азота и удалением шлака в
твердом виде;
механизацию ремонта размольного оборудования;
забор сушильного агента, сушку и размол
топлива, транспортирование готового топлива
и отработавшего сушильного агента к горелкам котла в одном агрегате;
рациональное по условиям устойчивого
горения и бесшлаковочного режима топок
распределение пылегазовых потоков между
горелками различных ярусов;
максимальную взрывобезопасность.
Такие системы не пригодны для сжигания бурых углей с низшей удельной теплотой
сгорания Qir < 5 МДж/кг и малопригодны для
котлов с ЖШУ.
Приготовление угля осуществляется следующим образом (рис. 3.1.1, б). В результате
создаваемого рабочим колесом мельницы-вентилятора 1 вакуума горячие топочные газы
через газозаборное окно 17 поступают в газозаборную шахту 16, в верхней части которой
выполнен воздуховод 15 для присадки подогретого воздуха или газов рециркуляции из
газового тракта котла. Присадка воздуха или
газов необходима для регулирования начальной температуры сушильного агента.
Исходное топливо из бункера угля 10 питателем 8 по течке 7 подается в устройство 5
нисходящей сушки, в которой проводится его
предварительная сушка газами, охлаждающимися до 500 °С. Топливо с газами поступает в
мельницу-вентилятор 1, в которой производятся
306
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
10
3 11
15 13 14 16 17
18
19
9
8
20
21
7
6
5
4
2
1
22
23
а)
3 12 15 13
16 17 18
19
7
6
20
5
21
4
2
1
22
23
б)
Рис. 3.1.1. Индивидуальные замкнутые системы
с мельницей-вентилятором (прямое вдувание):
а – с пылеконцентратором; б – с делителем пыли;
1 – мельница-вентилятор с сепаратором;
2 – линия возврата недомолотого топлива;
3 – ремонтно-регулирующий шибер;
4 – отключающий шибер; 5 – устройство
нисходящей сушки; 6 – водяная форсунка;
7 – течка угля с мигалками; 8 – питатель угля;
9 – отсекающий шибер; 10 – бункер угля;
11 – пылеконцентратор; 12 – делитель пыли;
13 – основная горелка; 14 – сбросная горелка;
15 – воздуховод для присадки горячего воздуха;
16 – газозаборная шахта; 17 – газозаборное окно;
18 – котел; 19 – дутьевой вентилятор;
20 – воздухоподогреватель; 21 – газоход
дымовых газов; 22 – воздухопровод;
23 – дымосос рециркуляции газов
размол и глубокая подсушка топлива. Из
мельницы-вентилятора поток молотого угля и
газа направляется в сепаратор 12, крупные
частицы угля осаждаются в сепарационной
камере и возвращаются в мельницу-вентилятор по течке 2. Готовый уголь из сепаратора
поступает в делитель 12, а затем в пылеконцентратор 11, в котором происходит разделение исходной смеси на сильно- и слабозапыленные потоки.
Высококонцентрированная пылегазовая
смесь поступает в основную горелку 13, а слабозапыленный поток – в сбросную горелку 14.
Применяют также системы, в которых
первым по ходу движения смеси располагается
пылеконцентратор 11 (рис. 3.1.1, б), после которого высококонцентрированная смесь поступает в делитель, обеспечивающий ее равномерное распределение по основным горелкам, а слабозапыленный поток подается в
сбросную горелку. В переходных режимах
работы системы, а также в случае "зависания"
топлива предусмотрено впрыскивание воды в
устройство нисходящей сушки при помощи
форсунки 6. Такие системы применяют как с
пылеконцентратором, так и без него.
Изменение производительности мельницы-вентилятора осуществляют регулированием вентиляции мельницы по линии внутренней
рециркуляции 2 или изменением частоты вращения электродвигателя.
Системы приготовления твердого топлива с прямым вдуванием, сушкой горячим воздухом и молотковыми мельницами в настоящее
время находят ограниченное применение. При
необходимости в системе устанавливается
делитель 2 готового топлива (рис. 3.1.2).
Варианты систем приготовления твердого топлива со среднеходными мельницами
приведены на рис. 3.1.3. Среднеходные мельницы имеют повышенный срок службы размольных устройств и полностью исключают
присосы холодного воздуха.
Наиболее экономичной из них является
система приготовления твердого топлива с
прямым вдуванием, сушкой горячим воздухом,
работающая под давлением, с минимальным
удельным расходом электроэнергии на размол.
Уголь из бункера 6 сырого угля питателем 4 подается в среднеходную мельницу 1
(рис. 3.1.3, а). В качестве сушильного агента
используется горячий воздух, который подается мельничным вентилятором 12. Поток молотого угля с воздухом направляется в сепаратор
мельницы, а затем в делитель пыли 2, который
равномерно распределяет смесь по горелкам 9
котла. Для регулирования температуры горячего воздуха предусмотрена присадка холодного воздуха по специальным трубопроводам.
Для исключения пыления в уплотнения мельницы воздуходувкой 16 подается воздух.
Такая же система может также использоваться для работы под разрежением. Для регулирования температуры горячего воздуха в
системе под разрежением используется клапан
присадки холодного воздуха.
307
ОСНОВНЫЕ ВИДЫ СИСТЕМ
7
6
5
3
10
11
7
6
5
13
12
14
18
4
2 8
10
12
13
14
18
4
17
8
17
16
1
9
1
15
16
9
15
а)
б)
Рис. 3.1.2. Индивидуальная замкнутая система с молотковой мельницей (прямое вдувание):
а – с пылеконцентратором; б – с делителем пыли; 1 – молотковая мельница с сепаратором; 2 – делитель пыли;
3 – пылеконцентратор; 4 – течка сырого топлива с мигалками; 5 – питатель угля; 6 – отсекающий шибер;
7 – бункер угля; 8 – отключающий шибер; 9 – запорно-регулирующие клапаны; 10 – основная горелка;
11 – сбросная горелка; 12 – котел; 13 – дутьевой вентилятор; 14 – воздухоподогреватель;
15 – линия холодного воздуха на уплотнение и аварийную присадку;
16 – линия слабоподогретого воздуха; 17 – линия горячего воздуха; 18 – газоход дымовых газов
6
2
7
9
10
5
6
11
13
12
14
15
4
3
1
2 7
9
10
11
5
4
15
3
1
8
17
8
16
18
8
16
а)
б)
6
7 19 2
9
10
11
5
17
4
15
3
1
8
в)
Рис. 3.1.3. Индивидуальные замкнутые системы со среднеходной мельницей (прямое вдувание):
а – под давлением без вентилятора горячего дутья (ВГД); б – под давлением с ВГД; в – под разрежением;
1 – среднеходная мельница с сепаратором; 2 – делитель пыли; 3 – течка сырого топлива с мигалками;
4 – питатель угля; 5 – отсекающий шибер; 6 – бункер угля; 7 – отсекающий шибер;
8 – запорно-регулирующий клапан; 9 – горелки; 10 – котел; 11 – дутьевой вентилятор;
12 – дутьевой вентилятор первичного воздуха; 13 – воздухоподогреватель вторичного воздуха;
14 – воздухоподогреватель первичного воздуха; 15 – газоход дымовых газов;
16 – воздуходувка уплотняющего воздуха; 17 – воздухоподогреватель;
18 – вентилятор горячего дутья
308
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Замкнутые системы приготовления твердого топлива с промежуточным бункером,
сушкой горячим воздухом и шаровыми барабанными мельницами отличаются следующим:
наиболее благоприятными условиями для
сжигания низкореакционных топлив путем возможности отделения от отработавшего сушильного агента 80...90 % размолотого угля с последующей подачей его горячим воздухом через
основные горелки в зону активного горения;
наименьшей, по сравнению с системой
прямого вдувания, зависимостью работы топочного и горелочного устройств при отключении мельниц;
универсальностью и надежностью работы шаровых барабанных мельниц.
Топливо из бункера 7 угля питателем 5
подается в устройство 3 нисходящей сушки
9 8
2 1314
12
11
9
(рис. 3.1.4, а, б). Воздух дутьевым вентилятором 21 подводится в воздухоподогреватель 22
и по воздухопроводу подается в устройство 3
нисходящей сушки, где охлаждается до температуры, обеспечивающей надежную работу
подшипников мельницы. Топливо после предварительной сушки поступает в шаровую барабанную мельницу 1, размалывается и сушится. В сепараторе 2 происходит отделение
крупных кусков топлива, которые возвращаются в шаровую барабанную мельницу. Перекидной шибер 9 подает неразмолотые куски
или непосредственно в мельницу 1 или в питатель 5. Подача сухого неразмолотого топлива в
питатель осуществляется при необходимости
увеличения сыпучести исходного топлива в
случае его повышенной влажности для исключения замазывания питателя.
9 8
20
24
11
9 12
20
21
21
7
7
22
23
6
5
4
2 1314
22
23
6
5
4
3
3
1
1
10 17 15 18
10 17 15 18
а)
9 8 2
14 13 12 11 9 17
20 22 21
б)
7
6
23
5
4
3
10
1
16 15 19
18
в)
Рис. 3.1.4. Индивидуальные замкнутые системы пылеприготовления с шаровой барабанной мельницей:
а – с воздушной сушкой с транспортом пыли сушильным агентом; б – с сушкой смесью горячего воздуха и
дымовых газов с транспортом пыли сушильным агентом; в – с воздушной сушкой с транспортом пыли горячим
воздухом и сбросом сушильного агента в топку; 1 – шаровая барабанная мельница; 2 – сепаратор;
3 – устройство нисходящей сушки; 4 – течка топлива с мигалками; 5 – питатель топлива; 6 – отсекающий шибер;
7 – бункер угля; 8 – течка возврата из сепаратора; 9 – перекидной шибер; 10 – клапан присадки холодного
воздуха; 11 – циклон; 12 – шнек; 13 – бункер пыли; 14 – питатель пыли; 15 – смеситель; 16 – вентилятор
горячего воздуха; 17 – мельничный вентилятор; 18 – основная горелка; 19 – сбросная горелка; 20 – котел;
21 – дутьевой вентилятор; 22 – воздухоподогреватель; 23 – газопровод дымовых газов
309
ОСНОВНЫЕ ВИДЫ СИСТЕМ
Смесь размолотого угля с воздухом из
сепаратора поступает в циклон 11. Основная
масса угля через перекидной шибер 9 под собственным весом стекает в бункер 13 дробленого угля. Перекидным шибером 9 можно подавать поток угля и на шнек 12, который транспортирует молотый уголь в бункеры других
котлов. Удаление водяных паров из бункера и
шнека осуществляется с помощью трубопроводов влагоотсоса.
Из бункера 13 готовое топливо питателем
14 подается в смеситель 15, перемешивается с
первичным воздухом и поступает в горелки 18.
Слабозапыленный воздушный поток из циклона 11 направляется в мельничный вентилятор
17, а затем в горелки 18. Для регулирования
начальной температуры сушильного агента на
входе в мельницу предусмотрена линия рециркуляции отработанного сушильного агента.
Защита системы от взрывов обеспечивается
взрывными клапанами, установленными по
тракту. Для исключения присосов в трактах на
спуске предусмотрены клапаны-мигалки.
Отработанный сушильный агент мельничным вентилятором 17 по коробу сбросного
воздуха может подаваться в сбросную горелку
19 (рис. 3.1.4, в), расположенную выше основной зоны горения. В отдельных случаях для
регулирования начальной температуры сушильного агента применяют присадку уходящих газов котла, которые дымососом рециркуляции подаются на вход в мельницу 1.
7
15
10
22
Замкнутые системы приготовления бурых углей типа канско-ачинских с легкоплавкой золой с промежуточным бункером, сушкой топочными газами и молотковыми мельницами сложны, отличаются повышенной
взрывоопасностью при работе на высокореакционных бурых углях и к применению не рекомендуются.
Индивидуальные разомкнутые системы. В индивидуальных разомкнутых системах
приготовления твердого топлива сброс сушильного агента производится в атмосферу
или газоход за конвективными поверхностями
нагрева котла (рис. 3.1.5). Эти системы позволяют достичь максимальной унификации конструкции котлов независимо от влажности Wп
топлива. Они обеспечивают сжигание в топках
бурых углей с Qir = 3,3...4,2 МДж/кг и Wп =
= 14...18 кг ⋅ %/кДж.
При сжигании высоковлажных ( Wt r >
> 40 %) высокореакционных (Vr > 50 %) бурых
углей в топках с твердым шлакоудалением
применяют разомкнутые системы без промежуточного бункера. Отработавший сушильный
агент (30...40 %) вместе с углем (60...70 %)
поступает в топку. Остальная часть сушильного агента (60...70 %), очищенного в циклонах и
открытых угольных электрофильтрах, сбрасывается в атмосферу. Уловленное топливо направляется в топку котла.
7
17
15
10
22
17
5
5
4
21
13
2
3
2
24
6
6
4
21
13
3
1
8
18
9
16 11 12 14 19
а)
20
1
8
9
23 11 12 14 19
20
б)
Рис. 3.1.5. Индивидуальные разомкнутые системы с газовой сушкой топлива
при высокой концентрации готовой пыли в транспортирующем воздухе:
а – под давлением; б – под разрежением; 1 – мельница с сепаратором; 2 – течка топлива с мигалками;
3 – питатель угля; 4 – отсекающий шибер; 5 – бункер угля; 6 – клапан присадки холодного воздуха; 7 – циклон;
8 – бункер; 9 – питатель пыли; 10 – мельничный вентилятор; 11 – горелка; 12 – котел; 13 – дутьевой
вентилятор; 14 – воздухоподогреватель; 15 – батарейный пылеуловитель; 16 – смеситель; 17 – санитарная
ступень очистки; 18 – воздуходувка; 19 – золоуловитель; 20 – дымосос; 21 – линия влагоотсоса;
22 – линия рециркуляции; 23 – паровой эжектор; 24 – газоход дымовых газов
310
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Центральная разомкнутая система.
В центральной разомкнутой системе приготовление твердого топлива осуществляется в
отдельных устройствах, не связанных с котлом
по сушильно-транспортирующему агенту, а
готовое топливо направляется к любому котлу
ТЭС. Центральная разомкнутая система отличается большими капитальными, эксплуатационными и ремонтными затратами, сложностью, взрывоопасностью и недостаточной надежностью оборудования.
В системах приготовления с центральной
сушкой (сушильных заводах) сушка топлива
осуществляется до его размола вне котла.
Особенности транспортирования готового топлива. Основными требованиями,
предъявляемыми к системам по транспортированию готового топлива к котлам, являются
высокая надежность и равномерность дозирования. Различают два вида неравномерности
дозирования: статическую и динамическую.
Статическая неравномерность распределения готового топлива по горелкам обусловлена следующим: колебаниями частоты вращения питателей; неправильным положением
регулирующих органов; различным сопротивлением топливопроводов; неодинаковым состоянием дозирующих элементов питателей.
Статическая неравномерность приводит к нарушению оптимальных избытков воздуха в
горелках и режима горения, к температурным
и концентрационным перекосам и шлакованию
в топке.
Динамическая неравномерность пылепитания связана с неудовлетворительной работой
бункера готового топлива и циклона и приводит к увеличению потерь теплоты с механическим недожогом и уходящими газами.
В системах приготовления твердого топлива прямого вдувания транспортирование его
к горелкам котла осуществляется отработавшим сушильным агентом: воздухом, топочными газами или их смесью. Основными элементами системы подачи готового топлива к горелкам являются: пылепроводы, пылераспределители, пылеконцентраторы.
В системах с промежуточным бункером
готовое топливо транспортируется либо отработавшим сушильным агентом (воздухом,
топочными газами или их смесью), либо горячим воздухом от дутьевого вентилятора или
вентилятора горячего дутья. Основными элементами системы подачи готового топлива к
горелкам котла являются: промежуточный
бункер, питатели, смесители, топливопроводы
и короба горячего воздуха. Скорость потока в
топливопроводах поддерживается не менее
25 м/с для предотвращения отложений в
них. Во избежание отложений топлива его
концентрация в потоке не должна превышать
µ = 0,5...1,0 кг/кг. Такая система подачи готового топлива в топку имеет следующие недостатки:
ограниченную возможность уменьшения
расхода первичного воздуха при изменении
нагрузки котла нижним пределом скорости
смеси угля и воздуха;
большую металлоемкость топливопроводов;
большое сопротивление тракта первичного воздуха, вследствие чего в ряде случаев
требуется установка специальных вентиляторов горячего дутья, что повышает расход электроэнергии на дутье до 4 кВт ⋅ ч/т;
локальную концентрацию топлива вблизи горелок, что ухудшает его перемешивание с
воздухом в горелках и приводит к сепарации
на под топки;
различную длину топливопроводов, особенно при встречных горелках в топке, что
исключает равномерное распределение топлива по горелкам;
интенсивное изнашивание топливопроводов.
Перечисленные недостатки отсутствуют
в системах с высокой концентрацией топлива в
транспортирующем воздухе. Такое транспортирование осуществляют под давлением и
вакуумом (разрежением).
Готовое топливо высокой концентрации
транспортируется под давлением воздухом,
подаваемым воздуходувкой. На 30...50 кг молотого угля приходится 1 кг воздуха. Диаметр
топливопровода составляет 60...80 мм, расход
транспортирующего воздуха 0,1...0,3 % общего
расхода на горение. В таких системах перемешивание топлива с первичным воздухом происходит в горелочном устройстве посредством
распыливания высококонцентрированной аэросмеси; упрощается компоновка котельной
установки, снижается ее стоимость, так как
отсутствует необходимость в сооружении громоздких топливопроводов; сокращается протяженность воздухопроводов горячего дутья и
тракта первичного воздуха, вследствие чего
его сопротивление приближается к сопротивлению тракта вторичного воздуха, в широких
пределах можно изменять долю первичного
воздуха в зависимости от условий горения.
311
МЕЛЬНИЦЫ
Системы с высокой концентрацией угля в
транспортирующем потоке под давлением
имеют следующие недостатки: пульсацию в
пылепроводах,
вызывающую
повышение
пульсации горения в топке; уменьшение производительности питателей на 15...20 % ввиду
роста давления в течке питателя угля; повышенную взрывоопасность при работе на высокореакционных углях.
Транспортирование топлива высокой
концентрации под вакуумом обеспечивается
паровыми эжекторами, установленными в горелках. Под питателем молотого угля помещают смесительное устройство для смешивания его с воздухом. В горелке смесь угля с
воздухом распыливается паром и разгоняется
до скорости 20...30 м/с. На выходе из эжектора
в зависимости от конструкции горелки используют различные насадки, позволяющие изменять угол раскрытия и дальнобойность смеси.
Системы транспортирования готового
топлива высокой концентрации под вакуумом
кроме перечисленных преимуществ систем,
работающих под давлением, отличаются следующим: лучшими санитарно-гигиеническими
условиями в котельном цехе; большим на 20 %
полезным объемом бункера; увеличенным
диапазоном регулирования; уменьшенной
взрывоопасностью системы; улучшенными
условиями смесеобразования в горелках. Недостатком рассмотренной системы являются
потери пара.
3.1.2. МЕЛЬНИЦЫ
Основная классификация мельниц, применяемых в системах приготовления твердого
топлива для котельных установок, проводится
по частоте вращения, при которой происходит
размол:
быстроходные – мельницы-вентиляторы,
молотковые мельницы;
среднеходные – валковые, торовые, шаровые мельницы;
тихоходные – шаровые барабанные
мельницы.
В быстроходных мельницах размол топлива происходит в основном в результате удара, в среднеходных – вследствие раздавливания и истирания, в тихоходных – при комбинации удара и истирания.
Мельницы-вентиляторы. Их применяют для размола канско-ачинских, дальневосточных, башкирских и других бурых углей, а
также каменных углей, торфа и лигнина (отходов гидролизной промышленности). Коэффициент размолоспособности этих топлив
Gr1 = 1...2,5, влажность W r = 30...60 %, зольность Аr = 10...40 %, низшая удельная теплота
сгорания Qir = 5,88...15,5 МДж/кг. Мельницы-
вентиляторы устанавливают для котлов как
малой паропроизводительности (50...75 т/ч),
так и средней (200...500 т/ч) и большой
(640...2500 т/ч). В отечественных котельных
установках применяют мельницы-вентиляторы, разработанные ОАО "НПО ЦКТИ" и ОАО
"Тяжмаш". За рубежом мельницы-вентиляторы
выпускают в основном фирмы ЕVТ (по лицензиям этой фирмы в других странах) и Дойче
Бабкок (Германия).
Профиль улитки мельницы-вентилятора
характеризуется раскрытием спирального корпуса (рис. 3.1.6). По нему корпусы мельницвентиляторов делят на два основных типа:
типа S (рис. 3.1.6, а) – более закрытые улитки с
малым зазором А между наружном диаметром
D колеса и внутренней поверхностью улитки,
относительное раскрытие улиток А/D ≤ 0,25;
типа N (рис. 3.1.6, б) – улитки с большим зазором А между наружным диаметром колеса и
внутренней поверхностью корпуса улитки,
отношение А/D ≥ 0,35.
Мельницы-вентиляторы типа N применяют для размола топлив с W r ≥ 50 %, а
типа S – для размола каменных углей с W r =
= 10...15 % и бурых углей с умеренной влажностью W r = 20...35 %. Для размола топлив с
W r = 35...50 % в зависимости от зольности,
физико-химических свойств топлива и тепловой мощности котельной установки выбирают
тот или иной тип мельниц.
ОАО "Тяжмаш" выпускает мельницывентиляторы типа N производительностью
по березовскому бурому углю 12,5...70 т/ч
(рис. 3.1.7, табл. 3.1.1), фирма ЕVТ – мельницы-вентиляторы типа N производительностью
по рейнскому бурому углю 11...200 т/ч
(табл. 3.1.2) и типа S производительностью
по каменному углю 9...70 т/ч (рис. 3.1.8,
табл. 3.1.3).
а)
б)
Рис. 3.1.6. Типы мельниц-вентиляторов
312
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
8
7
6
а)
б)
Рис. 3.1.7. Мельница-вентилятор МВЗЗОО:
1 – подводящий патрубок; 2 – отсечной шибер; 3 – течка возврата; 4 – инерционный сепаратор;
5 – блок подшипников; 6 – улиточный корпус; 7 – неподвижные лопатки сепаратора;
8 – подвижная лопатка сепаратора; 9 – рабочее колесо
3.1.1. Характеристика отечественных мельниц-вентиляторов типа N
МВЗЗОО/
800/500
МВ2700/
650/600
МВ2120/
600/750
МВ1600/
400/1000
70
35
25
12,5
3300
2700
2120
1600
800
650
600
400
Частота вращения вала электродвигателя, мин
490
590
740
980
Установленная мощность электродвигателя, кВт
800
630
400
250
Параметры
Производительность при размоле
канско-ачинских бурых углей с Gr = 1,2, т/ч
Диаметр ротора, мм
Ширина лопаток, мм
–1
П р и м е ч а н и е . В обозначении мельницы-вентилятора первая группа цифр – диаметр ротора, мм;
вторая – ширина рабочей лопатки, мм; третья – синхронная частота вращения ротора, мин–1.
3.1.2. Характеристика мельниц-вентиляторов типа N фирмы ЕVТ
Параметры
400.42
270.45
220.45
170.50
120.60
80.75
60.100
26.150
Производительность по
рейнскому бурому углю
c Gr = 1,8, т/ч
200
135
110
85
60
40
30
11
Диаметр ротора, мм
4100
3600
3400
3200
2700
2120
1600
1100
Частота вращения, мин
420
450
450
500
600
750
1000
1500
Установленная мощность
электродвигателя, кВт
1550
1035
–
650
460
380
280
120
–1
П р и м е ч а н и е . В обозначении мельницы-вентилятора первая группа цифр (до точки) – производительность мельницы, тыс. м3/ч; вторая группа цифр (после точки) – частота вращения вала электродвигателя,
–1
мин , деленная на 10.
313
МЕЛЬНИЦЫ
7
4
3
6
2
5
9
1
Рис. 3.1.8. Мельница-вентилятор типа S фирмы ЕVТ (обозначения см. рис. 3.1.7)
3.1.3. Характеристика мельниц-вентиляторов типа S фирмы ЕVТ
Параметры
70.42
45.50
25.60
16.75
9.100
70
45
25
16
9
Диаметр ротора, мм
3800
3400
2700
2120
1600
Частота вращения, мин–1
420
500
600
750
1000
Установленная мощность двигателя, кВт
1750
1000
560
380
225
Производительность по каменному углю, т/ч
При вращении рабочего колеса 9 осуществляется размол топлива лопатками и обеспечивается транспортирование готового топлива
сушильным агентом через тракт системы (см.
рис. 3.1.7). Рабочее колесо расположено в улиточном корпусе 6 мельницы-вентилятора.
На рабочем колесе расположены радиальные размольные лопатки. Улиточный корпус 6 представляет собой упрощенную спираль Архимеда. Внутренняя часть корпуса
бронирована износостойкими стальными плитами. Блок сферических роликовых подшипников 5 является опорной конструкцией консольно закрепленного рабочего колеса на приводном валу. Сепаратор 4 инерционного типа
обеспечивает выдачу угля требуемого гранулометрического состава (обычно R90 = 40...60 %,
R100 = 0,5...2 %). Подводящий патрубок 1 является промежуточным звеном между корпусом
мельницы-вентилятора и газозаборной шахтой.
Через него в мельницу-вентилятор поступают
топливо и сушильный агент. Отсечной шибер
2 с переходным патрубком предназначен для
отключения мельницы-вентилятора от газозаборной шахты для обеспечения безопасности и
доступа в мельницу для производства ремонтных работ.
Для замены изношенных роторов для
группы мельниц-вентиляторов поставляется
специальный съемник, который монтируется
314
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
на самоходном автопогрузчике. Время замены
изношенного ротора на работающей котельной
установке составляет примерно 4 ч.
Молотковые мельницы. По способу
подвода газовоздушной смеси их выполняют
аксиальными, тангенциальными и комбинированными. Они предназначены для размола
бурых и каменных углей, сланца, торфа.
Мельница состоит из корпуса 1 с рамой
(рис. 3.1.9), ротора 2 с билами, сепаратора 5,
опорного и опорно-упорного подшипников,
соединительной муфты, электродвигателя.
Мельница для размола бурых углей имеет
инерционный сепаратор, а для размола каменных – центробежный.
Мельницы с полыми охлаждаемыми водой валами допускают подачу сушильного
агента с температурой, приведенной ниже.
Конструкция мельниц с ротором диаметром Dр ≤ 1500 мм допускает работу под
давлением не более 6 кПа, а с диаметром
Dр ≥ 2000 мм – не более 10 кПа.
Система жидкостного циркуляционного
смазывания подшипников предусматривается
только в мельнице с ротором диаметром 2 м и
частотой вращения 750 мин–1.
Мельницы оснащают различными билами (рис. 3.1.10): унифицированными наплавленными и литыми, П-, Г-, S-, С-образными.
Масса бил составляет 5,6...14,2 кг, материал
бил – углеродистая сталь с износостойкой наплавкой или марганцовистая сталь. Удельный
расход металла бил приведен ниже, г/т.
Диаметр ротора, м ………..
Температура сушильного
агента, °С, менее …………
Производительность отечественных молотковых мельниц по бурому углю составляет
3…80 т/ч (табл. 3.1.4).
1,5
1,3
1,0
450
400
350
Каменный уголь …………………………..
Бурый уголь ……………………………….
Торф, сланцы ……………………………...
60…240
20…90
10…45
I
4
5
4
III
II
5
3
IV
V
II
III
IV
V
3
1
2
а)
б)
1
2
Рис. 3.1.9. Молотковая тангенциальная мельница ММТ 1300/2030/750 для различных углей:
а – бурых; б – каменных; 1 – корпус с рамой; 2 – ротор с билами; 3 – подводящий патрубок;
4 – лопатки сепаратора; 5 – сепаратор; I – готовый уголь; II – уголь;
III – сушильный агент; IV – пар; V – вода
3.1.4. Характеристика
Параметры
1000/
470/
1000
1000/
470/
l000K
1000/
950/
1000
1
1
0,47
0,47
молотковых тангенциальных мельниц типа МТТ
1000/
950/
1300/
1310/
l000K
1300/
1310/
750
1300/
2030/
750К
1300/
2030/
750
1
1
0,95
0,95
1500/
1910/
750К
1500/
1910/
750
1,3
1,3
1,3
1,3
1,31
1,31
2,03
2,03
2000/
2590/
750/
(600)
(600К)
1,5
2
2
2,6
2,51
2,59
2,59
2,65
1500/
2510
750К
1500/
2510/
750
1,5
1,5
1,5
1,91
1,91
2,51
750К
2000/
2590/
750/
2600/
2550/
(бООК)
Длина ротора, мм:
средняя
по наружным граням
крайних бил
Расчетная частота вращения вала,
мин- 1
980
980
980
980
740
740
740
740
740
740
740
740
745
745
590
Окружная скорость бил, м/с
51,4
51,4
51,4
51,4
50,4
50,4
50,4
50,4
58,2
58,2
58,2
58,2
78,1
78,1
80,4
4
4
8
8
11
11
17
17
16
16
21
21
20
20
16
Число рядов по длине ротора
4х4
4х4
4х8
4х8
Максимальное число бил
16
16
32
32
44
44
68
68
96
96
126
126
120
120
128
Мощность электродвигателя, кВт
45
45
110
110
160
160
250
250
320
320
400
400
800/
(630)
800
(630)
1250
350
350
350
350
400
400
400
400
450
450
450
450
450
450
450
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
10
10
10
3,15
1,8'
6,30
3,55'
10,8
5,6'
16
9'
22,4
12,6'
28
16,5'
45,0
(40,0)
63"
25'
(20')
50'
80"
третья
-
4
х
11
4
х
11
4
х
17
4
х
17
6
х
16 6
х
21 6
х
21 6
х
20 6
х
20 8 х 16
МЕЛЬНИЦЫ
Число бил в рядах
Максимальная температура
сушильного агента,
0С
Допускаемое давление
сушильного агента перед
мельницей, кПа
Номинальная производительность по бурому углю
(W= 33 %, Gr=
R90 = 55 %), т/ч
1,7,R5
=20 %,
синхронная частота вращения,
315
• Экибастузский уголь (Gr = 1,35, R 5 = 29 %, R 90 = 15 %).
"Назаровский уголь (Gr = l,l,R 5 = 20 %, R 90 = 60 %).
П р и м е ч а н и я . 1. В обозначении молотковых мельниц первая группа цифр - диаметр ротора, мм; вторая - длина, мм;
мин-!; буква К - для каменного угля.
2. Мельницы с диаметром ротора 2 м могут комплектоваться электродвигателями с синхронной частотой вращения 600 мин-1.
316
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
16
а)
б)
в)
г)
д)
е)
ж)
Рис. 3.1.10. Била молотковых мельниц:
а – унифицированные наплавленные; б – унифицированные литые; в, г – П-образные;
д – Г-образные; е – S-образные; ж – С-образные
Среднеходные мельницы предназначены для систем приготовления твердого топлива котельных установок, работающих на каменных углях и промпродуктах углеобогащения с коэффициентом размолоспособности
Gr1 ≥ 1,1, с крупностью кусков исходного топлива 25...80 мм. Предельная крупность исходного топлива определяется размерами валков и
влажностью Wt r ≤ 20 %.
Среднеходные мельницы используют в
системах приготовления твердого топлива с
прямым вдуванием, они могут работать как
под вакуумом, так и под давлением. Среднеходная мельница МВС-140А состоит из следующих основных узлов (рис. 3.1.11): корпуса
1, размольного стола 8 с приводом, нескольких
валков 7 с механизмом прижатия газораспределительного устройства (лопаточного венца),
центробежного сепаратора 6, течки подачи
топлива и газоподводящих патрубков.
Мельница имеет цилиндрический сварной герметичный корпус с патрубками и течкой ввода топлива, газов, вывода пылегазовой
смеси и люками для осмотров и ремонта мельницы. Размольный стол 8 представляет собой
вращающуюся вокруг вертикальной оси тарелку с распределительным конусом в центре и
размольной дорожкой, футерованной плитами
из износостойких материалов на периферии
тарелки. Стол опирается на упорный секционный гидродинамический подшипник скольжения или на вал редуктора.
Привод размольного стола состоит из
электродвигателя и коническо-цилиндрического редуктора. Мельницы большой производительности могут оснащаться безредукторным
приводом на базе тихоходного синхронного
электродвигателя с вертикальным расположением оси ротора, установленным непосредственно под размольным столом.
Валки среднеходных мельниц имеют
различную форму и размеры. В современных
среднеходных мельницах валки имеют форму
усеченного конуса, шара или тора. Они могут
снабжаться смазочной системой и системой
охлаждения подшипникового узла валков.
Устройства нажатия валков выполняют
индивидуальными на каждый валок или общими для всех валков. Приводы прижимных
механизмов пружинно-винтовые, гидравлические или гидропневматические. Газораспределительное устройство среднеходной мельницы
состоит из камеры и соплового аппарата. Сопловой аппарат для продувки топлива, выходящего из-под валков, выполняется однощелевым, многощелевым или с наклонными соплами. Сепараторы среднеходных мельниц обычно воздушно-проходные с регулирующими
лопатками и мигалками для выпуска крупки на
размольныи стол. Устройство подачи топлива
в мельницу состоит из вертикальной или наклонной течки, телескопического компенсатора и конического раструба.
В среднеходных мельницах осуществляются измельчение, сушка и распределение
твердого топлива. Измельчение происходит в
основном вследствие раздавливания топлива
между вращающимся столом и катящимися по
поверхности размольной дорожки стола валками различной формы, а также истирания
кусков между собой при их сжатии. Подача
кусков топлива под валок происходит под действием гравитационной и центробежной сил.
Удаление размолотого топлива происходит в результате выдавливания измельченных
кусков на периферию стола под действием центробежной силы и сброса их в газовый поток,
выходящий из газораспределительного аппарата, расположенного на периферии размольного стола. Продувка горячего газа через слой
сброшенного со стола измельченного топлива позволяет одновременно осуществлять
3 __
lll IIIY
I
W"
7
МЕЛЬНИЦЫ
;~~i·.·t:i.ilirl1/~:-;~:~:~·~1!Ы:.:i:;~~:~-;~~-}i/;::~.~--
а)
6)
Рис.
а
е
-
-
МПС-2650; в
Среднеходные валковые мельницы:
- типа ММ фирмы Леше; д - типа ВМ фирмы Штейн-И~щустри;
1 - корпус; 2 - лопаточный газораспределительный аппарат; 3 - механизм нажатия;
4 - механизм крепления валков; 5 - лопатка сепаратора; 6 - сепаратор; 7 - рабочий валок; 8 - размольный стол с приводом;
1- молотый уголь; 11 и 111- масло; IV - воздух к уплотнениям; V - уголь; VI - сушильный агент
-
МВС-140А; б
3.1.11.
типа ВМ фирмы Фостор-Уиллер; ж
-
-
типа ВМ фирмы Раймо~щ; г
типа Е фирмы Бабкок-Вилькокс;
317
1
5
5~
7
2
?1-И~
8
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
3.1.11. Продолжение
Рис.
t
д)
г)
в)
V
318
4~
3
I
Jv
1·
I
t i
V
6
5
4
МЕЛЬНИЦЫ
3
·2
1
е)
ж)
3.1.11.
Окончание
319
Рис.
320
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
его сушку и транспортирование. В сепараторе
измельченное топливо делится на готовое и
крупку. Крупка из сепаратора через затворы
возвращается в центральную зону размольного
стола на слой топлива.
Среднеходные мельницы широко применяют в мировой энергетике, их выпускают
многие фирмы, что обусловило разнообразие
их конструктивного исполнения и технических
характеристик (табл. 3.1.5 – 3.1.14).
Основными достоинствами среднеходных мельниц являются низкий удельный расход электроэнергии (5...14 кВт⋅ч/т) на измельчение, малые габаритные размеры установок,
небольшой удельный износ размольных элементов (12...29 г/т), а основными недостатками – высокая чувствительность к попаданию
металлических и трудноизмельчаемых включений в топливо, что требует тщательной очистки топлива от инородных включений, а также высокая трудоемкость ремонтных восстановительных работ.
Шаровые барабанные мельницы. Шаровые барабанные мельницы предназначены
для измельчения и сушки антрацитов, каменных углей с коэффициентом размолоспособности Gr1 < 1,1 и некоторых сортов абразивных
бурых углей. Мельницы могут работать как
под вакуумом, так и под давлением в системах
приготовления твердого топлива с прямым
вдуванием и с промежуточным бункером молотого угля.
Шаровая барабанная мельница состоит
из следующих основных узлов (рис. 3.1.12):
барабана 5, привода вращения барабана, мелющих тел, входного 1 и выходного 7 патрубков с уплотнениями, опорного и упорноопорного подшипников 6 с полыми цапфами.
Барабан 5 мельницы обычно имеет цилиндрическую форму с днищем в виде усеченного конуса. Рабочая поверхность барабана
футерована броневыми плитами 3 из износостойкого материала. Броневые плиты имеют
различную форму рабочей поверхности, обес2
3
4 5
6
1
Рис. 3.1.12. Шаровая барабанная мельница
7
печивающую сцепление смеси шаров и топлива с барабаном. Определяющими размерами
барабана являются его диаметр и длина. Шаровые барабанные мельницы для измельчения
углей выпускают с отношением длины барабана к его диаметру 1...3,5.
Привод вращения барабана имеет зубчатый венец 2, закрепленный на барабане, подвенцовую шестерню, редуктор и быстроходный электродвигатель. При использовании
тихоходных двигателей привод состоит из
венцовой и подвенцовой зубчатых пар и тихоходного электродвигателя. Некоторые фирмы
применяют безредукторные приводы от синхронных кольцевых электродвигателей с ротором, установленным непосредственно на барабане мельницы, и кольцевым статором, охватывающим ротор мельницы с барабаном. Частота вращения барабана мельницы составляет
12...25 мин–1.
Барабан мельницы заполнен мелющими
телами, имеющими форму шара, цилиндра,
усеченного конуса и др. Шары изготовляют
методом ковки или штамповки из конструкционных и низколегированных инструментальных сталей с последующей термообработкой.
Барабан заполнен мелющими телами на
15...35 % объема барабана.
Соединение вращающегося барабана с
топливовоздухопроводами осуществляется с
помощью горловин с установленными на них
уплотнениями. Для мельниц, работающих под
вакуумом, используют простые сальниковые
уплотнения или пылегрязезащитные манжеты.
Мельницы, работающие под давлением, оснащают уплотнительными комплексами, содержащими сальниковые и манжетные уплотнения, камеры принудительного наддува воздуха, сопловой или щелевой продувочный аппарат и другие устройства, обеспечивающие
надежную защиту уплотнений от попадания на
трущиеся поверхности пыли и грязи.
Горловины выполняют такой конфигурации, которая обеспечивает минимальное аэродинамическое сопротивление и исключает
возможность отложений угля и пыли.
В качестве опор барабана используют
подшипники скольжения с одним или четырьмя вкладышами. Подшипники скольжения с
четырьмя вкладышами изготовляют двух видов: гидростатические и гидродинамические с
принудительной подачей масла под высоким
(до 5 МПа) давлением. Подшипники имеют
систему водяного охлаждения. Выпускают
также мельницы с опорами барабана на подшипниках качения.
3.1.5. Характеристика
среднеходных валковых мельниц типа МВС
90А
105А
125А
140А
180
2650
4,5
6,5
11,5
16
25*
12**
12,06
16,946
22,941
33,950
76,9
250
0,9
1,05
1,25
1,4
1,8
2,65
валка
0,69
0,8
0,95
1,07
1,36
2,06
сепаратора
1,65
2
2,4
-
-
-
2
2
2
2
2
3
18,82
15,27
16,56
19,45
18,5
-
78,2
64,6
59,48
50,6
40,2
-
9.. .13
15 ... 22
24 ... 34
36 ... 52
16 ... 28
104,4
АОШ-91-4
АОЗ-315М-6
АОЗ-400М-6
ДАЗО 12-55-6М-41
ДАЗО 13-320-42-8М
АНЗ-2-16-57-643
75
132
200
320
320
1600
1480
985
990
990
-
1000
220/380
380/660
6000
6000/3000
6000
6000
0,53
1,12
2,140
3,6
3,9
Параметры
Производительность по тощему
углю с
Gr1 = 1,5 и R90 = 12 %,
т/ч
Масса,т
Диаметр, м:
размольного стола
Число валков
Частота вращения размольного
стола, мин- 1
МЕЛЬНИЦЫ
Передаточное число редуктора
Расход сушильного агента,
подаваемого при температуре
250 °С, тыс. м 3/ч
Электродвигатель:
тип
мощность, кВт
частота вращения,
напряжение, В
Масса,т
мин- 1
-
• Для экибастузского угля с Gr1 = 1,35, R 90 = 12 %, W' = 8 % и R 5 = 20 %.
= 1,6, R90 = 10 %, W' = 15 %, Ad = 21,2 %.
321
"Для кузнецкого угля марки СС с Gr1
Параметры
322
3.1.6. Характеристика
шаровых среднеходных мельниц типа МКМ
6
8
12
ЕМ-70
25
30
55
3
6
8
12
14
25
33
55
4,14
8,3
11
16,6
22,2
24,5
45
73
размольного кольца
0,75
1
1,12
1,39
1,575
2,12
2,49
3,24
шара
0,32
0,42
0,42
0,53
0,53
0,65
0,75
0,98
7
7
8
8
9110
10
10
10
75
60
63
54
49,2
40
37
30
48
58,4
115
Производительность, т/ч
Расход сушильного агента, тыс. м 3/ч
Диаметр, м:
Число шаров
Частота вращения стола, мин- 1
Масса,т
-
-
2
-
Габаритные размеры, м
-
-
-
-
28
55
75
125
Мощность электродвигателя, кВт
4,86
х
2,7
160
х
4,77
6х4
х
5,06
200
7,23
х
4,3
х
400
-
6,545
-
500
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
3
3.1. 7.
Частота
Производи-
Тип
Характеристика валковых мельниц фирмы Леше типа ММ
Диаметр, м
тельность,
т/ч
Число
вращения
валков
стола,
Масса
Габаритные размеры
Тип
(высотах длинах ширина), м
редуктора
мин- 1
стола
валка
3,3
4,6
6,4
10,5
13,0
16,0
22
100
120
0,84
0,94
0,04
0,24
0,34
0,43
0,63
2,7
2,8
0,56
0,63
0,75
0,85
0,95
1,06
1,18
1,35
1,4
2
2
2
2
2
2
2
4
4
135
3
1,5
160
180
210
30
42
45
54
3,2
3,4
3,6
1,83
2
2,1
2,3
2420
25
20
2720
3840
4040
4340
4540
4840
5040
65
72
82
240
280
320
370
440
500
75
-
63
53
9,6
14,5
16,7
24,5
-
-
49
45
35,1
50,2
-
-
-
-
4
-
-
1,6
1,7
1,8
1,32
1,5
1,5
1,7
4
4
4
2
2
2
2
-
-
2,4
1,7
2,5
2,7
3,8
4
4,3
4,5
0,48
5
2
2
1,9
2
2,15
2,25
2,4
2,5
2,77 х 1,67 х 1,57
3,15 х 1,92 х 1,74
3,49 х 2,22 х 1,87
3,86 х 2,52 х 2,25
4,3 х 2,86 х 2,66
4,54 х 3,08 х 2,7
5,69 х 3,56 х 3,15
х
х
6,56
6,8
х
6,8
12,2 х 7
13,5 х 7,6
14,7 х 8,46
6,49 х 4,51
7,37 х 4,95
х
х
7
7,6
8,46
3,46
3,82
х
4,54
11,8
для мельницы и
вентилятора
х
-
-
-
-
40
-
-
-
2
-
152
2
2
4
4
4
4
4
4
34
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
12,95 х 8,55 х 8,55
13,4 х 9,15 х 9,15
14,75 х 9,82 х 9,82
15,25 х 10 х 10
16,95 х 10,9 х 10,9
17,55 х 11,65 х 11,65
х
х
цилиндрический
х
5,69
270
390
1000
1200
1400
Без редуктора
Коническоцилиндрический
-
7,93
60
90
110
180
-
Коническо-
-
11,38 х 6,56
Коническоцилиндрический
кВт
1600
1900
2100
300
400
450
560
МЕЛЬНИЦЫ
8
9
10
12
13
14
16
2740
2840
30
40
32
40
3440
3640
1820
2020
2120
2320
Мощность
электродвигателя,
Только для мельницы
8,7
9,25
х
600
х-х4,7
6,54
х
4,98
Без редуктора
323
750
850
2400
2800
3200
3700
4400
5000
324
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
3.1.8. Характеристика валковых среднеходных мельниц типа ВМ фирмы ЕVТ
Параметры
Диаметр стола, м
Частота вращения,
мин–1
352
372
0,89
0,94 1,143 1,245 1,346 1,448 1,550
–
453
–
–
Частота вращения
электродвигателя,
мин–1
493
533
104
–
573
–
613
–
633
1,6
120
1500
673
713
733
753
1,702 1,803 1,854 1,905
78
80
–
–
1000
Мощность электродвигателя, кВт
43
60
95
150
190
195
230
270
300
355
375
405
Масса, т
8,2
10,4
16,2
22,9
29
33,2
38,3
41,5
46,8
56,8
56,8
56,8
Номинальная
производительность, т/ч
2,5
3,5
5,5
8
11
12
15
17
19
24,5
24,5
26,5
3.1.9. Характеристика мельниц типов RР, RРS и РS фирмы ЕVТ
Тип
Производительность,
т/ч
Диаметр
стола,
м
Масса
мельницы,
т
Мощность электродвигателя, кВт
RP
RPS
PS
403
4,6
1,02
–
50
70
75
483
8,5
1,22
15
80
115
125
523
11
1,32
19
–
–
–
543
12
1,38
–
110
170
185
563
13,5
1,43
22
–
–
–
583
15
1,48
23,5
135
215
230
603
17
1,53
25,5
–
–
–
623
18,5
1,58
28
160
260
275
643
20
1,63
–
175
280
300
663
22
1,68
33,5
–
–
–
683
24
1,73
–
210
335
355
703
26
1,78
44
230
365
385
723
28
1,83
45
250
395
420
743
31
1,88
46
–
–
–
783
33,5
1,98
–
295
470
500
823
42
2,09
–
370
590
626
883
51,5
2,24
–
450
720
765
983
72
2,5
–
620
1015
1090
1003
77
2,54
–
650
1100
1185
1043
90
2,64
–
650
–
–
1083
105
–
–
890
1500
1600
325
МЕЛЬНИЦЫ
3.1.10. Характеристика валковых мельниц фирмы Дойче Бабкок типа МРS
Тип
Производительность, т/ч
32
Диаметр, м
Тип
Производительность, т/ч
стола
валка
0,8
0,48
0,3
140
40
1,5
0,54
0,32
50
2,5
0,65
0,4
63
3
0,8
0,48
72
4,5
0,92
80
6
1,02
Диаметр, м
стола
валка
25
1,9
1
160
32
2,1
1,25
170
36
2,2
1,31
180
40
2,35
1,4
0,56
190
44
2,5
1,6
0,61
2250
55
2,8
1,7
90
8
1,15
0,7
2350
60
2,9
1,8
100
10
1,3
0,8
2650
75
3,4
2,05
112
12,5
1,45
0,9
3150
110
4,15
2,55
125
20
1,6
1
3750
160
4,75
2,9
3.1.11. Характеристика шаровых среднеходных мельниц фирмы Бабкок–Вилькокс
Диаметр, м
шара
Масса
мельницы,
т
Габаритные размеры, м
Мощность
электродвигателя,
кВт
0,66
0,237
12,19
3,06 × 1,870 × 1,473
25
3,56
0,89
0,237
14,22
3,359 × 1,870 × 1,829
39
Е/38
4,06
0,965
0,267
16,26
3,569 × 1,870 × 2,032
44
Е/44
5,69
1,12
0,267
18,29
3,632 × 1,870 × 2,134
60
Е/50
6,81
1,27
0,267
26,42
4,368 × 3 × 2,286
69
Е/53
7,62
1,345
0,267
28,45
4,699 × 3 × 2,362
78
Е/56
8,23
1,425
0,267
30,48
4,775 × 3 × 2,515
83
Е/64
9,95
1,625
0,267
34,54
5,664 × 3 × 2,845
97
Е/70
11,27
1,775
0,267
36,58
5,054 × 6,4 × 3,048
107
Е/50/7
8,63
1,19
–
28,45
4,368 × 6,4 × 2,286
65
Е/56/50
9,35
1,27
–
32,51
4,775 × 6,4 × 2,515
71
Е/64/60
12,19
1,525
–
36,58
5,664 × 6,4 × 2,845
92
Е/70/62
14,73
1,575
0,530
45,72
5,054 × 6,4 × 3,048
110
7Е
17,27
1,775
0,530
47,24
4,489 × 5,7 × 2,692
129
8,5Е
27,43
2,160
0,650
67,06
5,029 × 6,4 × 3,238
205
10Е
40,64
2,540
0,770
106,68
5,956 × 8,1 × 3,962
303
12Е
64,00
3,050
–
162,56
8,750 × 10,2 × 4,787
477
Тип
Производительность,
т/ч
размольного
кольца
Е/26
2,23
Е/35
326
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
3.1.12. Характеристика валковых мельниц типа ВМ фирм Раймонд и Штейн-Индустри
Параметры
623
663
703
723
743
783
803
863
923
1023
Производительность,
т/ч
18,5
22
26,2
28,5
31
36
39,5
48,5
59
84
29
34
39
42,5
46,5
–
59,5
72
88
–
Диаметр стола, м
1,58
1,68
1,78
1,83
1,88
1,98
2,04
2,18
2,34
2,6
Мощность электродвигателя, кВт
350
450
500
500
600
700
750
900
1150
–
Расход сушильного
агента, 103 м3/ч
3.1.13. Характеристика шаровых среднеходных мельниц фирмы Бабкок–Вилькокс типа Е
Диаметр, м
Тип
Производительность,
т/ч
Расход
сушильного
агента,
м3/ч
размольного
кольца
(средний)
шара
Число
шаров
Частота
вращения
стола,
мин–1
Мощность
электродвигателя,
кВт
21
–
–
19
–
–
0,534
0,192
8
–
–
0,483
0,192
7
–
–
23
–
–
0,585
0,237
7
–
–
26
2,6
2,86
0,660
0,237
8
167
49,0
29
3,1
3,55
0,737
0,237
9
158
58,5
32
3,6
4,32
0,812
0,237
10
–
67,5
35
4,2
5,17
0,889
0,237
11
144
76,5
38
4,6
6,1
0,965
0,267
10
125
85,0
41
5,0
7,1
1,040
0,267
11
117
92,0
44
5,4
9,1
1,118
0,267
12
107
108
47
6,3
9,35
1,194
0,267
13
108
110
50
6,7
10,6
1,270
0,267
14
100
130
53
7,5
11,9
1,346
0,267
15
–
139
56
8,3
13,4
1,425
0,267
16
98,5
147
64
10,0
17,4
1,625
0,267
–
93
–
70
11,5
20,7
1,775
0,267
–
90
400
76
13,3
–
–
0,267
–
–
450
3.1.14. Характеристика валковых мельниц фирмы Фостор–Уилер типа МВ
Параметры
145
155
165
175
185
195
Производительность по углю
(Gr1 = 1,2 и R90 = 16 %), т/ч
3
4,5
6
7,5
11
15
3...5
4...7
6...10
8...13
12...17
16...22
25
35
45
55
75
100
Расход сушильного агента,
тыс. м3/ч
Мощность электродвигателя,
кВт
327
СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
Продолжение табл. 3.14
Параметры
205
215
225
235
245
Производительность по углю
(Gr1 = 1,2 и R90 = 16 %), т/ч
19
25
33
46
64
20...30
27...38
37...50
50...69
69...90
130
175
240
340
450
Расход сушильного агента,
тыс. м3/ч
Мощность электродвигателя,
кВт
Измельчение кусков угля в этих мельницах происходит в основном ударом мелющих
тел по частицам твердого топлива, а также
раздавливанием при движении шаров и топлива по круговым траекториям и истиранием при
межслоевом проскальзывании.
Подача топлива и возврат крупных кусков из сепаратора в барабан мельницы осуществляются через полую цапфу барабана мельницы. Удаление измельченного топлива происходит вместе с газами, продуваемыми через
барабан мельницы, которые одновременно
сушат измельченное топливо.
Шаровые барабанные мельницы отличаются высокой надежностью и простотой обслуживания, нечувствительностью к попаданию в барабан металлических и трудноразмалываемых включений, возможностью измельчения топлив до мелкодисперсного состояния
независимо от его абразивности. Основными
недостатками шаровых барабанных мельниц
являются: высокий удельный расход электроэнергии на измельчение (до 32 кВт ⋅ ч/т), высокий удельный износ размольных элементов
(до 400 г/т(ч)), большие габаритные размеры и
масса.
Производительность шаровых барабанных
мельниц по АШ достигает 50 т/ч (табл. 3.1.15).
3.1.3. СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
Система газораспределения включает
наружные газопроводы поселений (городских,
сельских и других поселений), в том числе
межпоселковые, от выходного отключающего
устройства газораспределительной станции
(ГРС) или иного источника газа, до вводного
газопровода к объекту газопотребления. В газораспределительную сеть входят сооружения на
газопроводах, средства электрохимической
защиты, газорегуляторные пункты, шкафные
регуляторные пункты, система автоматизиро-
ванного управления технологическим процессом распределения газа (АСУ ТП РГ).
Система газопотребления включает
сеть внутренних газопроводов, газовое оборудование, систему автоматики безопасности и
регулирования процесса сгорания газа, газоиспользующее оборудование, здания и сооружения, размещенные на одной производственной
территории (площадке).
Газоиспользующее оборудование (установка) – оборудование, в технологическом
процессе которого используется газ в качестве
топлива. К нему относятся котлы, турбины,
печи, газопоршневые двигатели, технологические линии и другое оборудование.
Проектирование систем газораспределения и газопотребления выполняется в соответствии с требованиями ПБ 12-529–2003 "Правила безопасности систем газораспределения и
газопотребления", СНиП 42-01–2002 "Газораспределительные системы", СП 42-102–2004
"Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб".
Газорегуляторные пункты и установки. Для снижения давления газа и поддержания его в заданных параметрах в газораспределительных сетях предусматривают газорегуляторные пункты (ГРП), в том числе блочные
(ГРПБ), шкафные регуляторные пункты
(ШРП) и газорегуляторные установки (ГРУ).
В ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ предусматривают, как правило, установку следующего:
фильтра; предохранительного запорного клапана (ПЗК); регулятора давления газа; предохранительного сбросного клапана (ПСК); запорной арматуры; контрольно-измерительных
приборов (КИП); приборов учета расхода газа
(при необходимости); обводного газопровода
(байпаса) с установкой последовательно двух
отключающих устройств и продувочного трубопровода между ними на случай ремонта
оборудования.
Параметры
328
3.1.15. Характеристика
шаровых барабанных мельниц типа ШБМ
220/330
350/390
287/410
287/410
320/570
370/850
6
10
12
16
25
50
линии выступов брони)
2,2
2,5
2,87
2,87
3,2
3,7
длина (внутренняя)
3,3
3,9
4,1
4.7
3,2
3,7
21,8
20,6
19,21
19,21
17,8
17,6
8,54
8,083
7,586
6,586
9,385
5,67
33,739
36,565
38,51
38,51
41,48
-
0,75
0,8
0,9
0,9
1,2
1,55
14
20
30
35
54
100
17 ... 24
27
42
-
70
125
АОЗ-400-842
ДАЗО4-14-49-841
ДАЗО4-14-49-841
ДАЗО2-17-44-841
СДМЗ-2-22-34-6094
200
400
500
800
1600
0,380/0,460
6
6
6
6
750
750
750
744
100
2
3,35
3,7
8,15
43,95
27
59,1
61,84
99
17
Производительность по АШ
Размеры барабана, м:
диаметр (по средней
Частота вращения барабана,
мин- 1
Передаточное число:
передачи венец-шестерня
общее
Диаметр патрубков, м
Масса шаров, т, не более
Расход воздуха на вентиляцию,
тыс. м 3/ч
Электродвигатель:
тип
мощность, кВт
напряжение, кВ
частота вращения, мин
масса, т
Масса, т
-1
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
с Gr1 = 0,95, R90 = 7 % и
Rs = 20 %, т/ч
СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
Второе по ходу газа отключающее устройство должно обеспечивать его плавное
регулирование. Выбор регулятора давления
производится по максимальному расчетному
расходу газа потребителями и требуемому
перепаду давлений. Пропускную способность
регулятора давления следует принимать на
15…20 % больше максимального расчетного
расхода газа, а выходное давление в пределах
не более 10 % номинального.
Типовая схема ГРП приведена на
рис. 3.1.13.
Запорная, регулирующая арматура,
предохранительные устройства. Газопроводы для обеспечения безопасной эксплуатации
оснащаются запорной и регулирующей арматурой, предохранительными устройствами,
средствами защиты, автоматизации, блокировок и измерения.
Перед горелками газоиспользующих установок должна предусматриваться установка
автоматических быстродействующих ПЗК с
герметичностью затвора класса А и временем
закрытия до 1 с.
На трубопроводах безопасности должны
устанавливаться автоматические быстродействующие ПЗК типа НО со временем открытия
до 1 с.
Количество и места размещения запорной и регулирующей арматуры, предохранительных устройств, средств защиты, автоматизации, блокировок и измерения должны обеспечивать безопасную эксплуатацию газоиспользующего оборудования в период его работы без
вмешательства обслуживающего персонала, а
329
также удобное обслуживание и ремонт газопроводов и газового оборудования (технических
устройств) в соответствии с ПБ 12-529–03.
Запорная арматура на наружных газопроводах может устанавливаться в колодцах или
без них (в киосках).
Конструкция запорной, регулирующей
арматуры, предохранительных устройств, приборов защиты электрических цепей, автоматики безопасности, блокировок и измерений,
должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации, согласованной с Ростехнадзором.
Внутренние газопроводы и газоиспользующие установки. Внутренние газопроводы выполняются из металлических труб, как
правило, на сварке. Присоединение к газопроводам газового оборудования, КИП, газогорелочных устройств переносного, передвижного
и временного газового оборудования разрешается предусматривать гибкими рукавами,
предназначенными для этих целей с учетом
стойкости их к транспортируемому газу, давлению и температуре.
Соединения труб должны быть неразъемными. Разъемные соединения разрешаются
в местах присоединения газового оборудования газоиспользующих установок, арматуры и
КИП, а также на газопроводах обвязки газового оборудования и газоиспользующих установок, если это предусмотрено документацией.
Газопроводы должны иметь систему
продувочных газопроводов с отключающими
устройствами и штуцерами для отбора проб в
местах, определенных проектом.
9
8
7
6
2
11
12 IJ
I
Рис. 3.1.13. Схема ГРП:
1, 3, 6, 8, 9, 12 – задвижки; 2 – диафрагма расходомера газа; 4 – фильтр; 5 – предохранительный клапан;
7 – регулятор давления; 10 – импульсное устройство к предохранительному клапану и регулятору давления;
11, 13 – манометры; 14 – термометр; I – газопровод высокого давления; II – к котлу
330
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Каждая горелка должна быть оснащена
защитно-запальным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим факел у горелки в режиме розжига, и селективный контроль факела горелки во
всех режимах работы котла, включая режим
розжига. Управление ЗЗУ должно быть дистанционным со щита управления котлом, а
также с площадки обслуживания управления
горелок. Врезка газопровода к ЗЗУ горелок для
газоиспользующих установок должна быть
выполнена до ПЗК.
Газопроводы газоиспользующих установок с горелками единичной тепловой мощностью свыше 1,2 МВт должны быть оборудованы по ходу газа двумя, располагаемыми по-
следовательно ПЗК, автоматическим отключающим устройством, установленным между
ними, связанным с атмосферой, обеспечивающим автоматическую проверку герметичности
затворов ПЗК перед запуском (розжигом) и
регулирующим устройством перед горелкой.
Типовая схема газопроводов природного
газа в пределах котла приведена на рис. 3.1.14.
Автоматика безопасности и регулирования. Газоиспользующие установки должны оснащаться системой технологических защит, прекращающих подачу газа в следующих случаях:
погасания факела горелки;
отклонения давления газа перед горелкой
за пределы области устойчивой работы;
tJ
Рис. 3.1.14. Схема газопроводов природного газа котла:
1 – продувочная свеча газопровода и газового оборудования; 2 – свеча снятия давления для открытия
защитного клапана при установке или снятии заглушки; 3 – главная задвижка с электроручным приводом
подачи газа к котлу; 4 – фланцевая заглушка; 5 – штуцер подачи сжатого воздуха для освобождения
газопровода от газа; 6 – газовый отсечной клапан; 7, 8 – диафрагма для измерения расхода газа соответственно
основного и растопочного; 9, 10 – регулирующий клапан расхода газа соответственно основного и
растопочного; 11 – газопровод в пределах котла; 12а, 12б, 12в – горелка соответственно двухпоточная (по газу)
с раздельным подводом газа к каждому каналу, двухпоточная с общим подводом газа и однопоточная;
13 – свеча безопасности; 14 – электромагнитный клапан; 15 – газопровод ЗЗУ; 16, 17 – соответственно
трубопровод продувки и продувочная свеча отводов к основным горелкам; 18 – продувочная свеча
газопроводов ЗЗУ; 19 – штуцер отбора пробы газа; 20 – магистральный трубопровод; 21 – трубопровод малого
расхода; 22, 24, 25, 26 – запорная арматура с электроприводом; 23, 27 – задвижка с электроприводом;
28 – резьбовая заглушка; 29 – дренаж газопровода
331
МАЗУТНОЕ ХОЗЯЙСТВО
понижения давления воздуха ниже допустимого (для двухпроводных горелок);
уменьшения разрежения в топке (кроме
топок, работающих под наддувом);
прекращения подачи электроэнергии или
исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления и
средствах измерения.
Каждая газоиспользующая установка
должна быть оснащена блокировкой, исключающей подачу газа в топку при отсутствии
факела на ЗЗУ.
Автоматика безопасности при ее отключении или неисправности должна блокировать
возможность подачи газа на газоиспользующую установку в ручном режиме.
3.1.4. МАЗУТНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Мазутное хозяйство включает приемносливные устройства мазутохранилища (приемные и основные емкости), мазутонасосную
(с насосами, подогревателями, фильтрами),
паромазутопроводы, установки для приема,
хранения и ввода жидких присадок, а также
систем пожаротушения (рис. 3.1.15). Оно
должно соответствовать правилам промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов ПБ 09-560–03.
Жидкое топливо в котельных установках
может использоваться как основное, сезонное
и резервное. Мазутные хозяйства подразделяются на основные и растопочные. Основное
мазутное хозяйство предназначено для работы
ТЭС или котельной только на мазуте, мазуте и
газе или мазуте в качестве резервного топлива.
Растопочные мазутные хозяйства применяют
для котлов, работающих на твердых топливах
(пылеугольных), а также только на ТЭС для
растопки котлов и подсвечивания факела в
топке.
Схемы мазутного хозяйства, зависящие
от давления топлива перед форсунками котлов,
подразделяются на двухступенчатые – с насосами и мазутонасосной первого и второго
подъема и одноступенчатые – с одной ступенью
насосов. В двухступенчатых схемах прокачка
мазута через котельную осуществляется насосами второго подъема. В задачу насосов первого подъема входит прокачка топлива из основных резервуаров через подогреватели и фильтры тонкой очистки на всас насосов второго
подъема, а также подача топлива через рециркуляционную линию в основные резервуары.
В одноступенчатых схемах прокачка топлива из
основных резервуаров через фильтры тонкой
очистки и подогреватели через котельную с
рециркуляцией обратно в основные емкости
осуществляется одной ступенью насосов.
5
3
4
2
8
6
7
1
Рис. 3.1.15. Схема мазутного хозяйства с наземным мазутохранилищем:
1 – фильтр грубой очистки; 2, 8 – фильтры тонкой очистки; 3 – подогреватель; 4 – паровой коллектор;
5 – железнодорожная цистерна; 6 – приемные емкости; 7 – мазутохранилище
332
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Применяется также схема мазутопроводов с двухступенчатой мазутной насосной с
выделенным контуром рециркуляции с насосами рециркуляции через подогреватели после
рециркуляционных насосов обратно в основные емкости. Одноступенчатые схемы применяются в промышленных котельных и на ТЭС
мощностью менее 250 МВт.
Мазутохранилища. Хранение мазута
производят в специальных резервуарах, которые могут быть наземными, полуподземными
и подземными. Резервуары для хранения мазута выполняют железобетонными или стальными. Довольно распространены стальные вертикальные резервуары с конусной кровлей. При
использовании мазута как основного и сезонного топлива устанавливают не менее двух
резервуаров. Если мазут применяется как резервное топливо, то возможна установка одного резервуара.
Для хранения необходимого количества
мазута на ТЭС предусматривают мазутохранилища с резервуарами вместимостью, м3: 1000,
2000 и 3000 для растопочных мазутохозяйств
(по типовому проекту растопочного мазутохозяйства для мощных электростанций); 5000
(при подаче мазута по трубопроводам), 10 000,
20 000, 30 000, 50 000 и 100 000 для основных
мазутохозяйств. В промышленный котельных
для основного или резервного топлива предусматривают железобетонные или стальные
резервуары вместимостью 25, 50, 100, 200, 400
и 1000 м3.
8
Рис. 3.1.16. Металлический вертикальный
мазутный резервуар:
1 – световой люк; 2 – вентиляционный патрубок;
3 – замерный люк; 4 – прибор для измерения уровня;
5 – люк-лаз; 6 – сифонный кран;
7 – подъемная труба; 8 – приемораздаточный
патрубок; 9 – перепускное устройство
На рис. 3.1.16 показан металлический
вертикальный мазутный резервуар, предназначенный для хранения мазута. Резервуары оборудуются устройствами для приема, подогрева
и выдачи мазута, а также приборами для измерения уровня и отбора пробы. Каждая группа
резервуаров имеет следующие общие линии:
напорную от погружных насосов приемных
емкостей, всасывающую основных насосов и
рециркуляции от циркуляционных насосов или
основных насосов. Рециркуляция способствует
лучшему перемешиванию в резервуарах, а
также подогреву его в емкостях. Отстой воды в
емкостях не предусматривается.
Разогрев мазута в резервуарах принимают, как правило, циркуляционным, допускаются местные паровые разогревающие устройства (регистры, змеевики), устанавливаемые в
районе забора мазута. При расположении
внутри резервуара парового разогревающего
устройства снаружи резервуара предусматриваются штуцеры для дренажа и воздушника с
запорными устройствами для дренирования
конденсата (при необходимости).
Температура подогрева нефтепродуктов
в резервуарах должна быть ниже температуры
вспышки их паров в закрытом тигле не менее
чем на 15 °С и не превышать 90 °С. Температура подогреваемого в резервуаре нефтепродукта должна постоянно контролироваться с
регистрацией показаний.
При подогреве нефтепродукта с помощью пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа.
Мазутонасосные. В мазутонасосную ТЭС
входят: насосное отделение, помещение щита
управления, распределительный электрический щит, камеры трансформаторов, вентиляционные установки и бытовые помещения. В
мазутонасосной на отметке 0,00 м располагают
насосы второго подъема и фильтры тонкой
очистки, на заглубленной отметке 2,10 м –
насосы первого подъема, циркуляционные
насосы, насосы конденсатные, дренажные и
загрязненных мазутом дренажей. Вне помещения мазутонасосной располагают подогреватели мазута (основные и циркуляционные),
фильтры очистки резервуаров, резервуары для
сбора конденсата, расширитель, мазутоловушку, приямок дренажей и бак загрязненных мазутом дренажей. На ТЭС устанавливается не
менее трех насосов каждой ступени (в том
числе один резервный), в мазутохозяйствах
промышленных котельных – не менее двух
(в том числе один резервный).
333
МАЗУТНОЕ ХОЗЯЙСТВО
В насосной основного мазутохозяйства
должно предусматриваться резервное оборудование: по одному основному насосу первой
и второй ступеней, один резервный подогреватель, один фильтр непрерывной очистки после
основных подогревателей, по одному насосу и
подогревателю циркуляционного подогрева.
Производительность насосов подачи топлива
должна быть не менее 110 % максимального
расхода топлива при работе всех котлов по
циркуляционной схеме и не менее 100 % по
тупиковой схеме.
Паромазутопроводы и конденсатопроводы размещаются на эстакадах или в каналах.
Все мазутопроводы на открытом воздухе имеют паровые спутники с общей изоляцией. На
мазутопроводах применяют только стальную
арматуру с коррозионно-стойкими уплотняющими поверхностями. Для разогрева в подогревателях, приемных емкостях и основных
резервуарах на ТЭС применяют пар с давлением 0,8…1,3 МПа и температурой 200…250 °С,
в промышленных котельных – с давлением
0,6…1 МПа и температурой 160…250 °С, в
отопительных котельных – с давлением 0,3…
0,6 МПа и температурой 130…160 °С. На ТЭС
конденсат пара подвергается контролю, очищается и используется в цикле станции.
При сжигании мазутов марок М40 и
М100 температура его в котельных отделениях
ТЭС поддерживается на уровне 120…135 °С,
что соответствует 2,5° ВУ, в промышленных
котельных с использованием центробежных
механических или паромеханических форсунок – на уровне 105…120 °С, что соответствует 3,5° ВУ.
Насосы. В мазутных хозяйствах ТЭС и
промышленных котельных применяют следующие насосы: шестеренные типа Ш, винтовые типа 3D (трехвинтовые), центробежные
консольные типа НК (одноступенчатые и
двухступенчатые), центробежные разъемные
типа Н (двухступенчатые и четырехступенчатые), разъемные многосекционные типа НПС
(восьмиступенчатые).
Шестеренные насосы предназначены для
перекачивания нефтепродуктов с температурой до 80 °С и используются как циркуляционные и основные насосы в промышленных
котельных, а также в качестве дренажных насосов для откачки в расходный бак или нефтеловушку мазута, скопившегося в дренажном
приямке после пропарки мазутопроводов и
другого оборудования на ТЭС. Винтовые на-
сосы перекачивают нефтепродукты с температурой до 100 °С, в мазутных хозяйствах промышленных котельных.
Центробежные консольные насосы типа
НК применяются на ТЭС в качестве основных
насосов и насосов первого подъема для перекачки нефтепродуктов с температурой до 80 и
до 200 °С, центробежные насосы типа Н –
в растопочных схемах пылеугольных котельных для перекачки нефтепродуктов с температурой до 200 °С как основные насосы, разъемные многосекционные насосы типа НПС – на
ТЭС в качестве основных насосов мазутного
хозяйства.
В мазутных хозяйствах ТЭС применяют
нефтяные насосы: погружные (подача 600 м3/ч,
давление 0,4…3,0 МПа), высоконапорные центробежные (120…200 м3/ч, 3,7…7,0 МПа).
В промышленных котельных в качестве циркуляционных насосов и насосов первого подъема используют шестеренные насосы типа Ш с
подачей 9…18 м3/ч и давлением 0,6 МПа, в
качестве насосов второго подъема – с подачей
0,9…5,8 м3/ч и давлением 2,5 МПа, а также
типа 3В (трехвинтовые) с подачей 1…7 м3/ч и
давлением 2,5 и 4 МПа.
Подогреватели мазута. Для механических и паромеханических форсунок по нормам
необходимая вязкость топлива перед форсунками составляет 2,5° ВУ, что отвечает температуре подогрева мазутов марок М100 и
М100В соответственно 135 и 125 °С, для мазутов марок М40 и М40В – 120 и 110 °С.
В промышленных котельных для форсунок горелок ГМГ-Г необходимая вязкость мазута составляет 3,0° ВУ, что соответствует
следующей температуре подогрева.
Температура
подогрева, °С …
Марка мазута …
125
М100
115
М100В
110
М40
100
М40В
Для подогрева мазута служат кожухотрубные подогреватели типа ПМ, секционные
кожухотрубные подогреватели и секционные
подогреватели типа "труба в трубе". Для замены металлоемких подогревателей типа ПМ
разработаны более компактные и менее металлоемкие кожухотрубные подогреватели из
продольно оребренных труб GVH. Пар на мазутоподогреватели для подогрева топлива поступает из отборов турбины или непосредственно от котла в промышленных котельных
(пар собственных нужд) с давлением до 1,6 МПа
и температурой до 300 °С.
334
Глава 3.1. СИСТЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
L _______ , __ _J
5
1
'+ 3 г-z--м-н---м-у
t
г--¾-1~­
~
iY
----4-----___
L ___ _
Рис. 3.1.17. Схема мазутопроводов в пределах котла:
1, 2 – запорные вентили; 3 – быстродействующий клапан; 4 – регулирующий клапан;
5, 6 – измерительные устройства; 7 – манометр; 8 – воздушный вентиль; 9 – паромеханическая форсунка;
10 – дренаж с ревизиями; 11 – обратный клапан; I – конденсат; II – пар; III – рециркуляция мазута;
IV – напорные магистрали мазута; V – в дренажный бак
Подогрев мазута для котлов ТЭС при
давлении топлива до 1 МПа производят в подогревателях с площадью поверхности нагрева
200…400 м2 и пропускной способностью 60…
240 т/ч, при давлении топлива до 4 МПа – в
подогревателях с площадью поверхности нагрева 30 и 100 м2 и пропускной способностью
15 и 30 т/ч.
Для промышленных котельных подогрев
топлива обычно осуществляют в подогревателях ПМ-25-6 с площадью поверхности нагрева
11 м2 и пропускной способностью 6 м3/ч с рабочим давлением до 2,5 МПа.
Система мазутоснабжения котла. В пределах котла рекомендуется использовать схему
мазуто- и паропроводов, показанную на рис.
3.1.17. Растопочные форсунки должны быть
оборудованы системой быстродействующих
клапанов (рис. 3.1.18). Все элементы мазутопроводов котла (трубы, арматура, фланцы и
др.) рассчитывают на давление мазута, которое
установлено проектом после насосов второго
подъема (на мазутонасосной станции и магистрали котельной) [2]. В частности, для запорных вентилей давление ру = 13,8 МПа, температура t = 570 °С и ру = 10 МПа, t = 450 °С.
1
1
1
,...L.
1
1
1
1
1
1
' "----Р.!<1-'
1·
I
fl
Рис. 3.1.18. Форсунка, оснащенная импульсными
клапанами:
1, 2 – запорные вентили; 3 – быстродействующий
клапан (импульсный); I – пар; II – мазут
Трубопроводы изготовляют из стали 20.
При расчете сечения труб максимальную скорость мазута принимают 1,5 м/с, а пара 10 м/с.
Стальные трубы, детали, фасонные части, опоры и подвески следует применять в
соответствии с нормативно-технической доку-
ХАРАКТЕР ЗОЛОШЛАКОВЫХ ОСТАТКОВ
ментацией на трубопроводы пара и горячей
воды на параметры рy = 4 МПа, t = 425 °С.
Фасонные части труб и детали должны быть
изготовлены из спокойных сталей, отводы –
обязательно гнутыми, из бесшовных труб.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Справочник по котельным установкам. Топливо. Топливоприготовление. Топки и
топочные процессы / под общ. ред. М.И. Неуймина, Т.С. Добрякова. М.: Машиностроение,
1993. 392 с.
2. Адамов В.А. Сжигание мазута в топках котлов. М.: Наука, 1989.
Глава 3.2
СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ
И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
3.2.1. ХАРАКТЕР ЗОЛОШЛАКОВЫХ
ОСТАТКОВ
При сжигании твердого топлива образуются негорючие статки – зола и шлак – золошлаковые материалы (отходы).
Зола – это порошкообразный остаток, состоящий из несгоревших составляющих топлива. Различают летучую золу – пылевидные
частицы, выносимые дымовыми газами из
топки котла, и провал – более крупные частицы золы, выпадающие в холодную воронку
котла.
Шлак – это спекшаяся или расплавленная минеральная масса, подвергшаяся преобразованию вследствие высокотемпературного
нагрева. Различают твердый шлак – частицы
золошлакового материала, удаляемые из топки
котла в твердом состоянии, и жидкий шлак –
золошлаковый материал, выводимый из топки
в жидком расплавленном состоянии и твердеющий после охлаждения в шлаковой ванне.
Фазово-минералогические исследования
состава золы различных видов топлива показывают, что основной фазой золы является
стекло. Кристаллическая фаза представлена
различными количествами кварца, гематита,
магнетита и различными силикатами кальция.
Характеристики золы, полученной в результате озоления проб угля в лабораторных условиях, несколько отличаются по физико-химическим свойствам и химическому составу от
летучей золы и шлака, образующихся в котлах.
335
Такое отличие в первую очередь определяется
температурными условиями. В топочной камере температура продуктов сгорания значительно выше, чем при озолении топлива в лабораторных условиях (около 800 °С).
Гранулометрический состав золы зависит
как от природы топлива, так и от пылеприготовления и пылесжигания. Топлива, содержащие примеси трудноразмалываемой породы,
образуют в результате размола и сжигания
более крупные частицы золы, чем топлива,
месторождениям которых сопутствуют глинистые породы. Малозольные топлива, как правило, имеют более мелкую золу, чем многозольные. Гранулометрический состав золы
зависит от степени измельчения топлива в
мельничных устройствах, являясь более мелким при размоле топлива в шаровых барабанных мельницах, а также от степени осаждения
минеральной части топлива в шлак. При увеличении выхода жидкого шлака уменьшается
размер частиц золы в результате как осаждения более крупных частиц в шлак, так и возгона в топочной камере при высоких температурах некоторых соединений минеральной части
топлива с последующей конденсацией их при
охлаждении дымовых газов. Наличие мелких
золовых частиц в продуктах сгорания является
причиной, обусловливающей в некоторых
случаях трудности очистки дымовых газов.
Гранулометрический состав летучей золы некоторых твердых топлив при различных
способах их подготовки и сжигания, приведен
в табл. 3.2.1 и табл. 3.2.2.
Под запыленностью дымовых газов
понимают выраженную в граммах массу частиц, содержащихся в 1 м3 газа при нормальных
условиях. Запыленность газов может быть
определена прямым или косвенным методами.
Прямой метод заключается в отборе пробы
запыленного газа и взвешивании осажденных
из нее частиц с последующим отнесением их
массы к единицы объема газа. Для определения запыленности газов косвенными методами
используется зависимость физических свойств
запыленного потока (степени поглощения световых и тепловых лучей, цвета, способности
воспринимать электростатический заряд и т.п.)
от концентрации пыли. При этом в большинстве случаев требуется произвести предварительную градуировку используемого для определения запыленности устройства по прямому
методу.
336
3.2.1. Гранулометрический
состав(%) летучей золы из котлов со слоевым сжиганием различных топлив
Размеры частиц, мкм
Видтошшва
ТШI топки
до
10
10 ... 20
20 ... 30
30".40
40 ... 50
50 ... 60
60 ... 86
86 ... 100
> 100
С ручным обслуживанием
3
3
4
3
4
3
7
6
67
Антрацит АРШ
С ручным обслуживанием
3
6
7
8
7
4
14
5
46
ПМЗ с подвижной решеткой
7
9
11
10
8
6
11
5
33
С механической цепной решеткой
11
9
18
7
6
5
13
4
27
С ручным обслуживанием
32
15
11
8
6
5
9
3
11
С механической цепной решеткой
6
4
9
22
18
12
15
5
9
ПМЗ с неподвижной решеткой
9
10
8
7
6
5
9
4
42
ПМЗ с решеткой обратного хода
26
18
10
7
5
4
11
2
17
С ручным обслуживанием
26
20
12
10
11
6
6
2
7
С механической цепной решеткой
6
10
10
10
8
8
10
3
35
ПМЗ с неподвижными решетками
10
9
8
7
5
4
9
4
44
ПМЗ с неподвижной решеткой
19
11
8
6
5
4
8
3
36
ПМЗ с решеткой обратного хода
16
14
10
8
7
6
11
4
24
ПМЗ с неподвижной решеткой
12
11
7
6
5
4
4
8
43
ПМЗ с решеткой обратного хода
19
14
10
8
6
4
10
4
25
8
9
8
7
6
5
12
5
40
Антрацит АШ и АРШ
Подмосковный уголь Б
Воркутинский уголь ПЖ
Донецкий уголь:
г
д
пж
ПМЗ с неподвижной решеткой
т
ПМЗ с решеткой обратного хода
17
13
10
8
7
5
10
4
26
С механической цепной решеткой
13
19
18
12
8
6
9
2
13
Торф кусковой
Пр имечание
. АК -
антрацит крупный; АРШ
-
антрацит рядовой со штыбом.
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
Антрацит АК (дробленый)
3.2.2.
Гранулометрический состав летучей золы из котлов с пылевидным сжиганием различных топлив
Доля часnщ, с размерами крупнее данного,
Уголь
Мельница
%
Размеры частиц, мкм
>5
> 15
>30
>40
>60
91,0
67,0
44,0
34,0
18,0
92,0
75,0
58,0
47,0
27,0
Кузнецкий тощий
88,0
49,0
29,0
23,0
13,0
Кемеровский уголь
92,0
62,5
40,0
30,0
16,0
Шаровая барабанная
94,0
71,0
38,0
29,7
23,0
Молотковая
94,5
75,0
54,3
46,0
33,8
93,5
71,5
46,0
37,0
24,0
89,0
57,5
34,0
26,0
14,0
Молотковая
95,0
68,0
40,5
30,5
18,0
Интинский
Молотковая
92,5
63,0
25,0
16,0
8,0
Среднеходная
92,5
66,0
39,0
30,0
19,0
Воркутинский
Молотковая
90,5
57,0
25,0
13,0
5,0
Среднеходная
90,5
57,0
26,0
19,0
1,0
96,5
83,0
53,0
38,0
26,0
95,0
69,0
35,0
23,0
11,0
Канский
96,0
77,0
47,0
34,0
18,0
Фрезерный торф
88,0
72,0
56,0
47,0
34,0
Донецкий:
АШ
Экибастузский уголь
Челябинский бурый
Шаровая барабанная
Шаровая барабанная
Подмосковный бурый
Челябинский бурый
Подмосковный бурый
Ленинский
Александрийский
Молотковая
ХАРАКТЕР ЗОЛОШЛАКОВЫХ ОСТАТКОВ
тощий
337
338
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
Расчет количества золошлакового материала (кг/ч), образующегося на ТЭС при сжигании твердого топлива, можно произвести по
формуле
⎛
Qir ⎞⎟
, (3.2.1)
Gзш = 0,01Bр ⎜⎜ Ar + q4
32,7 ⋅ 103 ⎟⎠
⎝
а количества неуловленных твердых остатков
(кг/ч), рассеиваемых через дымовую трубу в
атмосфере, – по формуле:
⎛
Qir ⎞⎟ ⎛ ηзу ⎞
⎜1 −
⎟,
Gзш = 0,01Bр ⎜⎜ Ar + q4
32,7 ⋅ 103 ⎟⎠ ⎜⎝ 100 ⎟⎠
⎝
(3.2.2)
где q4 − потеря теплоты с механическим недожогом, %; ηзу − КПД золоуловителя, %.
Для удаления шлака и золы из котла используют устройства шлакозолоудаления. Для
удаления крупных фракций золы и защиты от
эрозионного износа конвективных пакетов,
установленных в опускном газоходе, как правило, в зоне поворотной камеры котла, возможна установка жалюзийного золоуловителя.
Жалюзийный золоуловитель состоит из жалю-
зийной решетки и отсосного золоуловителя,
обычно циклона (рис. 3.2.1). Жалюзийная решетка предназначена для разделения газового
потока на две части: 1) в значительной мере
освобожденную от пыли и составляющую 80…
90 % всего количества газа; 2) часть (10…20 %),
в которой сосредоточена основная масса содержащейся в газах золы, которая улавливается затем в циклоне.
Для удаления очаговых остатков, выпадающих вниз холодной воронки топки, как при
твердом, так и при жидком шлаке, используют
скребковые транспортеры или шнеки. Шнековое шлакоудаление получило широкое распространение ввиду простоты схемы и надежности конструкции (рис. 3.2.2).
Вцицон
Обоrащенныс ЭОJ1ой rазы
-+- ....
·-·-·-
~rазовичастиц_
~,,ПЫIIИ
Т о~!~~~~·-·-~ '-...
Вход
rаэов
Кдыкососу
Рис. 3.2.1. Схема действия жалюзийного
золоуловителя
11
13
(2
Рис. 3.2.2. Шнековое шлакоудаление непрерывного действия:
1 – летка; 2 – охлаждаемый водой змеевик; 3 – нижний коллектор экрана;
4 – шлаковый бункер; 5 – шибер; 6 – ванна с водой; 7 – шнек;
8 – дробильная камера; 9 – электродвигатель с редуктором;
10 – решетка; 11 – отводящая течка;
12 – течка канала гидрозолоудаления;
13 – ролики для откатки шнека
339
ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ
3.2.2. ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ
ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ
В котельных установках для очистки
продуктов сгорания от твердых частиц применяют следующие устройства:
механические инерционные золоуловители, в которых частицы уноса отделяются от
газов под влиянием сил инерции при вращательном вихревом движении потока газов, –
циклоны различных конструкций, в том числе
с омываемыми водой стенками и решетками;
электрофильтры, очистка газов в которых
основана на ионизации газовой среды и притяжении заряженных частиц уноса к электродам;
рукавные фильтры, очищающие газовый
поток за счет фильтрации газов через ткань и
электростатического взаимодействия между
частицами уноса и тканью;
комбинированные золоуловители, состоящие из последовательно установленных
золоуловителей различной конструкции, например циклона и электрофильтра.
Основной характеристикой золоуловителей являются коэффициенты очистки (коэффициенты обеспыливания) газов: общий ηоч и
фракционный ηфоч :
ηоч = G ул / Gвх ;
(3.2.3)
ф
ф
ηфоч = Gул
Gвх
,
(3.2.4)
/
ф
ф
где G ул , Gул , Gвх , Gвх
− соответственно
общая масса уловленных частиц уноса, масса
данной его фракции, общая масса частиц уноса, входящих в золоуловитель, и масса данной
его фракции, входящей в золоуловитель.
Коэффициент обеспыливания зависит от
характеристик уноса и режимов работы котла.
Важными показателями золоуловителей
являются добавочный расход электроэнергии
на тягу, вызываемый дополнительным аэродинамическим сопротивлением золоуловителя,
удельный расход воды на очистку газов при
мокрых золоуловителях, а также стоимость
золоуловителя.
Инерционные золоуловители-циклоны.
Запыленный поток газа подводится в циклон
тангенциально через патрубок 2, выход газов
осуществляется через патрубок 4, расположенный в центре циклона (рис. 3.2.3). Под
воздействием центробежной силы Fц твердые
-~
z '\.:::_) 4
Рис. 3.2.3. Схема действия циклона:
1 – корпус циклона; 2 – входной патрубок;
3 – крышка; 4 – выходной патрубок;
5 – конусная часть корпуса; 6 – выход золы
частицы отбрасываются к стенкам циклона,
теряют скорость и выпадают в бункер. Эффективность обеспыливания в циклоне повышается с увеличением окружной скорости газов ωг,
увеличением массы частицы m и уменьшением
радиуса циклона rц:
Fц = mωг2 / rц .
В простейших циклонах скорость газов,
отнесенная к площади его сечения, принимается примерно равной 3,5: 20…25 на входе и
12…15 м/с на выходе. Аэродинамическое сопротивление циклона, Па:
∆p = ξωг2 ρ г / 2 ,
(3.2.5)
где ξ = 10…12 – суммарный коэффициент
сопротивления; ρг – плотность газов, кг/м3.
Циклоны могут быть различной конструкции. Простейшие циклоны в основном используются в котельных установках малой
мощности при слоевом сжигании топлива.
Для повышения эффективности работы
инерционного золоуловителя, а также для
уменьшения его габаритных размеров применяют батарейные циклоны, состоящие из большого числа параллельно включенных циклонных элементов малого диаметра (рис. 3.2.4).
Число элементов циклона может быть
приближенно определено по формуле
-F
n = 0,91
V
d
2
ξρ г
,
∆p
340
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
1
2
3
5
't
8
1 У.л116ленная
r
пьлт,
фективность улавливания пыли. В мокрый
золоуловитель газы подаются тангенциально в
нижнюю часть колонны, вода через ряд сопл
по окружности колонны (также тангенциально) подается в верхнюю часть. Зола прижимается к пленке воды и удаляется вместе с ней
через дренаж. Так как в воде образуются слабые конценрации кислот, то скруббер изнутри
покрывают тонким слоем свинца и керамической плиткой. Недостатками скрубберов в
основном являются: кислотность дренируемой
из них смывной воды, требующей организации
особой нейтрализующей очистки; значительная коррозия; накопление твердых отложений
на внутренних элементах скруббера.
Схема центробежного скруббера-золоуловителя ЦС-ВТИ с орошаемыми водой стенками показана на рис. 3.2.5. Такие золоуловители изготавливают диаметром 600…1700 мм
и производительностью 1,1…11 м3/с. Расход
воды на орошение стенок составляет 0,2…
0,9 кг/с, на промывку бункера 0,85 кг/с. Перепад давлений в золоуловителе 650…800 Па.
Рис. 3.2.4. Схема батарейного циклона:
1 – входной патрубок; 2 – распределительная камера;
3 – циклонные элементы; 4 – выхлопные трубы;
5 – направляющие аппараты; 6 – пылеотводящие
отверстия; 7 – сборный бункер; 8 – камера
очищенного газа; 9 – опорные решетки;
10 – опорный пояс
где V – объем газов в единицу времени, м3/с;
d – диаметр элемента, м; ξ – общий коэффициент сопротивления; ∆р − сопротивление элемента циклона, Па.
Максимально допустимая запыленность
дымовых газов при входе в батарейный циклон
зависит от диаметра и конструкции элемента.
Температура газов в циклоне не должна превышать 450 °С. Эффективность пылеулавливания в батарейном циклоне в процессе эксплуатации котла при наличии вторичного уноса отсепарированной пыли из бункера значительно уменьшается при отклонениях скорости
газов от расчетной. Потери давления в батарейном циклоне при обычно принятых скоростях газа 3,5…4,75 м/с и номинальной нагрузке составляют 500…700 Па. При очистке газов
котлов со слоевыми топками ηоч = 80…90 %,
а при пылеугольном сжигании топлива ηоч =
= 65…70 %.
Мокрые циклонные золоуловители
(скрубберы). Они имеют более высокую эф-
Рис. 3.2.5. Центробежный скруббер ЦС-ВТИ:
1 – корпус; 2 – входной патрубок;
3 – оросительные сопла; 4 – смывные сопла;
5 – золосмывной аппарат типа ковша-мигалки
341
ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ
На рис. 3.2.6 показана схема мокропруткового золоуловителя МП-ВТИ, в котором на
входе газов в золоуловитель имеется прутковая орошаемая водой решетка. Эти золоуловители изготовляют диаметром 2300…3300 мм,
производительностью 18…38,2 м3/с. Расход
воды составляет 2,9…4,1 кг/с, перепад давлений 650…800 Па. В усовершенствованных
золоуловителях вместо трубной решетки применены трубы Вентури, служащие для коагуляции частиц золы. Степень очистки в мокропрутковых золоуловителях достигает ηоч =
= 92 %. Мокрые золоуловители могут использоваться при содержании серы в топливе менее
0,3 % на 1 МДж/кг и содержании свободной
щелочи в золе менее 12 %. Жесткость воды,
подаваемой на орошение, должна быть не выше 15 мг-экв/кг.
J
Основным преимуществом мокрых золоуловителей является исключение вторичного
уноса уловленной пыли, что повышает их
КПД. Мокрые золоуловители в эксплуатации
сложнее и менее надежны, чем батарейные
циклоны, и их применение ограничивается
предельным содержанием серы в топливе и
щелочностью золы. Помимо этого при использовании таких золоуловителей необходима
очистка загрязненной воды.
В процессе очистки газов в мокрых золоуловителях происходит их насыщение парами
воды, увеличение объема и частичное охлаждение. Влагосодержание газов при полном их
насыщении водяными парами в золоуловителе,
г/м3,
804 pн
dн =
,
(3.2.6)
ρ г p − pн
где ρг − плотность продуктов сгорания при
0 °С; рн − парциальное давление водяного пара
в газе при полном его насыщении, Па; р – полное давление влажного газа, Па.
Относительное увеличение объема продуктов сгорания в золоуловителе
⎛ d − dг
Vг′⎜ н
804
∆Vг = ⎝
Vг′
⎞
⎟
⎠ 100 ,
(3.2.7)
где Vг′ − объем продуктов сгорания до золо-
уловителя, м3/кг; dн и dг − влагосодержание
газов после золоуловителя и перед ним, г/м3.
Температура продуктов сгорания после
золоуловителя может быть определена из
уравнения теплового баланса продуктов сгорания до и после золоуловителя:
Vг′сг′ t г′ = Vг′сг′′t г′′ +
dн − dг
804
r + gt ′′ , (3.2.8)
где Vг′ − объем продуктов сгорания перед
Рис. 3.2.6. Мокропрутковый золоуловитель
МП-ВТИ:
1 – корпус; 2 – входной патрубок;
3 – оросительные сопла; 4 – смывные сопла;
5 – гидрозатвор; 6 – прутковая решетка;
7 – оросительные форсунки прутковой решетки
золоуловителем, м3/кг; cг′ и cг′′ − теплоемкость продуктов сгорания соответственно перед золоуловителем и после него, кДж/(м ⋅ К);
t г′ и t г′′ – температура продуктов сгорания
соответственно перед золоуловителем и после
него, °С; r – теплота парообразования, кДж/кг;
g – удельный расход воды в золоуловителе,
кг/м3.
Электрофильтры. Очистка газов в электрофильтрах основана на том, что вследствие
коронного разряда между двумя электродами,
к которым подведен пульсирующий электри-
342
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
ческий ток высокого напряжения (до 60 кВ),
проходящий через электрофильтр поток газов,
заполняется отрицательными ионами, которые
под действием сил электрического поля движутся от коронирующего к осадительному
электродам. Отдав заряд, частица падает в
карман, а затем в золовой бункер. Накапливающийся на осадительных электродах унос
периодически стряхивается специальными
устройствами в бункер, из которого затем удаляется. Коронирующие электроды выполняют
в виде металлических стержней, ленточноигольчатыми или в виде стержней штыкового
сечения. Осадительные электроды изготовляют из труб или пластин.
Электрофильтры могут быть с горизонтальным и вертикальным потоком газов. Для
котельных установок преимущественно используют горизонтальные электрофильтры с
пластинчатыми электродами. В зависимости от
числа последовательно расположенных электродов различают одно-, двух- и четырехпольные электрофильтры.
Для эффективной работы электрофильтра
большое значение имеют газораспределительные устройства, обеспечивающие равномерное
распределение газа по сечению аппарата.
Газораспределительное устройство состоит из системы решеток 1, перед которыми
как правило, устанавливаются направляющие
лопатки 2 (рис. 3.2.7). Создание равномерного
газораспределения в электрофильтре осложняется тем, что аппарат разделен на большое
количество параллельных газовых каналов,
причем собственное гидравлическое сопротивление этих каналов мало и поэтому перераспределение газовых потоков между ними не
происходит даже при большой неравномерности скоростей газа в них.
а)
Схема горизонтального пластинчатого
двухпольного электрофильтра показана на
рис. 3.2.8. Оптимальная скорость газов в электрофильтре 1,5…1,7 м/с. При этом аэродинамическое сопротивление электрофильтра составляет 200…300 Па. На очистку 1000 м3 газа
расходуется 0,1…0,15 кВт ⋅ ч электроэнергии.
Температура газов перед электрофильтром, как
правило, не должна превышать 200 °С.
Степень очистки газов в электрофильтре
зависит от скорости газов, длины электродов и
расстояния между ними, а также от характеристик пыли. В существующих конструкциях
электрофильтров улавливается большая часть
пыли с размерами частиц более 10 мкм; коэффициент очистки ηоч = 97…99 %.
Электрофильтры серии УГ в зависимости от активной высоты поля могут быть трех
габаритов (рис. 3.2.9): УГ1 (с активной высотой поля 4,2 м); УГ2 (7,5 м); УГ3 (12 м). Электрофильтры первого и второго габаритов имеют
активную длину полей 2,5 м, а третьего – 4 м.
Электрофильтры первого габарита выпускаются двух- и трехпольными, а второго и
третьего – трех- и четырехпольными. Осадительные электроды в этих электрофильтрах
состоят из профилированных тонкостенных
широкополосных (шириной 350 мм) элементов
открытого профиля с нижним молотковым
встряхиванием. Коронирующие электроды имеют рамную конструкцию с боковым подвесом на
кварцевых опорно-проходных изоляторах и молотковым встряхиванием (электроды фильтров
УГ3 встряхиваются на двух уровнях). Элементы
коронирующих электродов выполнены игольчатыми из стальной ленты с выштампованными остриями. Шаг между одноименными электродами составляет 275 мм. Корпус электрофильтров рассчитан на работу под разрежением до 3…4 кПа и заполнение бункеров пылью
с насыпной массой до 1500 кг/м3.
б)
в)
Рис. 3.2.7. Схемы электрофильтров с газораспределительными устройствами:
а – центральный подвод газа в горизонтальном электрофильтре; б – подвод газа снизу
в горизонтальном электрофильтре, в – боковой подвод газа в вертикальном электрофильтре;
1 – газораспределительная решетка; 2 – лопатки; 3 – бункер форкамеры
343
ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ
3
2
1
2
5
4
5
6
а)
б)
Рис. 3.2.8. Горизонтальный пластинчатый двухпольный электрофильтр:
1 – газораспределительная решетка; 2 – коронирующие электроды; 3 – осадительные электроды;
4 – механизм встряхивания коронирующих электродов; 5 – механизм встряхивания осадительных электродов;
6 – карманы осадительных электродов
2
4
2
1
3
Рис. 3.2.9. Электрофильтр серии УГ:
1 – газораспределительное устройство; 2 – корпус фильтра; 3 – золотые бункера;
4 – коронирующие и осадительные электроды с устройствами встряхивания
344
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
Электрофильтры серии ЭГА – горизонтальные (модификации А), с максимальной
температурой 330 °С. Электродная система
состоит из широкополосных (шириной 640 мм)
элементов открытого профиля и рамных коронирующих электродов с игольчатыми элементами. Шаг между одноименными электродами
составляет 300 мм. Осадительный электрод
набран из четырех – восьми элементов, что
дает активную длину поля соответственно
2,56; 3,84; 4,48; 5,12 м. В электрофильтре по
ширине имеется 10 – 88 газовых проходов.
Минимальная высота электродов принимается
из следующего ряда: 6; 7,5; 9; 12 м. Число полей составляет от двух до четырех. Эти электрофильтры по компоновке электродных систем
и встряхивающих механизмов аналогичны
фильтрам серии УГ.
Электрофильтры серии УГТ (рис. 3.2.10) –
унифицированные, горизонтальные, высокотемпературные, сухие, предназначены для
очистки газов с температурой до 425 °С.
В настоящее время освоен выпуск электрофильтров серии УГТ первого габарита с ак-
тивной высотой поля 7,5 м. Эти электрофильтры имеют активную высоту полей 2,5 м и выпускаются трехпольными. Осадительные электроды – прутковые с молотковым встряхиванием по средней части электрода, коронирующие – свободно подвешенные с натяжением,
из проволоки диаметром 2,2 мм, с молотковым
встряхиванием верхней рамы и подвесом системы на вынесенных из электрофильтра опорных фарфоровых изоляторах, с применением в
качестве изоляторов кварцевых труб. Корпуса
электрофильтров рассчитаны на разрежение
4 кПа и насыпную массу пыли до 2000 кг/м3.
Расчет электрофильтров сводится к определению времени пребывания газа в электрофильтре или параметров, определяющих
его (скорости газа, активной длины электрофильтра и др.), с учетом всех факторов,
влияющих на процесс улавливания частиц.
В сухих электрофильтрах на процесс
электрогазоочистки существенно влияет вторичный унос осажденных частиц из слоя, унос
частиц при встряхивании электродов, а также
проскок частиц через "неактивные" зоны.
4
2
1
'
300
3
Рис. 3.2.10. Электрофильтр серии УГТ (позиции см. рис. 3.2.9)
345
ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ
Выражение для парциальной эффективности электрофильтра, учитывающее только процесс осаждения частиц, предложено Дейчем:
для трубчатого
ηп = 1 − e
−
2ωL
wR
;
99, 7 i----,l--+l--+!'---,\--/--+l-----,,'----,4
2ωL
−
= 1 − e wH
,;--+-+---+-+--1
99,51--,1--Нч++t+--+---+,<-+--!.'--
,
(3.2.10)
где ω − скорость дрейфа частиц, м/с; w – скорость газа в активном сечении, м/с; L – активная длина электрофильтра, м; R – радиус трубчатого осадительного электрода, м; H – расстояние между коронирующим электродом и
пластинчатым осадительным электродом, м.
Формулы (3.2.9) и (3.2.10) получены исходя из предположений о равномерном распределении концентраций пыли по сечению
аппарата, постоянства скорости газового потока и скорости дрейфа частиц во всех точках
электрофильтра, отсутствии вторичного уноса
осажденной пыли.
Если ввести понятие удельной площади
поверхности осаждения
f = S /V ,
(3.2.11)
где S – площадь поверхности осаждения осадительных электродов, м2; V – объемный расход очищаемых газов, м3/с, то исходя из (3.2.9)
и (3.2.10), в общем виде для любого электрофильтра можно записать:
ηп = 1 − e −ωf .
(3.2.12)
Из (3.2.12) следует, что для определения
эффективности электрофильтра необходимо
при известной удельной площади поверхности
осаждения иметь скорость дрейфа частиц
(рис. 3.2.11).
Расчет скорости дрейфа малонадежен,
так как она зависит от большого числа параметров, которые нельзя точно учесть. Для возможности учета изменения эффективной скорости дрейфа при изменении скорости газа в
активном сечении, а также введения поправки
на другие факторы, не учитываемые формулой
Дейча, на основании анализа практических
данных предложения модификация формулы
(3.2.12) для условий улавливания золы из дымовых газов котлов
η п = 1 − e − ( ωf )
99,97
99,95
(3.2.9)
для пластинчатого
ηп
1/п,%
0,5
.
(3.2.13)
A - ~.f---------1
99
НН+н-+t-+-,Ч,<--,t--+,,<--~--+-Ч
97
i--+-+#-./-+-+-+1-+,,,,'--+,<~,f--------,IL--+---,,i
951-+-./-IJI.-I----I--./-J/..../--,Ц....,,c__-h,L:.........j-
9af+t11Нcн-fA>"~-+.,,"--+----,,.-,::.+--+--!
70/№~½4-::,.L.,f--,:;;l--=+---+--1
50
Рис. 3.2.11. Номограмма для определения
эффективности электрофильтра
по формуле (3.2.12)
Рукавные фильтры (рис. 3.2.12). В них
газовый поток очищается путем фильтрации
газов через ткань, а также за счет электростатического взаимодействия между частицами
уноса и тканью. В рукавных фильтрах используют фильтрующие материалы двух типов:
обычные ткани, изготовляемые на ткацких
станках, и войлок (фетр). Осаждение частиц
золы в начальный период работы фильтра
происходит за счет механизмов касания, инерции, диффузии и электростатического взаимодействия с внешним слоем ткани. Затем процесс осаждения частиц происходит с образование "мостиков" над порами ткани и в них, в
результате чего образуется сплошной слой
отложений, который становится вторичной
фильтрующей средой, что существенно повышает эффективность очистки, которая может
достигать практически 100 %. Однако по мере
увеличения толщины сформированного на
ткани слоя частиц, гидравлическое сопротивление фильтра существенно возрастает, и
ткань приходится регенерировать путем отряхивания или обратной продувки очищенным
газом.
В рукавных фильтрах скорость фильтрации газов небольшая (обычно 0,5…2 м/с), что
обусловливает применение больших площадей
фильтрующих поверхностей. Одним из решающих факторов, обеспечивающих эффективную и экономичную их работу, является
346
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
III
I
II
Рис. 3.2.12. Схема рукавного фильтра:
1 – корпус; 2 – устройства встряхивания рукавов;
3 – фильтрующие тканевые рукава;
I – запыленный поток; II – выход золы;
III – очищенный газ
высокое качество фильтровальной ткани. Выбор типа ткани определяется в основном температурой, влагосодержанием, агрессивными
свойствами газового потока, абразивностью и
дисперсностью твердой фазы. Верхний предел
допустимой температуры газа на входе в
фильтр зависит от термостойкости применяемой ткани, а нижний – от температуры точки
росы.
Комбинированная схема очистки дымовых газов. Ее применение обусловлено
необходимостью достижения высоких степе-
ней очистки при сжигании многозольных топлив или раздельного улавливания крупных и
мелких фракций уноса, например: при возврате недожога в топку котла, использовании
мелких фракций золы для извлечения из нее
редких металлов. В качестве первой ступени
золоулавливания, как правило, применяют
циклоны и батарейные циклоны, в качестве
второй ступени – скрубберы ВТИ, горизонтальные и вертикальные электрофильтры, рукавные фильтры.
На рис. 3.2.13 показан комбинированный
золоуловитель, состоящий из батарейного циклона и электрофильтра, объединенных в один
агрегат. В батарейном циклоне 1 происходит
улавливание крупных частиц уноса, что улучшает работу электрофильтра. Коэффициент
очистки в комбинированных золоуловителях
достигает 99…99,9 %.
Значения коэффициента очистки ηзу дымовых газов в золоуловителях различных типов приведены ниже.
Циклоны батарейные …………………
Центробежные скрубберы ЦС-ВТИ …
Электрофильтры:
двухпольные …………………...
трехпольные …………………....
четырехпольные ……………….
Двухступенчатая установка с батарейным циклоном (ηзу = 0,72) и электрофильтром:
двухпольным …………………...
трехпольным …………………...
четырехпольным ……………….
*
0,75
0,9
0,94
0,96
0,98
0,96 (0,24)*
0,98 (0,26)*
0,99 (0,27)*
В скобках дано значение ηзу электрофильтра.
Рис. 3.2.13. Комбинированный золоуловитель:
1 – батарейный циклон; 3 – горизонтальный трехпольный электрофильтр
СИСТЕМЫ УДАЛЕНИЯ ЗОЛОШЛАКОВЫХ ОТХОДОВ
3.2.3. СИСТЕМЫ УДАЛЕНИЯ
ЗОЛОШЛАКОВЫХ ОТХОДОВ
Система золошлакоудаления – это совокупность различного механического оборудования, каналов гидрозолоудаления (ГЗУ),
пульпо-, шлако- и золопроводов, предназаначенная для удаления золы из золоуловителей,
шлака от котлов и транспотрировки золошлакового материала до места складирования.
Удаление золы и шлака может быть совместным и раздельным, в зависимости от
дальнейшего их использования или складирования на золошлакоотвалах – гидротехнических сооружениях, предназаначенных для хранения золошлакового материала.
Для удаления золы и шлака из топок, золовых бункеров котлов и золоуловителей и
далее из помещения котельной на золоотвал
применяют механическую, пневматическую или
гидравлическую систему золошлакоудаления.
Механическая система золошлакоудаления. При такой системе шлакоудаления
выгрузка шлака из бункеров осуществляется
скребковыми транспортерами или шнеками, а
золы – клапанами-мигалками или вращающимися лопастными затворами.
Шлак и зола сбрасываются в приемный
канал, расположенный в золовом помещении,
а затем с помощью скрепера, горизонтальновертикального подъемника или другого механизма подаются в сборный бункер, находящийся за пределами котла. Транспорт шлака и
золы на золоотвал или на завод для переработки золошлаковых отходов осуществляется
автомашинами или железнодорожными вагонами. Система механического шлакоудаления
со скрепером показана на рис. 3.2.14.
347
Механическая система золошлакоудаления не требует больших затрат электроэнергии
и воды, которые составляют для этих систем
соответственно 2…3 кВч ⋅ ч/т и 0,2…0,5 м3/т,
однако не обеспечивают удаления больших
масс шлака и золы и не решают вопроса внешнего их транспорта. Вследствие этого механические системы золошлакоудаления применяют в основном для котельных установок малой
мощности.
Пневматическая система золошлакоудаления. Пневматический транспорт шлака и
золы основан на способности потока газов при
достаточной скорости перемещать сыпучие
материалы. Пневмозолошлакоудаление может
быть осуществлено по нагнетательной и всасывающей схемам. В первом случае система
находится под давлением, во втором – под
разрежением. В применяемых обычно системах, работающих по всасывающей схеме, в
качестве транспортирующего агента используется воздух, и вся система находится под разрежением, создаваемым паровыми эжекторами
или вакуум-насосами (рис. 3.2.15).
Шлак после измельчения до размеров
меньше 35 мм в валковых дробилках 2, установленных под каждым шлаковым бункером 1,
и зола из золовых бункеров поступают во всасывающие насадки соответственно 3 и 4, подхватываются воздухом, поступающим через
насадки в систему, и транспортируются по
золошлакопроводам в циклон 10, в котором
происходит отделение золы и шлака от воздуха. Из циклона зола и шлак поступают в сборный бункер 11. Воздух из циклона отсасывается через пылеуловитель паровыми эжекторами
и вместе с паром сбрасывается в дымовую
трубу.
Рис. 3.2.14. Схема золошлакоудаления со скрепером:
1 – бункер шлака котла; 2 – скреперный канал; 3 – лебедка; 4 – натяжной трос;
5 – ковш; 6 – эстакада; 7 – сборный бункер
348
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
6
д
Рис. 3.2.15. Схема пневматического золошлакоудаления:
1 –шлаковый бункер; 2 – валковая дробилка; 3 – насадка для приема шлака; 4 – насадка для приема золы;
5 – телескопическая насадка; 6 – сварное колено; 7 – запорный кран; 8 – золошлакопровод;
9 – осадительная камера; 10 – циклон; 11 – бункер; 12 – вагон
Концентрация золы и шлака в воздухе не
должна превышать 4…7 кг/кг. Диаметр золопроводов обычно выбирают 90…120 мм, скорость потока при транспорте золошлаковой
смеси не должна превышать 25 м/с. При
транспорте одной золы скорость принимаестя
не менее 12 м/с, а разрежение, создаваемое
эжекторами или вакуум-насосами, 30…40 кПа.
Расход пара эжекторами составляет 0,8…1 кг/кг
транспортируемой массы золы и шлака, а расход электроэнергии на дробление – примерно
0,8 кВт ⋅ ч/т.
Транспорт шлака и золы может производиться на расстояние до 200 м при подъеме их
на высоту до 30 м.
Достоинствами пневматической системы
золошлакоудаления являются простота устройства и обслуживания, возможность непосредственного использования получаемых в
сухом виде шлака и золы для различных целей,
а также отсутствие загрязнения сточных вод, а
недостатками – быстрый износ золошлакопроводов, а также ограниченный радиус действия,
что определяет необходимость применения
колесного транспорта.
Такое золошлакоудаление применяют
для котельных установок малой производительности при нецелесообразности организа-
ции системы гидравлической системы, а также
в случае необходимости получения сухого
шлака и золы по условиям их дальнейшего
использования. В котельных установках большой производительности пневматический
транспорт золы сочетают с гидравлическим.
Гидравлическая система золошлакоудаления. В таких системах в качестве транспотрирующего агента используется вода.
Транспорт шлака и золы в помещении котлов
производится в каналах без давления. Гидравлические системы различаются способом
внешнего транспорта смеси воды, шлака и
золы (гидромассы) на золоотвал: совместным
транспортом гидромассы шлака и золы по
общим трубопроводам на золоотвал; раздельным транспортом гидромасс шлака и золы по
индивидуальным трубопроводам. При совместном транспорте для перекачки гидромассы
применяют эжектирующие гидроаппараты или
багерные насосы, а иногда гидропневматические эрлифт-насосы. При раздельном транспорте перекачку гидромассы шлака осуществляют гидроаппараты или багерные насосы, а
гидромассы золы – шламовые насосы.
Гидравлическая система совместного золошлакоудаления с багерными насосами показана на рис. 3.2.16. Из топки шлак выпадает в
349
СИСТЕМЫ УДАЛЕНИЯ ЗОЛОШЛАКОВЫХ ОТХОДОВ
6)
Рис. 3.2.16. Гидравлическая система совместного золошлакоудаления:
а – с багерными насосами; б – с гидроаппаратами; в – золоотстойник;
1 – шлакосмывная шахта; 2 – брызгально-оросительное устройство; 3 – смывное сопло; 4 – канал;
5 – побудительное сопло; 6 – золоуловитель; 7 – бункер золы; 8 – золосмывной аппарат;
9 – переключающий шибер; 10 – смывной насос; 11 – трубопровод смывной воды; 12 – котел;
13 – шлаковый бункер; 14 – вторичный металлоуловитель; 15 – багерный насос; 16 – трубы; 17 – шибер;
18 – предварительный металлоуловитель; 19 – кран; 20 – решетка; 21 – дробилка; 22 – дренажный насос;
23 – золоотстойник; 24 – золоотвал; 25 – осветленная вода; 26 – высоконапорный насос;
27 – аппарат Москалькова
шлакосмывную шахту, где производится непрерывное охлаждение его водой. Накапливающийся в шахте шлак периодически смывается водой, подаваемой под давлением через
сопло; смесь шлака и воды через решетку поступает в каналы гидрозолошлакоудаления.
Зола их бункеров под газоходами котла и золоуловителя через золосмывные или золоопускные устройства также направляется в каналы
гидрозолошлакоудаления.
В каналы 4 подается вода под давлением
через побудительные сопла 5. Гидромасса самотеком поступает из каналов в приемные
бункера багерной насосной. В верхней части
бункеров установлены решетки, через которые
проходят зола и мелкий шлак; крупные куски
шлака размером более 60 мм задерживаются
на решетке и направляются в валковые дробилки, а после дробления вместе с остальной
гидромассой, проходя металлоуловитель 18, –
в багерные насосы 15. Багерными насосами
гидромасса по трубопроводам подается на
золоотвал 24.
На рис. 3.2.17 показаны схемы гидрозолошлакоудаления с багерными и шламовыми
насосами. Такие системы отличаются приме-
нением индивидуальных каналов, насосов и
трубопроводов для раздельного транспорта
золы и шлака.
3
а)
5
3
б)
Рис. 3.2.17. Схема гидравлических систем
раздельного золошлакоудаления с багерными
и шламовыми насосами:
а – шлакоудаления; б – золоудаления;
1 – шлакосмывная шахта; 2 – шлакосмывное сопло;
3 – побудительные сопла в канале;
4 – металлоуловитель; 5 – решетка;
6 – шлакодробилка; 7 – багерный насос;
8 – золовой бункер; 9 – шлюзовый питатель золы;
10 – шламовый насос
350
Глава 3.2. СИСТЕМЫ ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЯ И ЗОЛОУДАЛЕНИЯ
Для транспорта золы от золовых бункеров для самотечных каналов систем, находящихся в помещении котлов, применяют пневматический транспорт. При гидравлической
совместной
системе
золошлакоудаления
удельный расход электроэнергии составляет
30…60 кВт ⋅ ч/т, расход воды – 15…20 т/т, а
при раздельной системе – соответственно
20…30 кВт ⋅ ч/т и 12…20 т/т.
3.2.4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЗОЛОШЛАКОВЫХ
ОТХОДОВ ТЭС
Золошлаковые материалы имеют хорошую перспективу широкого применения в
целях ресурсосбережения, так как представляют собой ценное минеральное сырье, которое
можно использовать в металлургии, строительной индустрии, при сооружении дорог, в
сельском хозяйстве и др.
По химическому, гранулометрическому и
фазоминералогическому составу золошлаковые материалы во многом идентичны природному сырью. Это позволяет использовать их
для производства строительных материалов
самой широкой номенклатуры: портландцемента, смешанных и бесцементных вяжущих,
обжиговых (зольного гравия, золоаглопорита)
и безобжиговых заполнителей, стеновых материалов (силикатного и глинозольного кирпича,
керамических камней, плитки, пенокерамики)
и др.
Сложность использования золошлаковых
материалов из отвалов заключается в том, что,
как правило, эти золошлаковые материалы
неоднородны и представляют собой, за редким
исключением, смесь золошлаков от сжигания
различных видов углей. Кроме того, золошлаковые материалы из отвалов обладают повышенной влажностью и не разделены по химическому и гранулометрическому составу. Наиболее качественной для практического применения является зола сухого отбора, поскольку
она всегда отсортирована по фракциям с помощью электрических полей электрофильтров.
Такая зола может храниться в силосах в сухом
виде и применяться в производстве без дополнительной подготовки.
На основании исследований многих ТЭС,
сжигающих топливо различных угольных месторождений, все золошлаковые материалы в
зависимости от состава можно разделить на
три группы: активные, скрытно активные и
инертные. В пределах этих групп золошлако-
вые материалы распределены по форме содержания кальция в оксиде: общий, свободный,
связанный в сульфаты и входящий в состав
клинкерных минералов.
Золошлаковые материалы первой группы
(активные) способны к самостоятельному
твердению, поэтому их можно использовать
взамен цемента для устройства оснований из
укрепленных грунтов и местных малопрочных
каменных материалов. Способностью к самостоятельному твердению обладает только зола
уноса сухого отбора. Ее называют самостоятельным медленно твердеющим вяжущим, от
портландцемента она отличается меньшим
содержанием клинкерных минералов, отсутствием алита, содержанием минералов низкой
активности, извести, ангидрита и полуводного
гипса, округлых сплавившихся частиц, оксидов щелочноземельных металлов, наличием
стеклообразной фазы и органических веществ,
что определяет замедленную гидратацию и
замедленное по сравнению с укрепленными
портландцементом твердение укрепляемых ею
материалов.
Активная зола уноса сухого отбора может быть использована в качестве минерального порошка в производстве пористого и высокопористого асфальтобетона марок I, II и в
горячих смесях марки III для плотного асфальтобетона, а также в бетонах, применяемых для
строительства покрытий и оснований дорог.
Золошлаковые материалы второй группы
(скрытно активные) можно также применять
для производства асфальтобетона совместно с
цементом или в качестве добавок к нему в
целях его экономии.
Золошлаковые материалы третьей группы (инертные) в качестве техногенного грунта
могут служить материалом для сооружения
земляного полотна, а также для устройства
оснований из этих золошлаковых материалов
или их смесей с песком, укрепленных цементом.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Сидельковский Л.Н., Юренев В.Н.
Котельные установки промышленных предприятий: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1988. 528 с.
2. Справочник по пыле- и золоулавливанию / М.И. Бигер и др.; под общ. ред.
А.А. Русанова. М.: Энергоатомиздат, 1983.
312 с.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИРОДНОЙ ВОДЫ НА ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
3. Парогенераторы: Учебник для вузов /
А.П. Ковалев, Н.С. Лелеев, Т.В. Виленский;
под общ. ред. А.П. Ковалева. М.: Энергоатомиздат, 1985. 376 с.
4. Русанов А.А., Урбах И.И., Анастасиади А.П. Очистка дымовых газов в промышленной энергетике. М.: Энергия, 1969.
456 с.
5. Назмеев Ю.Г. Системы золошлакоудаления ТЭС. М.: Издательство МЭИ, 2002.
572 с.
6. Экология энергетики: Учебное пособие / Под общ. ред. В.Я. Путилова. М: Издательство МЭИ, 2003. 716 с.
Глава 3.3
ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
3.3.1. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИРОДНОЙ
ВОДЫ НА ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Вода – теплоноситель и рабочее тело тепловой и атомной (АЭС) электростанции.
Использование воды на ТЭС следующее
(рис. 3.3.1). В паровой котел 1 постоянно подается питательная вода, которая нагревается до
кипения и превращается в насыщенный пар.
Насыщенный пар проходит через пароперегреватель 2 и нагревается до температуры 540 °С.
Перегретый пар направляется в паровую турбину 3, в которой его потенциальная энергия
превращается в кинетическую энергию враще-
22
11
ВВ
ния ротора, соединенного с валом электрогенератора 4, вырабатывающего переменный ток
с частотой f = 50 Гц.
Отработанный пар из турбины поступает
в конденсатор 5, после которого вода конденсатным насосом 6 прокачивается через группу
ПНД 7 и направляется в деаэратор питательной воды 8. Питательный насос 9 подает воду
из деаэратора в ПВД 10, а затем в паровой
котел.
В ядерных энергетических установках с
реакторами 1 типа ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) вода под давлением главного циркуляционного насоса 2 является рабочим телом, передающим энергию деления
ядерного топлива воде второго контура, для
перевода ее в парогенераторе 3 в водяной пар
(рис. 3.3.2), который, как и в ТЭС, приводит в
движение ротор турбины 4, соединенный с
электрогенератором 6.
Условия использования природной воды на ТЭС и АЭС. Непосредственное использование природной воды в качестве теплоносителя на ТЭС и АЭС невозможно, так как при
контакте с поверхностями энергетического
оборудования в условиях высоких температур
соли, присутствующие в воде, могут отлагаться на поверхностях, снижая передачу теплоты
от металла воде, а следовательно, экономичность теплообменных аппаратов и, в предельном случае, вызывая повреждение металла
труб. Отложение солей на лопатках турбины
3
4
88
55
исп
+G+ун.Gун
GGисп.
11
11
000000000000000000000000000000000000000000000000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
0 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
000000000000000000
00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
0 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
10
10
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
77
99
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
351
12
12
Воздух
Воздух
G
Gпр.
пр
66
13
13
Рис. 3.3.1. Принципиальная тепловая схема ТЭС:
1 – паровой котел; 2 – пароперегреватель; 3 – турбина; 4 – электрогенератор; 5 – конденсатор;
6 – конденсатный насос; 7 – подогреватель низкого давления (ПНД); 8 – деаэратор;
9 – питательный насос; 10 – подогреватель высокого давления (ПВД); 11 – градирня;
12 – циркулярный насос; 13 – конденсатный насос ПНД
352
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
33
∼
66
22
44
14
14
1
55 44
77
13
11
11
12
11
99
10
10
88
Рис. 3.3.2. Принципиальная тепловая схема двухконтурной АЭС:
1 – реактор; 2 – главный циркуляционный насос; 3 – парогенератор; 4 – турбина; 5 – сепаратор;
6 – электрогенератор; 7 – конденсатор; 8, 9 – конденсатные электронасосы;
10, 11 – подогреватели низкого давления; 12 – деаэратор;
13 – турбопитательный насос; 14 – подогреватели высокого давления
приводит к увеличению сопротивления, а следовательно, давления, что неизбежно снижает
КПД паротурбинной установки. Так, накопление отложений на лопатках турбины всего в
1 кг приводит к снижению КПД паротурбинной установки мощностью NПТУ = 100 МВт
∆ηПТУ = 1,5…2,3 %.
Снижение КПД паротурбинной установки вызывает повышение удельного расхода
топлива, г/(кВт ⋅ ч):
∆bэот ≈ ±1,45 ⋅ 10 4
∆ηПТУ
η2ПТУ
,
(3.3.1)
где ∆ηПТУ – снижение или повышение КПД
паротурбинной установки, %; знак "+" соответствует ∆ηПТУ > 0, а знак "–" ∆ηПТУ < 0; ηПТУ –
средний КПД паротурбинной установки, %.
Образование отложений на тепловыделяющих элементах (ТВЭЛах) активной зоны
реакторов АЭС приводит к повышению тепловой напряженности на оболочках и их возможному повреждению, а также к снижению
глубины выгорания ядерного топлива.
Растворенные в природной воде агрессивные агенты, такие как кислород, углекислота, ионы хлора и др., могут активизировать
коррозионные процессы в конструкционных
материалах, из которых изготовлено оборудование.
Для предотвращения образования на поверхностях теплоэнергетического оборудова-
ния отложений и протекания коррозионных
процессов необходимо максимальное снижение концентрации в воде как растворенных,
так и нерастворенных взвешенных веществ и
агрессивных агентов. Поэтому природную
воду подвергают очистке на водоподготовительных установках.
При эксплуатации АЭС образуется определенное количество радиоактивных отходов.
Главными источниками жидких радиоактивных отходов (ЖРО) являются теплоноситель
реакторного контура и вода бассейна выдержки, загрязняемая продуктами деления ядерного
топлива (изотопами йода, цезия, бария и др.),
попадающими в них через неплотности оболочек ТВЭЛов, а также с продуктами коррозии
конструкционных материалов, которые подвергаются длительному облучению при прохождении через активную зону. Одним из значительных источников ЖРО являются также
дезактивационные растворы и регенерационные воды установок спецводоочистки (СВО).
Все это свидетельствует о необходимости очистки не только природной, но и технологической воды, используемой в энергетическом цикле электростанций.
Задачи организации водно-химических
режимов энергоблоков. Основной метод очистки воды от примесей – ионный обмен. Для
очистки высокоминерализованных, замасленных или загрязненных грубодисперсными
примесями вод могут применяться методы
предварительной очистки: коагуляция, отстаи-
ПРИМЕСИ ПРИРОДНЫХ ВОД. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ИСХОДНОЙ ВОДЫ
вание, механическое фильтрование и методы
деминерализации, такие как упаривание и обратный осмос. Например, для технологических
нужд на Калининской АЭС используется вода
озера Удомля, которая загрязнена взвешенными (частичками песка, глины, остатками растительности) и коллоидными (мельчайшими
частицами, не осаждающимися в воде в течение довольно длительного времени) веществами в большинстве своем органического происхождения. Поэтому она подвергается предварительной очистке: коагуляции с известкованием.
Предварительная очистка воды предполагает удаление из воды грубодисперсных и
коллоидных примесей путем обработки ее с
помощью реагентов в специально предназначенных для этих целей аппаратах-осветлителях, с последующей очисткой воды на механических и ионообменных фильтрах (рис. 3.3.3).
Качество воды, обеспечивающей безнакипный режим основного и вспомогательного
оборудования ТЭС, включая отсутствие различных отложений и шлама, должно быть высоким: по примесям на три порядка меньше,
чем качество исходной воды, поступающей на
водоподготовительную установку (ВПУ).
Кроме того, концентрация агрессивно-коррозионных газов, таких как кислород, углекислый газ в питательной воде и в конденсате, не
должна превышать 10…30 мг/л.
Технически возможно достижение нулевых концентраций по примесям в питательной
воде и в конденсате, но затраты на очистку
воды как на ВПУ, так и в цикле ТЭС будут
чрезвычайно высокими. На рис. 3.3.4 показан
рост затрат С при снижении содержания примесей (общее солесодержание) в воде S.
2
2
33
1
1
44
55
6
6
Обессоленная вода
Сырая вода
Рис. 3.3.3. Принципиальная схема
водоподготовительной установки
для очистки природной воды:
1 – подогреватель сетевой воды; 2 – осветлитель;
3 – бак осветленной воды; 4 – механический фильтр;
5 – ионообменная установка;
6 – бак обессоленной воды
353
Рис. 3.3.4. Зависимость удельных затрат С
от солесодержания воды S
Очевидно, что при S → 0 удельные затраты на очистку воды С → ∞. Поэтому на
практике приходится находить оптимальное
решение, заключающееся в том, чтобы затраты
на обработку воды и поддержание воднохимического режима (ВХР) на ТЭС не были
столь значительны по сравнению с затратами
на топливо, которые составляют 60…70 %
затрат на тепловую и электрическую энергию.
3.3.2. ПРИМЕСИ ПРИРОДНЫХ ВОД.
ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА
ИСХОДНОЙ ВОДЫ
Природная вода – дисперсная система.
Природная вода является дисперсной системой
и все примеси, распределенные в ней, можно
по степени возрастания дисперсности разделить условно на три группы, различающиеся
размерами частиц: грубодисперсные, коллоидно-дисперсные, молекулярно-дисперсные.
Грубодисперсные вещества, обусловливающие мутность природных вод и являющиеся механическими примесями, состоят из песка, глины и других частиц минерального и
органического происхождения, которые смываются с верхнего покрова земли дождями или
талыми водами во время паводков. Грубодисперсные примеси содержат частицы (100 мкм),
видимые в обыкновенный микроскоп, а неоднородность системы можно определить невооруженным глазом.
Коллоидно-дисперсные частицы (1…
100 мкм), различимые только ультрамикроскопом, представляют собой целые агрегаты,
состоящие из многих молекул. Они свободно
проходят через поры бумажного фильтра и не
осаждаются даже в течение длительного времени. В природных водах в коллоидно-дисперсном состоянии находятся соединения кремния, алюминия, железа, а также органические
354
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
вещества, образующиеся в результате распада
животных и растительных организмов.
Растворы, содержащие коллоидно-дисперсные примеси, называют коллоидными
растворами или золями.
В молекулярно-дисперсных, или истинных
растворах дисперсными частицами являются
молекулы или ионы растворенного вещества
(менее 1 мкм), которые не могут быть обнаружены оптически. К молекулярно- и ионодисперсным веществам относятся растворенные в
воде соли, кислоты, щелочи и газы.
Особую группу составляют растворы высокомолекулярных веществ (ВМВ), в которых
отдельные макромолекулы могут объединяться в "пачки", достигающие размеров коллоидных частиц (например, растворы желатина,
белка).
Ионный состав природных вод. Состав
природных вод определяется присутствием
следующих ионов: Ca2+, MG2+, NА+, CL−,
SO42−, HCO3−, а ионы CO32−, H+, OH−, NH4+,
NO2−, NO3−, Fe2+, Cu2+и другие обычно содержатся в природных водах в незначительных
количествах, хотя иногда и они существенно
влияют на свойства воды и поведение ее в
котле, тракте питательной воды и конденсаторах паровых турбин.
Источниками ионов Са2+ являются известняки, гипс. Ионы Мg2+ поступают в воду
преимущественно при растворении доломитов
(MgCO3 ⋅ СаСО3) при наличии в воде свободной углекислоты. Из ионов щелочных металлов в природных водах содержатся ионы Na+,
K+. Ионы Cl− присутствуют в воде в результате
растворения хлористых солей осадочных пород
и выноса их подземными водами и реками в
моря и океаны, где они постепенно накапливаются. Основным источником появления сульфатионов в воде является гипс СаSO4 ⋅ 2Н2О.
Водородные Н+ и гидроксильные ОН− ионы
появляются в воде в результате ее диссоциации.
Основным источником появления углекислого газа в природных водах являются различные биохимические процессы окисления
органических веществ как в самих водоемах,
так и в почве, при фильтровании через которую вода обогащается углекислотой. Бóльшая
часть углекислоты находится в виде свободного молекулярно растворенного газа СО2, и
лишь незначительная ее часть, прореагировав с
водой, образует угольную кислоту Н2СО3.
Соединения кремния присутствуют в
природных водах в виде соединений различной степени дисперсности (коллоидных частиц, молекул и ионов). В коллоидном состоянии соединения кремния находятся в виде
частиц поликремневой кислоты mSiO2 ⋅ nH2O.
При определенных условиях (физических
и химических) кремнекислота из коллоидной
может перейти в ионную форму. В ионной
форме соединения кремния присутствуют в
воде в виде двухосновной кремнекислоты
Н2SiO3 и ее солей.
Соединения азота встречаются в природной воде в виде ионов аммония NH4+, нитритных NO2− и нитратных ионов NO3−. Основным
источником появления этих ионов в природных водах являются продукты распада различных сложных органических веществ животного и растительного происхождения. А ионы
аммония, кроме того, попадают в водоемы cо
сточными промышленными водами.
Соединения железа встречаются в природных водах в виде двухвалентного (закисного) Fe2+ и трехвалентного (оксидного) Fe3+
железа, причем главным образом в виде комплексных органических соединений, например
гуминовокислое железо, либо в виде гидрата
Fe(OH)3. В грунтовых водах содержится преимущественно бикарбонат закиси железа
Fe(HCO3)2.
В природных водах присутствуют также
ионы алюминия Al3+, марганца Мn2+, меди
Cu2+ и др.
Кроме углекислого газа в природных водах присутствуют азот N2 и кислород O2.
Основные показатели качества природных вод. Важнейшими физико-химическими показателями качества воды, определяющими ее пригодность для использования на
ТЭС и АЭС, являются:
прозрачность;
цветность;
содержание взвешенных веществ;
сухой остаток;
общая жесткость и ее составляющие;
общая щелочность и ее составляющие;
окисляемость, общий органический углерод (ООУ);
показатель концентрации водородных
ионов;
содержание
коррозионно-агрессивных
газов О2 и СО2;
удельная электрическая проводимость
(электропроводность);
показатель рН.
ПРИМЕСИ ПРИРОДНЫХ ВОД. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ИСХОДНОЙ ВОДЫ
Для получения более качественной характеристики воды дополнительно определяют
содержание в ней:
катионов: кальция, магния, натрия;
анионов: хлоридов, карбонатов, сульфатов, силикатов;
соединений: железа и алюминия.
Прозрачность воды зависит от количества и цвета взвешенных и растворенных в ней
веществ. Цветность воды, ее окраска объясняются наличием гуминовых соединений, танина, солей железа.
Показатель рН характеризует реакцию
воды: рН < 7 – кислая; рН > 7 – щелочная;
рН = 7 – нейтральная. Природная вода имеет
рН = 6,5…8,5.
Удельная электрическая проводимость
(электропроводность) χ воды характеризуется
электрической проводимостью 1 см3 с размером граней 1 см, выражается в См/см и указывает на суммарную концентрацию ионных
примесей воды. Удельная электропроводимость воды, не содержащей примесей, при
25 °С составляет 0,055 мкСм/см и определяется переносом в электрическом поле только
ионов Н+ и ОН− самой воды.
Окисляемость воды – количество кислорода (в мг/л), потребное для окисления веществ, присутствующих в ней. Эти вещества
обусловлены в основном наличием органических примесей и лишь в незначительной степени быстро окисляющихся соединений железа, сероводорода и нитритов. Более объективной характеристикой концентрации органических веществ в воде является концентрация
ООУ, выражаемая в мг/л.
Сухой остаток – это суммарное количество растворенных в воде нелетучих молекулярно-дисперсных и коллоидных веществ минерального и органического происхождения,
присутствующих в коллоидном и молекулярно-дисперсном состоянии, выраженное в мг/кг
(мг/л). Сухой остаток определяется путем выпаривания предварительно профильтрованной
пробы воды и последующего высушивания
остатка при температуре 110 °С до постоянного веса.
Взвешенные вещества – частички песка,
глины, остатки растительности и других веществ, захватываемых с поверхности почвы
дождевыми или талыми водами и уносимых в
открытые водоемы. Взвешенные вещества
определяют фильтрованием 1 л пробы воды
через бумажный фильтр, который высушивают
355
при температуре 105…110 °С до постоянной
массы, взвешивают, выражаются в мг/л.
Общая жесткость воды равна сумме
концентраций в ней катионов кальция (кальциевая жесткость ЖСа) и магния (магниевая
жесткость ЖMg), выраженная в мг ⋅ экв/кг или
мг ⋅ экв/л.
Общая жесткость воды подразделяется на
следующие виды:
карбонатную Жк, обусловленную присутствием в воде бикарбонатов кальция и магния Са(НСО3)2 и Мg(HCO3)2, так как карбонаты СаСО3 и MgСО3 малорастворимы в воде;
некарбонатную Жнк, обусловленную наличием в воде хлоридов, сульфатов и других
некарбонатных солей Са и Mg.
Таким образом, общая жесткость воды
равна сумме кальциевой и магниевой жесткости, с одной стороны, и сумме карбонатной и
некарбонатной жесткости, с другой:
Жо = Жк + Жнк = ЖМg + ЖСа.
Общая щелочность воды – это суммарная концентрация содержащихся в воде гидроксидов и анионов слабых кислот: HCO3−,
CO32−, PO43−, HSiO3−, SiO32− и анионов некоторых солей слабых органических кислот (гуматов), за вычетом концентрации катионов Н+,
выраженная в мг ⋅ экв/кг, мг ⋅ экв/л.
В зависимости от анионов, различают
щелочность:
гидратную Щг, обусловленную концентрацией в воде гидроксильных ионов ОН− ;
карбонатную Щк, обусловленную концентрацией в воде карбонатных ионов СО32−;
бикарбонатную Щб, обусловленную концентрацией бикарбонатных ионов НСО3−.
Карбонатную жесткость воды часто называют щелочностью, так как из определения
карбонатной жесткости следует, что она обусловлена наличием в воде соединений, дающих в растворе анионы НСО3− и СО32−, наряду
с катионами Са2+ и Mg2+.
Диапазон изменения отдельных показателей качества природных вод, используемых
в качестве исходных на ТЭС и АЭС, приведен
в табл. 3.3.1.
Нормы качества воды как теплоносителя в топливных схемах ТЭС. Требование
организации безнакипного водно-химического
режима с минимальной коррозией конструкционных материалов энергоблоков реализовано в
нормах качества питательной воды и ее составляющих РД 34.20.501–95 и СТП-ЭО-0003–99
(табл. 3.3.2 – табл. 3.3.4).
356
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
3.3.1. Показатели качества ряда водоисточников ТЭС России
Показатель
Жесткость общая, мг ⋅ экв/дм3
Щелочность общая, мг ⋅ экв/дм3
Окисляемость перманганатная, мг/дм3
Концентрация, мг/дм3:
ионов кальция
ионов магния
хлоридов
сульфатов
ионов натрия
кремния
соединений железа
взвешенных веществ
солей
рН
1
2
3
4
5
6
2,47
1,83
47,5
0,55
0,43
7,6
6,0
4,0
13,6
2,1
1,9
6,0
2,4
2,1
5,8
4,8
3,1
7,1
29,0
12,0
21,8
14,2
7,0
4,5
300
10,2
190
7,5
9,0
1,2
3,5
6,1
2,7
6,0
201
–
67
6,8
90
18
22
81
10
17
150
62
483
6,9
4,0
6,0
6,0
15,0
7,0
1,5
500
1,9
170
7,8
30,1
11,5
9,2
25,0
2,3
2,7
174
8
126
7,5
62,0
21,3
82,1
44,4
38,4
6,9
618
12
335
7,4
П р и м е ч а н и е : 1 – р. Волхов, Каширская ГРЭС; 2 – р. Нева, Ладожское озеро; 3 – р. Ока, Нижний
Новгород; 4 – озеро Удомля, Калининская ГРЭС; 5 – р. Москва, ТЭЦ-23; 6 – р. Москва, ТЭЦ-26.
3.3.2. Нормы качества питательной воды и конденсата прямоточного котла (р = 24,5 МПа)
по РД 34.20.501–95
Показатель
Общая жесткость, мкг ⋅ экв/дм3
Концентрация, мг/дм3:
соединений железа
соединений меди
растворенного кислорода
кремниевой кислоты
соединений натрия
рН
Удельная электропроводность, мкСм/см:
Н-катионированной пробы
исходной пробы
Питательная
вода
Конденсат
турбин
≤ 0,2
≤ 0,5
≤1
≤5
100…400
≤ 15
≤ 5,0
7,7 ±0,2
–
–
≤ 20
–
–
–
≤ 0,3
0,5
–
3.3.3. Нормы качества питательной воды и конденсата для барабанных
котлов (рб = 13,8 МПа) по РД 34.20.501–95
Показатель
Общая жесткость, мкг ⋅ экв/дм3
Концентрация, мг/дм3:
соединений железа
соединений меди
растворенного кислорода
Питательная
вода
Конденсат
турбин
≤1
≤1
≤ 20
≤5
≤ 10
–
–
≤ 20
357
ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ПРИРОДНЫХ ВОД
Продолжение табл. 3.3.3
Показатель
кремниевой кислоты
соединений натрия
рН
Удельная электропроводность Н-катионированной пробы,
мкСм/см
Концентрация, мг/дм3:
гидразина
аммиака
нитратов и нитритов
нефтепродуктов
Питательная
вода
Конденсат
турбин
≤ 60
≤ 50
9,1 ±0,1
–
–
–
≤ 1,5
≤1
20…60
≤ 1000
≤ 20
≤ 0,3
–
–
–
–
3.3.4. Нормы качества рабочей среды второго контура РУ В-392 по СТП-ЭО-0003–99
Показатель
рН при 25 °С
Удельная электропроводимость Н-катионированной
пробы, мкСм/см
Концентрация, мкг/дм3:
натрия
хлорид-иона
сульфат-иона
кремнекислоты
железа, не более
меди, не более
растворенного кислорода (после деаэратора)
гидразина (после деаэратора), не менее
аммиака
масел и тяжелых нефтепродуктов, не более
Из приведенных выше норм качества питательной воды на ТЭС и АЭС следует, что
нормируются в основном одни и те же показатели качества теплоносителя при более жестких требованиях для энергоблоков АЭС. Качество водных потоков, составляющих питательную воду энергоблока (конденсат турбины,
добавочная вода и др.), может отличаться от
приведенных данных, но не должно ухудшать
качество питательной воды. Поэтому природная вода, используемая для получения добавочной воды энергоблоков, подвергается глубокой очистке от всех видов примесей, включая очистку от грубодисперсных и коллоидных
Питательная
вода
Продувочная
вода
8,8…9,2
8,5…9,2
0,2
0,8
–
–
–
–
15
3
10
40
150…500
100
20
20
20
300
–
–
–
–
–
–
примесей (предочистке), и очистке от ионных
примесей – солей одним из трех методов: химическим, термическим или мембранным
обессоливанием на установках обратного осмоса или их комбинацией.
3.3.3. ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ
ПРИРОДНЫХ ВОД
Осветление воды. Ее целью является
достижение прозрачности воды, т.е. снижение
содержания в ней грубодисперсных примесей.
Понятие "осветление" обычно трактуется шире
и включает в себя выделение из воды частиц,
укрупняющихся и образующих твердую фазу.
358
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
Естественным процессом осветления воды является ее отстаивание. С учетом скорости
осаждения, зависящей от размера частиц, реализация процесса отстаивания связана со значительными трудностями. Так, для осаждения
частиц глины размером 1 мкм в резервуаре с
высотой слоя воды 1 м требуется семь суток.
Коллоидные частицы, обладая поверхностными силами, формируют на своей поверхности электрический заряд одного и того же
знака для частиц одинаковой химической природы (рис. 3.3.5). Заряд препятствует сближению и слипанию частиц, вызывая действие сил
отталкивания. Для полного устранения или
существенного снижения заряда коллоидных
частиц в технике водообработки прибегают к
искусственному приему, связанному с созданием в обрабатываемой воде новой коллоидной системы с противооложным знаком заряда. Для этого используется ввод в воду коагулянтов (сульфата алюминия или железа) при
совмещении процессов известкования и коагуляции.
Сульфат алюминия в воде диссоциирует,
ионы алюминия подвергаются гидролизу, а
освободившиеся при этом ионы водорода
а)
33
22
0000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0С}
0000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00С}
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
С}
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 С}
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 00 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00С}
0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 0 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 С}
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 С}
000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
0000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00С}
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 С}
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
0000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
С}
С}
-
взаимодействуют с бикарбонатионами, всегда
присутствующими в природных водах:
Аl2(SO4)3 → 2Аl3+ + 3SO42–;
Аl3+ + 3Н2О → Аl(ОН)3 + 3Н+;
Н+ + НСО3– → Н2СО3 → Н2О + СО2.
Образующееся труднорастворимое вещество (гидроксид алюминия Al(OH)3) при образовании твердой фазы проходит коллоидную
стадию дисперсности, при этом частицы гидроксида алюминия заряжены положительно
вследствие частичной диссоциации с переходом в раствор ионов гидроксила. По такой же
схеме образуется гидроксид железа Fе(ОН)3.
Таким образом, при дозировке коагулянтов образуется новая, искусственно созданная
коллоидная система с положительным знаком
заряда, поэтому между ней и природными коллоидными частицами, заряженными обычно
отрицательно, возникают силы притяжения и
образуются укрупненные агрегаты в виде
хлопьев (рис. 3.3.6). Эти агрегаты быстро осаждаются в воде или могут быть отфильтрованы вследствие их относительно больших размеров, достигающих 1 мм и более.
б)
в)
о -
о=
С} -
-
О -
-
С}
-
,:} -
133 0 -
-
55
4
а)
11
66
б)
в)
Рис. 3.3.5. Схема строения коллоидной мицеллы (а), гранулы (б)
и мицеллы, несущей отрицательный заряд (в):
1 – поверхность коллоидной частицы; 2 – адсорбированные ионы; 3 – противоионы;
4 – двойной электрический слой; 5 – диффузионный слой; 6 – адсорбционный слой
11
22
3
4
4
55
66
7
7
Рис. 3.3.6. Схема процесса хлопьеобразования:
1 – цепочечные агрегаты первичных частиц; 2 – микрохлопья (1, 2 – "скрытая" коагуляция);
3 – хлопья ("явная" коагуляция); 4 – образование хлопьев с совершенной структурой; 5 – адсорбция;
6 – окклюзия; 7 – сокристализация (включение в структуру хлопьев одинакового радиуса)
ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ПРИРОДНЫХ ВОД
Процесс коагуляции коллоидных примесей природных вод осуществляют в осветлителях (рис. 3.3.7). Исходная подогретая вода III
после выделения из нее избытка растворенных
газов в воздухоотделителе 1 подается в нижнюю часть осветлителя 2 через тангенциально
расположенные сопла. Сюда же насосами-дозаторами закачиваются раствор коагулянта и
известковое молоко для осуществления процесса известкования. По мере подъема обрабатываемой воды в осветлителе ее вращательное
движение, созданное для лучшего перемешивания с реагентами, гасится с помощью вертикальных 3 и горизонтальных 4, 5 перегородок
с отверстиями.
Восходящий поток обрабатываемой воды
поддерживает хлопьевидный осадок во взвешенном состоянии, образуя шламовый слой –
своеобразный фильтр, в котором содержание
грубодисперсных примесей снижается до концентрации С ≤ 10 мг/кг. Часть шламового слоя
вместе с потоком воды отводится через окна 7
в шламоуплотнитель 8, в котором шлам отстаивается и удаляется в дренаж с небольшим
количеством воды в виде продувки осветлителя IV. Наличие в осветлителе взвешенного
шлама ограничивает скорость восходящего
потока воды величиной менее 1 мм/с, поэтому
осветлитель имеет большие габаритные размеры и его располагают вне здания водоподготовительной установки. Осветленная вода собирается в кольцевом желобе 6 и удаляется из
осветлителя I.
В ряде случаев при очистке воды от коллоидных и грубодисперсных частиц целесообразно объединить процессы коагуляции и известкования. Известкование относится к методам осаждения и основано на том, что при
добавлении к воде раствора извести Са(ОН)2
ионы кальция образуют труднорастворимые
соединения с карбонатами, а ионы магния – с
гидроксильными группами. Реакции, протекающие при известковании воды, могут быть
выражены следующей схемой:
Са(ОН)2 → Са2+ + 2ОН–;
СО2 + 2ОН– → СО32– + Н2О;
НСО3– + ОН– → СО32– + Н2О;
Са2+ + СО32– → СаСО3↓;
Мg2+ + 2OН– → Мg(ОН)2↓.
359
6
Рис. 3.3.7. Движение обрабатываемой воды
в осветлителе:
1 – воздухоотделитель; 2 – смеситель;
3 – вертикальные перегородки; 4,5 – горизонтальные
перегородки; 6 – кольцевой сборный желоб;
7 – шламоприемные окна; 8 – шламоуплотнитель;
9 – сборник осветленной воды; I – выход воды;
II – ввод реагентов; III – вход воды;
IV – продувка шламоуплотнителя; V – дренаж
Очевидно, что при известковании происходит декарбонизация воды (удаление СО2),
некоторое снижение концентрации в ней иона
НСО3– и общей жесткости Жо. Так как для
современных котлов и реакторов требуется
вода более высокого качества, чем получается
при известковании, этот метод обычно рассматривается как метод предварительной очистки природной или сточных вод перед последующей более глубокой их обработкой.
Осветление воды фильтрованием.
Окончательное удаление грубодисперсных
примесей из воды, прошедшей осветлители,
завершается при ее фильтровании через пористую среду, создаваемую фильтрующим материалом, загруженным в осветлительные (механические) фильтры. Процесс выделения этих
примесей из воды состоит из трех стадий:
1) переноса частиц из потока воды на поверхность фильтрующего материала за счет инерционных и диффузионных сил; 2) закрепления
их на поверхности фильтрующего материала
под действием межмолекулярных сил Ван-дерВаальса (адгезия – прилипание) или механически – в щелях между зернами; 3) отрыва частиц с переходом их в поток воды.
360
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
Последняя стадия происходит за счет
гидродинамических сил потока воды, скорость
которого возрастает по мере сужения проходного сечения пор, заполняемых прилипающими примесями. Наряду с увеличением скорости в порах повышается и гидравлическое сопротивление слоя. Зона насыщения примесями
фильтрующей загрузки постепенно распространяется в глубь слоя, и в определенный
момент концентрация примесей в фильтрате
начинает повышаться, после чего фильтр надо
отключать для взрыхляющей промывки "истощенного" слоя.
Фильтрующие материалы осветлительных фильтров должны удовлетворять следующим требованиям: обладать высокой механической прочностью, химической стойкостью
(нерастворимостью) и правильно подобранными размерами частиц. В качестве фильтрующего материала в насыпных осветлительных фильтрах на ТЭС используют дробленый
антрацит, кварцевый песок, сульфоуголь с
гранулами размером 0,5…1,5 мм. В намывных
фильтрах для создания фильтрующего слоя
применяют фильтроперлит с частицами размером около 50 мкм или дробленую целлюлозу.
Напорный осветлительный фильтр состоит из цилиндрического корпуса с приваренными к нему сферическими крышкой и
днищем (рис. 3.3.8). Внутри корпуса расположены слой фильтрующего материала высотой
около 1 м, дренажно-распределительные устройства, назначением которых является равномерное распределение и сбор воды по всему
сечению фильтрующего слоя без выноса
фильтрующего материала.
В эксплуатационных условиях осветлительный фильтр отключают задвижками от
подводящей и отводящей магистралей при
проскоке примесей в фильтрат или достижении определенного перепада давлений в слое.
Освобождение материала от задержанных примесей осуществляют методом взрыхляющей промывки в течение 15…20 мин. При
промывке слой материала в фильтре переходит
во взвешенное состояние, расширяясь на
30…50 %, и вследствие трения зерен между
собой освобождается от налипших примесей,
выносимых с потоком промывочной воды и
сжатого воздуха из фильтра.
Основы теории и практики осветления
воды и ионообменного обессоливание на установках водоподготовки на ТЭС и АЭС изложены в литературе [1, 2].
Обработка воды методом ионного обмена. Для удаления ионизированных примесей
(растворенных солей) используются ионообменные материалы (иониты), которые способны изменять ионный состав воды в желаемом
направлении.
Зерно ионообменной смолы – агрегат из
макромолекул, обладающих ярко выраженными кислотными или основными свойствами
(рис. 3.3.9). В одном случае каждую молекулу
смолы можно рассматривать как анион очень
больших размеров, неподвижный, нерастворимый, связанный с водородными ионами (Н+),
которые могут вступать в обменные реакции.
Агрегат из таких молекул составляет зерно
катионита К, условно обозначаемого НR.
Ион водорода находится не только на поверхности зерна. Вода может проникать в него,
ионизируя во всем его объеме атомы водорода
в ионообменных группах (например, группах
)
1
1
11 33
22
4
33
р1
p1
)
1
1
22
22
р2
p2
4
Рис. 3.3.8. Однопоточный механический фильтр:
1 – обрабатываемая вода; 2 – подача сжатого
воздуха; 3 – вода при взрыхляющей промывке;
4 – отмывка перед включением в работу
а)
б)
Рис. 3.3.9. Схема распределения зарядов в зернах
катионита (а) и анионита (б):
1 – фиксированные ионы матрицы
(отрицательно заряженные у катионита и
положительно заряженные у анионита);
2 – обменивающиеся противоионы
ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ПРИРОДНЫХ ВОД
11
2
2
33
Рис. 3.3.10. Схема ионообмена в зерне ионита:
1 – ионы раствора; 2 – ионы раствора, перешедшие
в ионит; 3 – ионы ионита, перешедшие в раствор
361
через катионитные фильтры, у которых обменным ионом является ион водорода, и анионитные фильтры, загруженные анионитом в
гидроксильной форме.
При пропуске воды через Н-катионитные
фильтры все присутствующие в ней катионы
(Са2+, Мg2+, Nа+ и др.) заменяются эквивалентным количеством ионов водорода:
2RН + Са2+ ↔ R2Са + 2Н+;
2RН + Мg2+ ↔ R2Мg + 2Н+;
RН + Nа+ ↔ RNа + Н+.
SO3Н). На место ионов Н+ будут становиться
катионы примесей, проникающие вместе с
молекулами воды из внешнего раствора в
глубь зерна (рис. 3.3.10):
Полученную кислую воду, содержащую
анионные примеси (Сl–, SO42–, НСО3–, НSiО3– и
др.), пропускают затем через анионитные
фильтры, в которых происходит обмен анионов примесей на ион гидроксила, переходящий
в обработанную воду:
НR + Кt+ ↔ КtR + Н+.
RОН + Сl– → RСl + ОН–;
Ионы водорода диффундируют из зерна
ионита в обрабатываемую воду, делая ее кислой.
Аналогично катионитам, смолы, содержащие в своем составе гидроксильную группу, –
это аниониты А, в структуре которых имеется
большой неподвижный катион R+ и связанный
с ними, способный к обмену гидроксильный
ион ОН–. Обменная реакция на анионите протекает по следующей схеме:
2ROН + SO42– → R2SO4 + 2ОН–;
RОН + Аn– ↔ RАn + ОН–.
Представление об ионитах как твердых
электролитах определяет основанные закономерности ионного обмена, такие как эквивалентность обмена, обратимость ионообменных
реакций и селективность (избирательность)
при обмене с ионами нескольких типов.
Технология ионного обмена. Одной из
основных технологических характеристик
ионообменных смол является обменная емкость, определяемая числом активных функциональных групп, внедренных в структуру
ионита, выраженная обычно в г ⋅ экв обмениваемых ионов на 1 м3 ионита. Этот показатель
позволяет составить материальный баланс
работы ионитного фильтра, т.е. определить
количество воды, которое можно в нем обработать, а также рассчитать продолжительность
рабочего цикла фильтра.
В теплоэнергетике природную воду для
промышленного использования приготавливают методом химического (ионообменного)
обессоливания, пропуская ее последовательно
RОН + НСО3– → RНСО3 + ОН–;
RОН + НSiО3– → RНSiО3 + ОН–.
Ионы водорода и гидроксила не могут
существовать совместно в произвольных количествах, так как вода представляет собой
очень слабый электролит. Поэтому конечным
продуктом реакции обмена ионов в рассматриваемой схеме являются молекулы воды. В итоге в обработанной воде не остается ионизированных примесей. Такую воду называют обессоленной, ее солесодержание не превышает
обычно 1 мг/кг (или мг/л).
После исчерпания способности к обмену
ионами ионообменные смолы подвергают регенерации. Для этого через катионит пропускают раствор сильной кислоты (Н2SO4, НNО3 и
др.), а через ионит – раствор щелочи (NаОН,
КОН). Содержащиеся в регенерационных растворах ионы H+ и ОH– ввиду обратимости
ионообменных реакций вытесняют соответственно из катионита и анионита поглощенные
за рабочий цикл ионы-примеси.
Кроме химического обессоливания воды
ионитная обработка используется для умягчения воды, т.е. для удаления из нее ионов кальция и магния, характеризующих такой показатель качества воды, как жесткость. В этом случае воду фильтруют через катионит в исходной натриевой форме:
2RNа + Са2+ → R2Са + 2Nа+;
2RNа + Мg2+ → R2Мg + 2Nа+.
362
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
После истощения Na-катионита, т.е. обмена всех ионов натрия, находившихся в смоле, на ионы Са2+ и Мg2+, проводят регенерацию катионита (восстановление его исходного
состояния) путем обработки раствором NаСl:
R2Са + 2Nа+ + 2Сl– → 2RNа + Са2+ + 2Сl–;
R2Мg + 2Nа+ + 2Сl– → 2RNа + Мg2+ + 2Сl–.
Процессы ионообменной очистки воды
проводят в фильтрах (рис. 3.3.11). Как и осветлительный фильтр, ионитные фильтр состоит
из цилиндрического корпуса, верхнего и нижнего распределительных устройств, подводящих и отводящих воду и реагенты трубопроводов с арматурой. Кроме того, фильтр комплектуется контрольно-измерительной аппаратурой (манометрами, расходомерами, устройствами отбора проб, автоматическими приборами химического контроля).
В тех случаях, когда исходная природная
вода является высокоминерализованной, т.е.
содержит растворенные соли в концентрации
более 600…700 мг/кг, рабочие циклы в фильтрах химического обессоливания становятся
короткими, на их частую регенерацию расходуется большое количество реагентов. Это
делает технологию химического, ионитного
обессоливания таких вод малоэкономичной и
вызывает необходимость использования других способов обессоливания воды, таких как
термический и мембранный.
1
1
5
5
А
A
00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
0 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
0 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000
00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00
Б
Б
44
Термическое обессоливание воды [3].
При этом способе вода нагревается до кипения
при различных давлениях (возможно, при давлении ниже атмосферного) с последующей
конденсацией получаемого при этом пара.
Этот процесс осуществляют в испарителях.
Преимущественное распространение получили испарители с передачей теплоты через
поверхность нагрева, представляющие собой
по существу паровые котлы, в которых в отличие от обычных котлов нагревание и испарение воды осуществляются не продуктами сгорания топлива, а с помощью первичного пара,
в отличие от вторичного пара, получаемого в
испарителях. Получение первичного пара на
ТЭС сложностей не вызывает, так как он является основным рабочим телом для оборудования ТЭС. Обычно первичный пар для испарителя отводят из отборов турбины при давлении
0,5…1,0 МПа.
В нижней части корпуса 1 испарителя
поверхностного типа (рис. 3.3.12), заполненного испаряемой водой, вмонтирован нагревательный трубчатый элемент 5, в который поступает греющий пар I. Полученный в испарителе вторичный пар направляется в конденсатор 3, охлаждаемый водой, в котором пар конденсируется. Для предотвращения уноса паром
капелек испаряемой воды, которые содержат
много примесей и загрязняют пар, паровое
пространство испарителя оборудуют сепарационными влагоотделяющими устройствами 2.
Питание испарителей рассмотренного типа
должно производиться умягченной водой во
избежание выделения накипи, состоящей из
солей жесткости.
77
22
33
6
Рис. 3.3.11. Схема прямоточного ионитного
фильтра:
А – верхнее распределительное устройство;
Б – нижнее распределительное устройство;
1, 2 – вход и выход обрабатываемой воды;
3,4 – вход и выход взрыхляющей воды;
5 – вход свежего регенерационного раствора;
6 – выход отработанного регенерационного раствора;
7 – воздушник
Рис. 3.3.12. Схема одноступенчатого
дистилляционного аппарата:
1 – корпус; 2 – сепаратор; 3 – конденсатор; 4 – насос
охлаждающей воды; 5 – нагревательный элемент;
I – греющий пар; II – конденсат; III – рассол в сток;
IV – питательная вода; V – дистиллят; VI – в сток
363
ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОБРАТНОГО ОСМОСА И УЛЬТРОФИЛЬТРАЦИИ
Обессоливание воды обратным осмосом
[4]. Обратноосмотическая технология обессоливания воды заключается в продавливании
воды через полупроницаемые мембраны 6,
имеющие размеры пор, сопоставимые с размерами ионов молекул (рис. 3.3.13). При этом
вода проходит через поры, а растворенные в
воде соли, а также коллоиды и органические
соединения задерживаются мембранами. Конструкция обратноосмотических элементов предусматривает непрерывное удаление задержанных веществ с поверхности мембраны,
поэтому при правильно организованном процессе обессоливание ведется безостановочно в
течение сотен и тысяч часов. Использование
современных обратноосмотических мембран
позволяет практически без применения химических реагентов удалять из обрабатываемой
воды более 96…98 % растворенных солей,
коллоидов и органических соединений.
Возможность практически безреагентного удаления из обрабатываемой воды растворенных в ней солей и органических соединений предопределяют актуальность использования мембранной технологии обессоливания
для нужд водоподготовки на ТЭС и АЭС.
Опыт эксплуатации установок обратного
осмоса показал, что порядок задержки ионов
полупроницаемыми мембранами соответствует
ряду селективности обмена ионов на ионитах,
т.е. связан с возрастанием степени гидратации
ионитов (табл. 3.3.5).
Эффективность технологии обратного
осмоса определяется свойствами полупроницаемых мембран, которые должны характеризоваться высокой разделяющей способностью
(солезадержанием) и удельной проницаемостью, быть химически стойкими и механически прочными, иметь низкую стоимость и дос11
44
55
66
77
33
22
Рис. 3.3.13. Схема обратноосмотической
установки:
1 – высокоминерализованная обрабатываемая вода;
2 – очищенная вода; 3 – концентрат (сбросная вода);
4 – насос высокого давления; 5 – модуль обратного
осмоса; 6 – полупроницаемая мембрана;
7 – выпускной клапан
3.3.5. Результаты обработки воды
с концентрацией солей 6500 мг/дм3
на обратноосмотической установке
при р = 2,2 МПа с 50%-ным выходом
очищенной воды
1
Показатель
После
предварительной
обработки
1
После
установки
обратного
осмоса
Концентрация ионов
в воде, мг/дм3:
Ca2+
750
10
Mg2+
850
14
+
970
48
HCO3–
85
50
SO42–
600
14
–
3280
160
PO43–
4,6
–
6540
296
6,2
6,2
12 000
550
Na
Cl
Общее
солесодержание, мг/дм3
рН
Электрическая проводимость, мкСм/см
таточный (до 5 лет) срок службы без ухудшения технологических показателей. Этим требованиям удовлетворяют полимерные мембраны, изготовляемые из ацетилцеллюлозы или из
ароматических полиамидов.
3.3.4. ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ОБРАТНОГО ОСМОСА
И УЛЬТРОФИЛЬТРАЦИИ
НА УСТАНОВКАХ ОБРАБОТКИ ВОДЫ
Первая отечественная обратноосмотическая
установка УОО-50 производительностью 50 м3/ч
разработана в ОАО "ВНИИАМ". В этой установке
применены ацетатцеллюлозные рулонные элементы
ЭРО-6,5/900; 694 обратноосмотических элемента
размещены в 99 корпусах модулей, выполненных из
коррозионно-стойкой стали, длина каждого модуля
6 м. В каждом модуле установлено шесть обратноосмотических элементов, объединенных последовательно по ходу обрабатываемой воды. Схема установки имеет две ступени (66 + 33).
Следующим шагом в освоении новой технологии водоподготовки для ТЭС стала разработка обратноосмотической установки У00-50А, включающая 42 элемента типа Filmtec Bw-30-330 фирмы Дау
Денмарк на основе композитных мембран из композиционных материалов.
364
О
Шлам
МФII
11
УОО-50А
Д
33
Концентрат
в дренаж
мой воды от взвеси и железа (табл. 3.3.6). Очистка от
соединений ответственных за цветность достаточно
эффективна только для мембран УВА 20-ПС-1040
(более 70 %) и существенно меньше при использовании мембран с большими размерами пор. Еще
менее эффективна очистка от соединений, определяющих перманганатную окисляемость воды. Однако поскольку остаточные цветность и окисляемость
определяются соединениями с молекулярной массой
менее 150 кД (килодальтон), безвредными для обратноосмотических мембран, воду после ультрафильтрационной очистки можно направлять на обратноосмотическое обессоливание без риска образования отложений.
Результаты измерения производительности
установки представлены на рис. 3.3.15.
За период практически непрерывной эксплуатации установки в режиме, близком к проектному,
выработано 280 023 м3 частично обессоленной воды
со средней часовой производительностью 46,3 м3/ч,
т.е. 92,6 % номинальной.
Эксплуатационные данные по концентрациям
ионов СNa+ и СCl– в фильтре за исследуемый период
представлены на рис. 3.3.16.
Несмотря на снижение производительности
установки, вызванное отложениями части коллоидов
на поверхности мембран, объем воды обрабатываемый между химическими промывками в период
стабильной работы установки соответствует 1,3 –
1,6 месяцам работы в номинальном режиме.
Производители мембран, даже при отсутствии
видимых признаков отложений на мембранах, рекомендуют проводить их химическую промывку не
реже, чем через 1 – 2 месяца непрерывной работы.
Глава 3.3. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
БОВ
МФI
Важнейшим фактором, от которого зависит
длительная работа мембран, является соблюдение
норм качества воды, подаваемой на обратноосмотическое обессоливание. Фирм