Горение природного газа
Характеристика метана
§ Бесцветный;
§ Нетоксичный (не ядовитый);
§ Без запаха и вкуса.
§ В состав метана входит 75% углерода, 25% водорода.
§ Удельный вес составляет 0,717кг/м3 (легче воздуха в 2 раза).
§ Температура воспламенения – это минимальная начальная температура, при которой начинается горение. Для метана она равна 645о.
§ Температура горения – это максимальная температура, которая может быть достигнута при полном сгорании газа, если количество воздуха, необходимого для горения, точно отвечает химическим формулам горения. Для метана она равна 1100-1400о и зависит от условий сжигания.
§ Теплота сгорания – это количество тепла, которое выделяется при полном сгорании 1 м3 газа и она равна 8500 ккал/м3.
§ Скорость распространения пламени равна 0,67 м/сек.
Газовоздушная смесь
В которой газа находится:
— до 5% не горит;
— от 5 до 15% взрывается;
— свыше 15% горит при подаче дополнительного воздуха (все это зависит от соотношения объема газа в воздухе и называется пределами взрываемости)
Горючие газы не имеют запаха, для своевременного определения их в воздухе, быстрого и точного обнаружения мест утечки, газ одорируют, т.е. дают запах. Для этого используют ЭТИЛМЕРКОПТАН. Норма одоризации 16 гр на 1000 м3. При наличии в воздухе 1% природного газа должен ощущаться его запах.
Газ, используемый в качестве топлива, должен соответствовать требованиям ГОСТа и содержать вредных примесей на 100м3 не более:
Сероводорода 0,0 2г/м.куб
Аммиака 2 гр.
Синильной кислоты 5 гр.
Смолы и пыли 0,001 г/м.куб
Нафталина 10 гр.
Кислорода 1%.
Использование природного газа имеет ряд преимуществ:
· отсутствие золы и пыли и выноса твердых частиц в атмосферу;
· высокая теплота сгорания;
· удобство транспортировки и сжигания;
· облегчается труд обслуживающего персонала;
· улучшаются санитарно-гигиенические условия в котельных и прилегающих районах;
· широкий диапазон автоматического регулирования.
При использовании природного газа требуются особые меры осторожности, т.к. возможна утечка через неплотности в местах соединения газопровода и арматуры. Наличие в помещении более 20% газа вызывает удушье, скапливание его в закрытом объеме свыше 5% до 15% приводит к взрыву газовоздушной смеси. При неполном сгорании выделяется угарный газ, который даже при небольшой концентрации (0,15%) является отравляющим.
Горение природного газа
Горением называется быстрое химическое соединение горючих частей топлива с кислородом воздуха, происходит при высокой температуре, сопровождается выделением тепла с образованием пламени и продуктов сгорания. Горение бывает полным и неполным.
Полное горение – происходит при достаточном количестве кислорода. Нехватка кислорода вызывает неполное сгорание, при котором выделяется меньшее количество тепла, чем при полном, угарный газ (отравляюще действует на обслуживающий персонал), образуется сажа на поверхности котла и увеличиваются потери тепла, что приводит к перерасходу топлива, снижению КПД котла, загрязнению атмосферы.
Продуктами сгорания природного газа являются – диоксид углерода, водяные пары, некоторое количество избыточного кислорода и азот. Избыточный кислород содержится в продуктах горения только в тех случаях, когда горение происходит с избытком воздуха, а азот в продуктах сгорания содержится всегда, т.к. является составной частью воздуха и не принимает участие в горении.
Продуктами неполного сгорания газа могут быть оксид углерода, несгоревшие водород и метан, тяжелые углеводороды, сажа.
Реакция метана:
СН4 2О2 = СО2 2Н2О
Согласно формуле для сгорания 1 м3 метана необходимо 10 м3 воздуха, в котором находится 2 м3 кислорода. Практически для сжигания 1 м3 метана необходимо больше воздуха с учетом всевозможных потерь, для этого применяется коэффициент К избытка воздуха, который = 1,05-1,1.
Теоретический объем воздуха = 10 м3
Практический объем воздуха = 10*1,05=10,5 или 10*1,1=11
Полноту сгорания топлива можно определить визуально по цвету и характеру пламени, а так же с помощью газоанализатора.
Прозрачное голубое пламя – полное сгорание газа;
Красное или желтое с дымными полосами – сгорание неполное.
Горение регулируется увеличением подачи воздуха в топку или уменьшением подачи газа. В этом процессе используют первичный и вторичный воздух.
Вторичный воздух – 40-50% (смешивается с газом в топке котла в процессе горения)
Первичный воздух – 50-60% (смешивается с газом в горелке до горения)на горение идет газовоздушная смесь
Горение характеризует скорость распределения пламени – это скорость, с которой элемент фронта пламени распространяется относительно свежей струю газовоздушной смеси.
Скорость горения и распространения пламени зависит от:
· от состава смеси;
· от температуры;
· от давления;
· от соотношения газа и воздуха.
Скорость горения определяет одно из основных условий надежной эксплуатации котельной и его характеризует отрыв пламени и проскок.
Отрыв пламени– происходит если скорость газовоздушной смеси на выходе из горелки больше скорости горения.
Причины отрыва: чрезмерное увеличение подачи газа или чрезмерное разряжение в топке (тяга). Отрыв пламени наблюдается при розжиге и при включении горелок. Отрыв пламени приводит к загазованности топки и газоходов котла и к взрыву.
Проскок пламени – происходит если скорость распространения пламени (скорость горения) будет больше скорости истечения газовоздушной смеси из горелки. Проскок сопровождается горением газовоздушной смеси внутри горелки, горелка раскаляется и выходит из строя.
При отрыве и проскоке пламени обслуживающий персонал должен прекратить подачу топлива, выяснить и устранить причину, провентилировать топку и газоходы в течение 10-15 минут и снова разжечь огонь.
Процесс горения газообразного топлива можно разделить на 4 стадии:
1. Вытекание газа из сопла горелки в горелочное устройство под давлением с увеличенной скоростью.
2. Образование смеси газа с воздухом.
3. Зажигание образовавшейся горючей смеси.
4. Горение горючей смеси.
Газопроводы
Газ к потребителю подается по газопроводам – наружным и внутренним – на газораспределительные станции, размещенные за городом, а с них по газопроводам на газорегуляторные пункты ГРП или газорегуляторный устройства ГРУ промышленных предприятий.
Газопроводы бывают:
· высокого давления первая А категория свыше 1,2(12 кгс/см2) Мпа на территории тепловых электрических станций к газотурбинным и парогазовым установкам;
· высокого давления первой категории свыше 0,6 Мпа до 1,2 Мпа включительно;
· высокого давления второй категории свыше 0,3 Мпа до 0,6 Мпа;
· среднего давления третьей категории свыше 0,005 Мпа до 0,3 Мпа;
· низкого давления четвертой категории до 0,005Мпа включительно.
· МПа — означает Мега Паскаль
В котельной прокладывают газопроводы только среднего и низкого давления. Участок от распределительного газопровода сети (городской) к помещению вместе с отключающим устройством называют вводом.
Вводным газопроводом считают участок от отключающего устройства на вводе, если он установлен снаружи помещения к внутреннему газопроводу.
На вводе газа в котельную в освещенном и удобном для обслуживания месте, должна находиться задвижка. Перед задвижкой должен быть изолирующий фланец, для защиты от блуждающих токов. На каждом отводе от распределительного газопровода к котлу, предусматривается не менее 2 отключающих устройств, одно из которых устанавливается непосредственно перед горелкой.
Помимо арматуры и КИП на газопроводе, перед каждым котлом, обязательно устанавливается автоматическое устройство, обеспечивающее безопасную работу котла. Для предотвращения попадания газов в топку котла, при неисправных отключающих устройствах, необходимы продувочные свечи и газопроводы безопасности с отключающими устройствами, которые при бездействующих котлах должны быть открыты. Газопроводы низкого давления красят в котельных в желтый цвет, а среднего давления в желтый с красными кольцами.
Газовые горелки
Газовые горелки — газогорелочное устройство, предназначенное для подачи к месту горения, в зависимости от технологических требований, подготовленной газовоздушной смеси или разделенного газа и воздуха, а так же для обеспечения устойчивого сжигания газообразного топлива и регулирования процесса горения.
К горелкам предъявляются следующие требования:
· основные типы горелок должны изготавливаться на заводах серийно;
· горелки должны обеспечивать пропуск заданного количества газа и полноту его сжигания;
· обеспечивать минимальное количество вредных выбросов в атмосферу;
· должны работать без шума, отрыва и проскока пламени;
· должны быть просты в обслуживании, удобны для ревизии и ремонта;
· при необходимости могли бы использоваться для резервного топлива;
· образцы вновь создаваемых и действующих горелок подлежат ГОСТ испытанию;
Главной характеристикой горелок является её тепловая мощность, под которой понимают количество теплоты, способное выделяться при полном сгорании топлива, поданного через горелку. Все данные характеристики можно найти в паспорте горелки.
Температура газов на выходе из топки и степень черноты топки
В топке котельного агрегата происходит процесс сжигания топлива, при котором химическая энергия его превращается в тепловую энергию. Размеры топочной камеры, и главным образом высота ее, должны быть такими, чтобы процесс сгорания топлива был по возможности полностью завершен до входа продуктов сгорания в конвективные газоходы котла.
Передача тепла от продуктов сгорания топлива поверхностям нагрева происходит путем излучения и конвективного теплообмена. В области высоких температур газов, порядка 1200° С и выше, теплоотдача излучением более эффективна, чем конвективный теплообмен. Это объясняется тем, что тепловой поток за счет излучения пропорционален разности четвертых степеней температуры газов и наружной стенки тепловоспринимающей поверхности, а в случае конвективного теплообмена он зависит от разности первых степеней этих температур и коэффициента теплоотдачи, который лишь слабо увеличивается с ростом температуры газов.
Однако настенная радиационная поверхность нагрева значительно дороже конвективной. Наибольшая радиационная поверхность экрана, получающаяся при расположении труб вплотную друг к другу и равная площади стены, покрытой трубами, составляет примерно лишь 1/3 от общей поверхности труб. В конвективном же теплообмене участвует полная поверхность труб. Кроме того, увеличение радиационной поверхности требует повышения размеров топки, т. е. приводит к соответствующему возрастанию затрат на каркас и обмуровку котла.
Поэтому по технико-экономическим соображёниям оптимальные значения температуры продуктов сгорания на выходе из топки больше чем 1200° С.
Тем не менее, температуру газов, покидающих топку, приходится ограничивать, чтобы предотвратить шлакование конвективных поверхностей нагрева.
Для нормальной работы котельного агрегата величина температуры газов перед конвективными поверхностями нагрева, расположенными сразу после топки, имеет важное значение. Если дымовые газы имеют температуру, равную или большую, чем температура начала размягчения золы t2, то размягченные; частицы золы, при соприкосновении с поверхностями нагрева, имеющими в несколько раз более низкую температуру, прилипают к трубам, охлаждаются и образуют наросты шлака. Это приводит к ухудшению теплообмена в зашлакованной поверхности и повышению температуры газов за ней, а также к возрастанию сопротивления потоку газов.
Шлакование конвективных поверхностей нагрева отсутствует, если летучая зола при входе в эти поверхности находится в виде твердых частиц.
Температура затвердевания золы обычно несколько ниже температуры начала размягчения ее t2. Поэтому температура газов на входе в конвективные поверхности нагрева должна быть примерно на 50—100° С меньше, чем t2.
При проектировании котельных агрегатов выбор пониженной температуры на выходе из топки приводит к необходимости делать большую радиационную поверхность топки и тем самым увеличивать объем топки. Снижение температуры в конце топки приводит также к падению температурных напоров и соответствующему росту величины конвективных поверхностей нагрева. Все это влечет за собой увеличение каркаса и обмуровки котла. В конечном счете капитальные затраты на котельный агрегат возрастают, стоимость его повышается.
Для каждого топлива в зависимости от свойств его золы существует некоторое оптимальное значение температуры газов на выходе из топки.
Передача тепла в топке происходит в основном излучением. Скорость газов в топочной камере невелика, поэтому конвективным теплообменом можнопренебречь по сравнению с весьма интенсивным радиационным теплообменом
В конвективных газоходах теплообмен от продуктов сгорания к поверхностям нагрева происходит как конвекцией, так и лучеиспусканием.
В продуктах сгорания топлива содержатся газы, излучающая способность которых различна. Двухатомные газы — азот N2 кислород О2, водород. Н2, окись углерода СО — обладают очень слабым излучением. Интенсивное излучение имеют трехатомные газы (углекислый газ СО2 и сернистый ангидрид SO2), многоатомные газы (метан СН4, тяжелые углеводороды) и. водяной пар. Практически имеет значение излучение лишь трехатомных газов — СО2, SO2 и водяного пара, так как метана и тяжелых углеводородов в топочных газах содержится обычно ничтожное количество.
В отличие от излучения твердых тел, имеющих сплошной спектр, газы излучают энергию лишь, в некоторой части спектра (преимущественно в пределах инфракрасной части).
Интенсивность излучения отдельных полос спектра различна, но она никогда не превышает: интенсивности излучения абсолютно черного, тела, при данных длинах волн и температуре. Поэтому степень черноты газ а аг, т. е. отношение полной энергии излучения газа qг. к полной энергии излучения
абсолютно черного тела q0, всегда меньше единицы:
Энергия излучения газа, так же как и абсолютно черного тела, с ростом температуры увеличивается. Однако степень черноты газа в ряде случаев снижается с повышением температуры. Это объясняется тем; что максимум кривой интенсивности излучения абсолютно черного тела с ростом температуры сдвигается в область малых длин волн, где полос излучения газа почти нет. В отличие от излучения твердого тела, которое происходит с его поверхностного слоя, газы излучают всем объемом. Поэтому интенсивность излучения газа зависит от толщины излучающего объема s и растет с увеличением последней.
Энергия излучения газа возрастает также с увеличением его парциального давления в смеси. Энергия излучения газа, а следовательно, и степень черноты газа аг, таким образом зависят от произведения парциального давления газа на эффективную толщину излучающего слоя ps и температуры, т. е. 
, где р — парциальное давление газа, МПа;s — эффективная толщина излучающего слоя газа, м; t — температура газа, ° С.
При одинаковых парциальных давлениях углекислого газа и водяного параи небольшой толщине излучающего слоя пламени степень черноты водяного пара несколько меньше. В больших объемах газа излучение водяного пара более интенсивное, чем углекислого газа. В топочных камерах, где толщина излучающего слоя s велика, излучение водяного пара обычно больше, чем у углекислого газа.
Эффективная толщина излучающего слоя газового объема в топке может быть приблизительно подсчитана по формуле
, (6.1)
где V — газовый объем, м3; F ст– площадь ограждающих поверхностей, м2.
В зависимости от элементарного состава топлива и его влажности объемные доли трехатомных газов и водяных паров, а, следовательно, и парциальные давления их, имеют различные значения.
При завершении сгорания топлива в топочной камере объем трехатомных газов по всему тракту котла остается неизменным, но процентное содержание RO2 и парциальное давление их уменьшаются в связи с возрастанием объема дымовых газов за счет присосов холодного воздуха в топку и конвективные газоходы. Процентное содержание и парциальное давление водяных паров по тракту дымовых газов также снижаются.
Энергия излучения смеси различных газов не равна сумме энергий излучений каждого из газов. Это объясняется тем, что при наличии в спектрах газов, полос с одинаковыми длинами волн часть энергии, излучаемая одним газом, поглощается другим газом.
При прохождении, лучей в газовой среде интенсивность излучения их может ослабляться за счет поглощения части лучистой энергии не только молекулами газа, но и взвешенными в газе твердыми частицами. В продуктах сгорания топлива могут быть сравнительно крупные кусочки (размером 200—300 мкм, а иногда и больше) недогоревшего топлива и золы и мельчайшие (размером до 0,2—0,5 мкм) сажистые частицы.
Поглощенная молекулами газа и твердыми частицами лучистая энергия переходит в тепловую энергию и снова излучается. Поэтому суммарная энергия излучения, газовой, среды повышается при увеличении толщины слоя и плотности тазовой среды, а также содержания в газовой среде взвешенных твердых частиц.
Интенсивность теплообмена в топке определяет коэффициент излучения топочной среды ξт. Он определяется коэффициентом излучения факела ξф, заполняющего топочный объем, тепловой эффективностью экранных поверхностей ψти находится по формуле:
. (6.2)
Коэффициент излучения факела при сжигании твердых топлив или газовой среды при сжигании других видов топлив определяется по закону Бугера:
, (6.3)
где k коэффициент ослабления лучей топочной средой, 1/(м-МПа); р — давление газов в топочной камере, МПа; для топок, работающих под разрежеиием и наддувом не более 5000 Па (500 мм. вод. ст.).принимают р = 0,1 МПа; s— эффективная толщина излучающего слоя в топочной камере, м.
При сжигании твердого топлива коэффициент ослабления лучей топочной средой, определяется коэффициентом ослабления лучей трехатомными газами (kгrп), золовыми частицами (kзлμзл) и горящими коксовыми частицами kк:
. (6.4)
Коэффициент ослабления лучей газовой средой определяется по состоянию газов на выходе из топки по формуле
, (6.5) (101)
где 
– суммарная доля трехатомных газов, определяемая по объёмам продуктов сгорания.
Снижение интенсивности лучей золовыми частицами зависит только их размеров, увеличиваясь с уменьшением последних.
, (6.6)
где dзл – средний (по удельной поверхности) диаметр золовых частиц, мкм, определяется по табл. 6.1. Концентрация золовых частиц определяется по выражению
(6.7)
где G – массовое количество продуктов сгорания образующееся при сжигании 1кг твердого топлива 
.
Таблица 6.1.
| Топочное устройство | Эффективный диаметр частиц золы dзл,, мкм | |
| Камерные топки, шаровые барабанные мельницы Камерные топки, среднеходные и молотковые мельницы Камерные топки | Все топлива Все топлива, кроме торфа Торф |
|
Коэффициент ослабления лучей горящими частицами кокса принимают в зависимости от вида сжигаемого топлива. Для топлив с малым выходом летучих (антрациты, тощие угли) kк=1; для каменных, бурых углей, торфа, сланцев kк=0,5.
При сжигании газового и жидкого топлива коэффициент теплового излучения продуктов сгорания по высоте топки заметно изменяется, поэтому его усредняют по формуле:
, (6.8)
где ξсв, ξг— коэффициенты теплового излучения светящегося факела и несветящихся газов в верхней части топки; m — доля топочного объема, заполненная светящимся факелом. Значение т для теплонапряжений qv£ 390×103 кВт/м3 независимо от нагрузки котла принимается: мазуты m = 0,55; природный и др. газы m = 0,1.
Коэффициент ξг находится по (6.3), если принять ξг= kгrп. Коэффициент ξсв также находится по (6.3), если принять k=kгrп kс ,
где kс – эффективный коэффициент ослабления сажистыми частицами, образующимися в ядре факела при сжигании газа и мазута
. (6.9)
Здесь Ср/Нр – соотношение содержаний углерода и водорода в рабочей массе жидкого топлива. Для газового топлива
, (6.10)
где m и n – количество атомов углерода и водорода в соединении, а содержание углеводородных соединений СmHn выражено в %.
Определение геометрических характеристик
Для расчета топки необходимо знать объем топки Vт, поверхность стен топки Fст, лучевоспринимающую поверхность экранов Нлэ, шаг и диаметр труб экранов.
Объем топочной камеры ограничивается осевой плоскостью экранных труб стен и потолка, поверхностью, проходящей через первый ряд труб фестона, горизонтальной плоскостью, отделяющей половину высоты холодной воронки, или плоскостью пода топки.
Объем топки можно взять из справочной литературы либо рассчитать по чертежам котла:
, (6.11)
где: b– ширина топки в свету, Fст.б – поверхность боковой стены топки.
Полная поверхность стен топки
, (6.12)
где Fст.фр, Fст.з, Fф – поверхности стен фронтовой, задней и фестона (по первому ряду труб).
Поверхность стен топки, занятая экранами,
, (6.13)
где Fгор – неэкранированная поверхность стен, занятая горелками.
Лучевоспринимающая поверхность нагрева экранов топки определяется по справочной литературе или рассчитывается
, (6.14)
где Fi – поверхность соответствующей стены топки, занятой экраном, определяется как произведение расстояния между осями крайних труб данного экрана на освещенную длину экранных труб; xi – угловой коэффициент экрана, определяемый по рис. 6.1.
Рис. 6.1. Угловой коэффициент однорядного гладкотрубного экрана
1. с учетом излучения обмуровки при 
;
2. с учетом излучения обмуровки при 
;
3. с учетом излучения обмуровки при 
;
4. с учетом излучения обмуровки при 
(ДЕ, КЕ);
5. без учета излучения обмуровки при 
(ДКВР).
Угловой коэффициент х поверхности, проходящей через первый ряд труб котельного пучка или фестона, расположенных в выходном окне топки, равен 1.
При расчете последующих поверхностей нагрева следует учитывать, что угловой коэффициент самого пучка или фестона может быть меньше единицы и часть падающего на него лучистого тепла проходит сквозь пучок на расположенные за ним поверхности нагрева (например, на пароперегреватель, расположенный за фестоном).
Коэффициент тепловой эффективности экранов равен произведению углового коэффициента экрана на коэффициент, учитывающий загрязнение,
y=х×x .(6.15)
Если стены топки закрыты экранами с разными угловыми коэффициентами х или экраны покрывают часть поверхности стен, среднее значение коэффициента эффективности составит
. (6.16)
Для неэкранированных участков топочных стен y=0.
Таблица 6.2
Коэффициент загрязнения экранов [2]
| Тип экрана | Род топлива | Коэффициент x=y/х |
| Открытые гладкотруб-ные и плавниковые настенные экраны | Газообразное топливо Мазут АШ и ПА, тощий уголь, каменные и бурые угли, фрезерный торф Экибастузский уголь Бурые угли с Wп³3 при газовой сушке и прямом вдувании Сланцы | 0,65 0,55 0,45 0,35-0,4 0,55 0,25 |
§
Тепловосприятие поверхностей теплообмена в топке определяется из уравнения теплообмена, которое в соответствии с законом Стефана-Больцмана может быть представлено в виде
. (6.17)
Здесь: Qл – тепловосприятие поверхностей нагрева, кВт; ξт – коэффициент теплового излучения топки (степень черноты топки); с0 – коэффициент излучения абсолютно черного тела, равный 5,76·10-11, кВт/(м2К4); Fст – площадь поверхностей стенок, ограничивающих топку, м2; ψэ – коэффициент тепловой эффективности поверхностей нагрева; 
– средняя температура продуктов сгорания в топке, К; 
– средняя температура поверхностей нагрева, К.
Тепловосприятие поверхностей нагрева может быть определено из уравнения теплового баланса топки
, (6.18)
где: 
– коэффициент сохранения теплоты топкой; Bр – расчетный расход топлива, м3/с; Qт – полезное тепловыделение в топке, кДж/м3; 
– энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки, кДж/м3.
Коэффициент сохранения теплоты рассчитывается по формуле
Полезное тепловыделение в топке складывается из располагаемой теплоты топлива за вычетом потерь и теплоты горячего воздуха, поступающего в топку
. (6.19)
Теплота воздуха 
.
Здесь 
– энтальпия горячего воздуха при a=1 (определяется по таблице энтальпий для принятой температуры подогрева воздуха); 
– то же для холодного воздуха; Присосы в топке и пылесистеме Daт и Daпл –принимаются по таблицам приведенным в [2]. Значение Та, определяется по таблице энтальпий продуктов сгорания по рассчитанной величине Qт.
Значение разности 
при условии неизменности объема продуктов сгорания и средней теплоемкости в топке может быть найдено из формулы
, (6.20)
где: Vг – объем продуктов сгорания, м3/м3; сг – теплоемкость продуктов сгорания, кДж/(м3К); Ta – адиабатная температура горения топлива, К; 
– температура продуктов сгорания на выходе из топки, К.
Средняя суммарная теплоемкость газов
, (6.21)
где Qт – полезное тепловыделение в топке; 
– энтальпия газов на выходе из топки (определяется по рассчитанной ранее таблице энтальпий в зависимости от принятой предварительно температуры уходящих газов 
, °С); 
– адиабатическая температура горения топлива, °С. Приравнивая значения Qл – из уравнения теплового баланса и теплообмена в топке, получим
,
или
. (6.22)
Параметр, учитывающий отраженное излучение от стенки топки обозначим через 
, и введем понятие о безразмерных температурах средней в топке и на выходе из неё: 
.
Подставив в уравнение безразмерные температуры, получим выражение, связывающее безразмерную температуру на выходе из топки и среднюю температуру в топке
. (6.23)
На основании экспериментальных данных зависимость между этими безразмерными температурами была предложена в виде 
. Подставив данное выражение в полученное уравнение (6.23), запишем его в виде
, (6.24)
где: 
– число Больцмана, 
,
характеризующее отношение удельной тепловой нагрузки экранов топки 
= 
к максимальному ее значению при адиабатной температуре горения и степени черноты равной единице 
.
Полученное уравнение не может быть решено алгебраически, но из него следует, что 
На основе анализа экспериментальных данных по работе топочных устройств было показано, что коэффициент m ≈ 1, а показатель n является функцией расположения зоны максимальных температур в топке. С учетом этого была предложена формула для определения температуры продуктов сгорания на выходе из топки в виде уравнения
(6.25)
В развернутом виде для определения температуры на выходе из топки эта формула принимает вид
(6.26)
В последней редакции норм теплового расчета котлов, выражение для расчета температуры на выходе из топки приведено в изменённом виде, с использованием критерия эффективности Бугера 
(6.27)
Эффективное значение критерия Бугера 
определяется по формуле:
, (6.28)
Здесь основной радиационной характеристикой продуктов сгорания служит критерий поглощательной способности Bu (критерий Бугера), который определяется по формуле 6.3 
.
Таблица 6.3. Ориентировочные значения
температуры газов на выходе из топки
Определение коэффициента М
Для однокамерных топок коэффициент М, учитывающий относительное положение ядра факела по высоте топки, определяется по формулам:
при сжигании газа и мазута
М = 0,54-0,2хт , (6.29)
при камерном сжигании высокореакционных топлив и слоевом сжигании всех топлив
М = 0,59-0,5хт , (6.30)
при камерном сжигании малореакционных топлив (А, ПА и Т), а также каменных углей с повышенной зольностью (типа экибастузских)
М = 0,56-0,5хт. (6.31)
В камерных топках при горизонтальном расположении осей горелок и верхнем отводе газов принимают хт= хг, где 
, hг – высота расположения горелок (от пода топки или середины холодной воронки); Нт – общая высота топки от пода топки или середины холодной воронки до середины выходного окна из топки) (рис.4.2).
При расположении горелок в несколько рядов
(6.32)
где В1, В2 – расход топлива соответственно через каждую горелку первого, второго и др. рядов; n1, n2,, … – количество горелок в первом, втором и др. рядах; hг1, hг2, … – высота расположения осей первого, второго и др. рядов.
Рис.6.2. К определению относительного
уровня расположения горелок
После определения всех величин по формуле (6.27) производится расчет 
и сравнение с предварительно принятым значением. При несовпадении температур уходящих газов более чем на ±50°С за новое значение принимается ее расчетное значение и расчет повторяется.
После определения производится расчет удельных тепловых напряжений.
Удельное тепловое напряжение топочного объема
, (6.33)
среднее удельное тепловое напряжение поверхности нагрева экранов
, (6.34)
Расчетное значение qv сравнивается с максимально допустимым значением 
для топки. Если расчетное qv> , то необходимо объем топки Vт увеличить и определить соответствующее ему новое значение поверхности стен топки Fст и расчет повторяется. При сжигании твердых топлив в камерных топках допустимые тепловые напряжения находятся в диапазоне от qv=115-185 кВт/м3. при сжигании мазута qv=407 кВт/м3, при сжигании природного газа qv=465 кВт/м3.
§
6.3.1.Основные уравнения
Расчет конвективных поверхностей нагрева производится с использованием уравнений теплового баланса и теплообмена.
Уравнение теплообмена связывает количество передаваемой теплоты с величиной поверхности нагрева
, (6.35)
где Qт – теплота, воспринятая поверхностью конвекцией и межтрубным излучением, отнесенная к 1 кг (1 м3) топлива, кДж/кг (кДж/м3); k – коэффициент теплопередачи, отнесенный к расчетной поверхности нагрева, Вт/(м2·К); Δt – температурный напор, К; Bp – расчетный расход топлива, кг/с (м3/с); H – расчетная поверхность нагрева, м2.
В гладкотрубных конвективных пучках расчетная поверхность принимается равной полной поверхности труб с наружной (газовой) стороны.
Расчетная поверхность конвективных пучков: мембранных, из плавниковых труб, труб с поперечными ребрами, мембранно-лепестковых и лепестковых – принимается равной полной поверхности оребренных труб с наружной стороны. Поверхность оребренных труб складывается из поверхности ребер (проставок, лепестков) и межреберных участков труб.
Поверхность нагрева рекуперативного воздухоподогревателя находится как средняя по газовой и воздушной сторонам.
В уравнении теплового баланса – теплота, отданная дымовыми газами, приравнивается к теплоте, воспринимаемой паром, водой или воздухом.
Теплота, отданная газами
, (6.36)
где φ – коэффициент сохранения теплоты, 
– энтальпии газов на входе в поверхность нагрева и выходе из нее, 
; 
– количество теплоты, поступившей с присосами, 
.
Для всех поверхностей нагрева, кроме воздухоподогревателя, 
находится по температуре холодного воздуха 30оC. Для воздухонагревателя вычисляется при средней температуре воздуха в поверхности.
Теплота, воспринятая обогреваемой средой, рассчитывается по следующим формулам. Для конвективного пароперегревателя, получающего излучение из топки Qлт,
, (6.37)
где: Dпп – расход пара, кг/с; iпп и is – энтальпия пара на выходе из поверхности нагрева и входе в нее, 
– снижение энтальпии перегретого пара в пароохладителе, 
; Qлт – теплота, полученная излучением из топки, .
Для пароперегревателя, не получающего излучение из топки:
, . (6.38)
Если между топкой и конвективным пароперегревателем расположен фестон, Qлф определяется с учетом теплоты, воспринятой им
, 
, (6.39)
где: xф – угловой коэффициент пучка фестона; qлв – тепловая нагрузка экранов в верхней части топки, кВт/м2, определяемая при помощи коэффициента распределения ηв (номограмма 2): 
, 
; qл – среднее тепловое напряжение топочных экранов: 
, ( 
, FСТ – поверхность стен топки); Hлф – лучевоспринимающая поверхность входного сечения фестона.
Таким образом, теплота, воспринятая пароперегревателем излучением из топки
. (6.40)
При расчете котельных пучков с постоянной температурой внутренней среды уравнение тепловосприятия обогреваемой среды не составляется.
Для воздухоподогревателя
,кДж/кг(кДж/м3), (6.41)
где 
– отношение количества воздуха за воздухоподогревателем к теоретически необходимому; Δαвп – присос воздуха в воздухоподогреватель, принимаемый равным утечке с воздушной стороны; 
– энтальпии воздуха, теоретически необходимого для сгорания, при температуре на выходе из воздухоподогревателя и на входе в него, 
Для экономайзера
, , (6.42)
где: i¢ и i¢¢ – энтальпии воды на входе и выходе, ; Dпр – расход продувочной воды из испарительного тракта котла, кг/с.
6.3.2.Коэффициент теплопередачи
При выполнении теплового расчета котла коэффициент теплопередачи обычно определяется так же, как для многослойной плоской стенки. Это не вносит больших погрешностей для гладкотрубных поверхностей и вместе с тем значительно упрощает расчет
Вт/(м2К) (6.43)
где a1, a2 – коэффициенты теплоотдачи от греющей среды к стенке и от стенки к обогреваемой среде, Вт/(м2×К); dм, lм – толщина, м, и коэффициент теплопроводности металла стенки трубы, Вт/(м×К); e=dз /lз – тепловое сопротивление загрязняющего слоя, называемое «коэффициентом загрязнения», м2×К/Вт; dв.о, lв.о – толщина, м, и коэффициент теплопроводности слоя отложений на внутренней поверхности труб, Вт/(м×К).
Если одна или обе теплообменивающиеся среды представляют собой дымовой газ или воздух, то термическое сопротивление на газовой и воздушной сторонах гладкотрубной поверхности нагрева ( 
и 
) существенно превышает термическое сопротивление металла труб. Последним в этом случае пренебрегают ( 
).
При нормальной эксплуатации котла внутренние отложения не должны вызывать существенного роста термического сопротивления трубы, поэтому в тепловом расчете они не учитываются ( 
).
Тепловое сопротивление загрязнения зависит от большого количества факторов: рода топлива, скорости газов, диаметра труб и их расположения, крупности золы и др. Из-за отсутствия в ряде случаев этих данных применяются два метода оценки загрязнения: с помощью коэффициента загрязнения e и коэффициента эффективности y, представляющего собой отношение коэффициентов теплопередачи загрязненных и чистых труб.
Для конвективных поверхностей нагрева расчет коэффициента теплопередачи выполняется при помощи коэффициента тепловой эффективности и для гладкотрубных пучков, не получающих прямое излучение из топки
, Вт/(м2×К). (6.44)
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке трубы
, Вт/(м2×К), (6.45)
где x – коэффициент использования, для поперечно омываемых пучков труб принимается x = 1; aк – коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/(м2×К); aл – коэффициент теплоотдачи излучением, Вт/(м2×К).
Для гладкотрубных экономайзеров и испарительных поверхностей тепловым сопротивлением с внутренней стороны труб пренебрегают и коэффициент теплопередачи определяется по формуле
, Вт/(м2×К). (6.48)
Коэффициент теплоотдачи конвекцией ak определяется скоростью и температурой потока, диаметром и расположением труб в пучке, типом поверхности (гладкая, ребристая), характером омывания (продольное, поперечное или косое), физическими свойствами омывающей среды, температурой стенки.
Расчетная скорость дымовых газов
, м/с, (6.49)
где Fг– площадь живого сечения для прохода газов, м2; Vг – объем газов на 1 кг (1 м3) топлива, определяется по среднему избытку воздуха в поверхности при нормальных условиях, м3/кг(м3/м3); 
– расчетная температура дымовых газов, oC, определяется как полусумма температур на входе и выходе.
Расчетная скорость воздуха
, м/с, (6.50)
где Fв – площадь живого сечения для прохода воздуха, м2; Vo – количество воздуха, теоретически необходимого для сгорания при нормальных условиях, м3/кг(м3/м3); άвп – коэффициент избытка воздуха, для воздухоподогревателя
,
где 
– отношение количества воздуха за воздухоподогревателем к теоретически необходимому; Daвп – присос воздуха в воздухоподогревателе, принимаемый равным утечке с воздушной стороны.
Расчетная скорость водяного пара и воды
, м/с, (6.51)
где D – расход пара (воды), кг/с; u – средний удельный объем пара (воды),м3/кг; f – площадь живого сечения для прохода пара (воды), м2.
Площадь живого сечения для прохода газов и воздуха определяется по сечению, проходящему через оси поперечного ряда труб и равна разности между полной площадью поперечного сечения газохода в свету и частью этой площади, занятой трубами. Для поперечно омываемых гладкотрубных пучков
, м2, (6.52)
где a и b – размеры газохода в расчетном сечении, м (в экранированном газоходе a и b принимаются по осям труб экранов); z1 – число труб в ряду; d, l – диаметр и длина труб, м; при изогнутых трубах l вычисляется как проекция труб на поперечное сечение газохода (рис.1).
Рис. 6.3. К определению сечения газоходов
При продольном омывании: при течении среды внутри труб
, м2, (6.53)
где z – число параллельно включенных труб; dвн – внутренний диаметр труб, м,
– при течении среды между трубами
, м2, (6.54)
Коэффициенты теплоотдачи a1 и a2 определяются при расчетной (средней) температуре газа и рабочей среды, а также по средним скоростям потока в поверхностях нагрева.
Схема пучка
При поперечном смывании коридорных пучков дымовыми газами или воздухом коэффициент теплоотдачи конвекцией, отнесенный к полной поверхности (по наружному диаметру), определяется по формуле
, 
, (6.55)
где d – наружный диаметр, м; w – скорость теплоносителя,м/с; CS – поправка на геометрическую компоновку пучка, определяется в зависимости от относительных шагов труб
(6.56)
При s2 ³ 2, а также при s1 £ 1,5 , CS=1;
при s2 < 2 и s1 >3 в формуле (1.25) принимается значение s1 = 3;
CZ – поправка на число рядов труб по ходу газов; определяется в зависимости от среднего числа рядов в отдельных пакетах рассчитываемого пучка
при z2 < 10 CZ = 0,91 0,0125×(z2 – 2)
при z2 ³ 10 CZ = 1
l – коэффициент теплопроводности среды, 
;
v – коэффициент кинематической вязкости среды, 
;
Pr – критерий Прандтля.
Значение λ, v и Pr находят при средней температуре потока.
Физические параметры воздуха и дымовых газов среднего состава ( 
, 
) при давлении около 0,1 МПа приведены в нормативном методе. Отклонение состава продуктов сгорания от среднего значения учитываются введением поправки CФ.
Схема пучка
При поперечном омывании шахматных гладкотрубных пучков дымовыми газами или воздухом коэффициент теплоотдачи конвекцией
, , (6.57)
где CS – коэффициент, определяемый в зависимости от относительного шага.
CZ – поправка на число рядов труб по ходу газов
при z2 < 10 и s1 £ 3,0 CZ=3,12 z20,05– 2,5
при z2 < 10 и s1 > 3,0 CZ=4,0 z20,07– 3,2
при z2 ³ 10 CZ=1
При продольном омывании поверхности нагрева однофазным потоком дымовых газов, воздуха, воды или пара докритических параметров коэффициент теплоотдачи определяется по формуле
, (6.58)
где l – коэффициент теплопроводности среды, ; определяется при средней температуре потока для воздуха и дымовых газов по таблице, приведенной в нормативном методе; v – коэффициент кинематической вязкости среды, ; определяется при средней температуре потока для воздуха и дымовых газов; Pr– критерий Прандтля определяется при средней температуре потока для воздуха и дымовых ]; dЭ – эквивалентный диаметр, м; при течении внутри труб он равен внутреннему диаметру. При продольном омывании пучков труб эквивалентный диаметр определяется как
,м, (6.59)
где F – площадь живого сечения канала, 
; U – омываемый периметр, м.
Для газохода прямоугольного сечения, заполненного трубами, ориентированными вдоль потока
, м, (6.60)
где a и b – поперечные размеры газохода в свету, м; z – количество труб в газоходе; d – наружный диаметр труб, м; Ct – поправка, учитывает влияние температурного фактора и зависит от температуры потока (T, К) и стенки (Tст, К). При охлаждении газов и воздуха, а также при охлаждении и нагревании воды и пара Ct принимается равной единице; при нагревании газов и воздуха 
; Cd – поправка на форму канала. Для часто используемых в котлах теплообменных поверхностей Cd= 1; Cl – поправка на относительную длину, вводится при l/d<50 и определяется по формуле
.
Коэффициент теплоотдачи излучением учитывает излучение трехатомных газов, а при сжигании твердых топлив – и взвешенных в потоке частиц золы. Количество тепла, переданное 1м2 поверхности нагрева излучением qл, 
, определяется с использованием коэффициента теплоотдачи излучением продуктов сгорания
, , (6.61)
где T и TЗ – температура газов и наружной поверхности стенки с учетом загрязнений, К.
Если записать удельный тепловой поток в соответствии с законом Стефана-Больцмана в виде 
, то получим следующее выражение для коэффициента теплоотдачи излучением
,
т. е коэффициент теплоотдачи излучением должен зависеть от температуры газов по крайней мере в третьей степени.
Коэффициент теплоотдачи излучением продуктов сгорания:
– для запыленного потока с учетом излучения золы
, ; (6.62)
– для незапыленного потока (продукты сгорания газообразных и жидких топлив)
, , (6.63)
где aз – степень черноты загрязненных стенок лучевоспринимающих поверхностей нагрева котлов aз = 0,8; a – степень черноты потока газов при средней температуре T , рассчитываемая по закону Бугера по выражению (6.3). Суммарная оптическая толщина запыленного газового потока определяется как
. (6.64)
Для незапыленного потока второе слагаемое равно нулю. Его можно не вводить в расчет также при слоевом и факельно-слоевом сжигании твердых топлив. Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами определяется по формуле (6.5), коэффициент ослабления лучей золовыми частицами по формуле (6.6), концентрация золовых частиц по формуле (6.7).
Эффективная толщина излучающего слоя ограниченного со всех сторон газового объема на ограждающие поверхности определяется по формуле (6.1). Для гладкотрубных пучков, в том числе фестонов с числом рядов более трех, (1.39) преобразуется к виду
, м. (6.65)
При расчете верхних ступеней воздухоподогревателя излучение газов также учитывается; для трубчатого воздухоподогревателя эффективная толщина излучающего слоя принимается равной 0,9×dвн (dвн – внутренний диаметр трубы, м).
Температура загрязненной стенки может приниматься равной
, 
. (6.65)
Для фестонов, расположенных на выходе из топки, Dtз = 80 °C.
Для одноступенчатых экономайзеров при 
> 400 °C, вторых ступеней двухступенчатых экономайзеров и котельных пучков котлов малой мощности при сжигании твердых и жидких топлив, а также древесины Dtз = 60 °C.
Для одноступенчатых экономайзеров при £ 400°C и первых ступеней двухступенчатых экономайзеров при сжигании твердых и жидких топлив Dtз = 25 °C.
При сжигании газа для всех поверхностей Dtз = 25 °C.
Для вторых по воздуху ступеней воздухоподогревателей температура стенки принимается равной полусумме температур газов и воздуха.
Коэффициент тепловой эффективности поверхностей нагрева y определяется в соответствии с нормативным методом в зависимости от вида топлива, вида поверхности и от средней температуры газов.
Температурный напор для прямоточной и противоточной схем включения поверхностей нагрева, а также при постоянной температуре одной из сред определяется как среднелогарифмическая разность температур
, °C, (6.66)
где Dtб – разность температур сред на том конце поверхности нагрева, где она больше, 
; Dtм – разность температур на другом конце поверхности, °C.
В тех случаях, когда 
£ 1,7 , температурный напор можно с достаточной точностью определять для любой схемы включения, как среднеарифметическую разность температур
,°C , (6.67)
где 
и t – средние температуры обеих сред, °C.
Наибольший возможный температурный напор достигается при противотоке, наименьший – при прямотоке, при прочих схемах включения получаются промежуточные значения. Поэтому, если выполняется условие Dtпрм ³ 0,92×Dtпрт (Dtпрм и Dtпрт – температурные напоры, рассчитанные по конечным температурам сред для всей поверхности при выполнении ее по прямотоку и противотоку), то температурный напор для любой сложной схемы включения может быть приближенно оценен по зависимости
, °C. (6.68)
6.3.3. тепловой расчет чугунного экономайзера
Для котлов ДКВР, КЕ, ДЕ и других с давлением в барабане до 2,4МПа используется экономайзер некипящего типа, собираемый из ребристых чугунных труб ВТИ, соединяемых между собой чугунными калачами. Промышленность выпускает элементы длиной 1,5; 2; 2,5 и 3 метра.
Для котлов производительностью до 10 т/час обычно используются ребристые чугунные трубы длиной 2м. Для более мощных котлов – 3 м. Трубы-элементы укладываются в коридорном порядке, причем фланцы элементов образуют боковые стороны ВЭК.
Расчет водяного экономайзера является конструкторским расчетом, то есть, известны температуры газов на выходе и входе, а определяется из уравнения тепловосприятия поверхность 
, 
. По рассчитанной поверхности конструируют ВЭК.
Записывается температура газов на выходе из ВЭК. 
и 
– известные из расчета конвективного пучка, задана температура питательной воды на входе в ВЭК 
, а по ней уже определена энтальпия воды 
, 
. Затем записывается температура и энтальпия уходящих газов 
и 
, которые использовались в расчете теплового баланса котла при определении потерь теплоты с уходящими газами.
Расчет уравнения баланса тепла ВЭК- Qб:
, 
или 
(8.1)
где: 
– энтальпия газов покидающих конвективный пучок при 
(для топки); – энтальпия газов за ВЭК при 
; 
– коэффициент сохранения тепла.
Теплосодержание питательной воды на выходе из ВЭК определяется по формуле:
, 
(8.4)
где: 
– теплосодержание воды на выходе из ВЭК, ; 
– количество тепла, передаваемое газами ВЭК, ; 
– расход топлива, 
или 
;
Уравнения теплопередачи- QТ:
, 
или 
(8.2)
где: 
– коэффициент теплопередачи (для чугунного ВЭК типа ВТИ принимается в зависимости от скорости газов по рис. 8.1; 
– поверхность нагрева водяного экономайзера подлежащая определению; 
– среднелогарифмический температурный напор.
Общее количество труб в ВЭК определяется по формуле: 
Количество рядов труб по высоте экономайзера рассчитывается по соотношению 
, округляется до целого числа и делится на несколько пакетов.
В каждом пакете по высоте должно быть не более 8 труб (или 4) из условия установки обдувочного аппарата, который может обдуть от золы и сажистых частиц одновременно пакет из 4 труб по высоте сверху и пакет из 4 труб снизу от него. Расстояние между пакетами принять равным 0,6м, а размер трубы ВТИ считать по размеру квадратных фланцев элемента со стороной 0,15м. Размер подводящего и отводящего газохода по высоте принять равным 0,8-1м.
где а при использовании паровых обдувочных аппаратов:
· при сжигании мазута а=0,25;
· при сжигании твердого топлива в слое а=0,1.
Рис. 8.1 Коэффициент теплопередачи ребристых чугунных водяных экономайзеров ВТИ
Температура питательной воды на выходе из ВЭК определяется по формуле:
, 
(8.5)
где: 
– теплоемкость воды ( 
);
Для чугунных ВЭК 
должна быть меньше или равна температуре кипения минус 20 oС ( 
).
Если это условие не соблюдается, то ставят стальной экономайзер.
§
Горение газообразного и жидкого топлива организуют обычно в факеле. Твердое топливо сжигают в слоевых (с плотным или кипящим слоем), в камерных либо циклонных топках (рис. 6.1).
При сжигании в плотном фильтрующем слое топливо, свободно лежащее на решетке, снизу продувают воздухом. Скорость газового потока при этом такова, что устойчивость слоя не нарушается.
На практике в слоевых топках сжигают твердое топливо с частицами 20-30 мм и более. Выбор диаметра частиц обусловлен двумя факторами: с увеличением диаметра частиц возрастает устойчивость слоя, с уменьшением их диаметра возрастает реакционная поверхность. Значительный запас топлива на решетке, часто соизмеримый с его часовым расходом, определяет большую тепловую инерцию и устойчивость слоевого процесса. Скорость выгорания топлива определяется скоростью подвода окислителя, поэтому, несмотря на большую тепловую инерцию, удается регулировать нагрузку слоевых топок изменением количества подаваемого воздуха.
Рис. 6.1. Схемы организации сжигания твердых топлив:
а – факельный (камерный) способ сжигания; б – циклонный способ сжигания; в – сжигание топлива в кипящем слое
При сжигании твердого топлива в кипящем слое (рис. 6.1,в) увеличение скорости дутья приводит к нарушению устойчивости слоя, начинается «кипение» слоя, т.е. основная масса частиц переходит в подвижное состояние. В кипящем слое величина скорости дутья превышает предел устойчивости, но ниже скорости витания частиц, составляющих основную массу слоя. Сжигание топлив в кипящем слое позволяет решить ряд проблем: снижение выбросов оксидов азота и серы, обеспечение устойчивого зажигания, возможность утилизации низкосортных топлив и отходов производства.
При скорости газового потока в топочной камере, превышающей скорость витания частиц, последние оказываются взвешенными в потоке и вместе с ним перемещаются, сгорая в полете в пределах топочной камеры. Такой топочный процесс называется факельным (рис. 6.1,а). Поскольку время пребывания газа в топочной камере ограничено, для обеспечения выгорания за короткое время используют топливо, измельченное до пылевидного состояния (диаметр частиц 100-200 мкм). Измельчение топлива при факельном процессе горения увеличивает поверхность реагирования и облегчает транспорт частиц по топочному объему. Cжигание газового и жидкого топлива также осуществляется в факельном процессе. Газовое топливо поступает в камеру вместе с воздухом через специальное устройство – горелку. Жидкое топливо поступает в топку через форсунки в распыленном виде. Мельчайшие его капли испаряются, продукты испарения смешиваются в топке с воздухом и сгорают.
При циклонном топочном процессе (рис. 6.1,б) транспорт частиц твердого топлива, как и при факельном процессе, осуществляется газовоздушным потоком. Но в отличие от факельного процесса, частицы циркулируют по организованному контуру столько, сколько это необходимо для их сгорания. Циркуляция осуществляется за счет центробежных сил, прижимающих частицы к стенкам циклонной камеры. При циклонном процессе время пребывания частиц и интенсивность их обдувания существенно увеличены, поэтому здесь могут использоваться более крупные частицы, чем при факельном процессе, (2-5 мм). Использование для горения более крупных частиц топлива приводит к снижению расхода энергии на его размолым тепловым напряжением зеркала горения qf, МВт/м2,и удельным тепловым напряжением объёма топки qv,МВт/м3:
; 
. (6.1)
Расход воздуха, подаваемый на сжигание, может быть рассчитан как:
, (6.2)
где 
– скорость дутья, приведенная к нормальным условиям.
Выражая из данного соотношения
(6.3)
и подставляя в выражение для тепловых напряжений зеркала горения, получим
. (6.4)
Отношение теплоты сгорания органического топлива к теоретически необходимому количеству воздуха для большинства топлив является величиной постоянной и равной примерно 3,8 МДж/м3. Тогда в окончательном виде тепловые напряжения зеркала горения можно представить в виде, МВт/м2,
. (6.5)
Для увеличения тепловых напряжений зеркала горения необходимо осуществлять сжигание топлива при минимальных избытках воздуха с максимально возможной для данной технологии скоростью дутья. Рекомендуемые значения тепловых напряжений зеркала горения и объёма топки приведены в следующей таблице.
Рекомендуемые значения тепловых напряжений
| Топки | qF, МВт/м2 | qV,МВт/м3 | Wну, м/с |
| Слоевые | 0,2-0,4 | ~0,5 | |
| Камерные | 3,5-5 | 0,1-0,2 | ~1 |
| Циклонные | 12-14 | 0,6-1,1 | ~3,5 |
§
Основные характеристики горелок:
1. По давлению газа подразделяют на горелки:
· низкого давления – до 5 кПа (500 мм вод. ст.);
· среднего давления – 5 кПа–0,3 МПа (500 мм вод. ст. – 30 м вод. ст.);
· высокого давления – более 0,30 МПа (> 3 атм).
2. Тепловая мощность горелки рассчитывается как N= 
.
3. Коэффициент предельного регулирования горелки по мощности n=Nmax/Nmin, который должен быть не менее 3. Коэффициент регулирования мощности пропорционален корню квадратному из отношения максимально и минимального давления перед горелкой: n~Bmax/Bmin~Wmax/Wmin; ~ 
. Для того чтобы коэффициент регулирования n был равен 3, должна быть возможность изменения давления в 10 раз.
4. Коэффициент избытка воздуха a (в том числе первичного и вторичного).
5. Номинальная относительная длина факела 
, которая представляет собой расстояние от выходного сечения, выражения в калибрах горелки до точки, где концентрация СО2 составляет 95 % от максимального значения.
6. Уровень шума допускается до 85 дБ.
Различают два основных типа – кинетические и диффузионные горелки. В зависимости от способа подвода воздуха дутьевые горелки делятся на прямоточные и вихревые. Обычно горелочные устройства котлов комбинированные, рассчитанные на сжигание различных видов топлива.
Вертикально-щелевая горелка (рис. 6.2) широко использовалась при переводе котлов ДКВР на сжигание газа.
Рис. 6.2. Вертикально-щелевая горелка:
1 – коллекторы подачи газа; 2 – воздушный короб; 3 – отверстие для запальника;
4 – гляделка; 5 – амбразура; 6 – профилирующие листы; 7 – теплоизоляционный слой;
8 – кладка
Газораспределительная часть включает в себя две трубы Æ 40-60 мм. В каждой трубе насверлен ряд отверстий под углом 45° к оси горелки. Газовоздушная смесь подается в щель, имеющую сечение шириной 80 мм. Высота щели определяется тепловой мощностью горелки. Параметры горелок: a = 1,05-1,1; тепловая мощность N = 0,89-2,22 МВт. Горелка предназначена для котлов паропроизводительностью от 2,5 до 10 т/ч. На котле устанавливают 4 горелки по 2 на каждой боковой стороне топки.
В газомазутных горелках ГМГ (рис. 6.3) воздух первичный и вторичный закручиваются лопаточными аппаратами в одну сторону. Газ подается из кольцевого коллектора через отверстия малого диаметра, зависящие от теплоты сгорания газа. Горелки ГМГ выпускают тепловой мощностью 1,5; 2; 4; 7 Гкал/ч. Для распыливания мазута используют паромеханические форсунки с давлением мазута 2-5 атм, давление пара составляет 0,6-2 атм.
Для больших мощностей (от 4 до 30 Гкал/ч) выпускают горелки РГМГ (рис. 6.4), отличающиеся тем, что вместо паромеханической устанавливается ротационная форсунка. Ротационные форсунки устанавливают на водогрейных котлах в котельных, не имеющих пара.
Для котлов большой и средней мощности получили распространение комбинированные пылегазовые горелки ОРГРЭС (рис. 6.5). Горелка предназначена для сжигания тощих углей и природного газа. При сжигании газа подача воздуха осуществляется через канал вторичного воздуха. Скорость истечения газа из отверстий 60-150 м/с. Скорость истечения воздуха 35 м/с. Длина факела при работе на газе 3 м.
Рис. 6.3. Горелка ГМГ:
1 – газовоздушная часть; 2, 5 – лопаточные завихрители вторичного и первичного воздуха; 3 – монтажная плита; 4 – керамический туннель; 6 – паромеханическая форсунка
| Рис. 6.4. Горелка РГМГ: 1 – ЗЗУ; 2 – газоподводящий патрубок; 3 – патрубок первичного воздуха; 4 – газовый коллектор; 5 – лопаточный аппарат; 6 – газовыпускные отверстия; 7 – ротационная форсунка |
| Рис. 6.5 Комбинированная горелка ОРГРЭС: 1 – рассекатель (тело плохообтекаемой формы); 2 – кольцевой газовый коллектор; 3 – канал подачи первичного воздуха и угольной пыли; 4 – улитка для подачи вторичного воздуха; 5 – газовыпускные отверстия; 6 – отверстие для запальника |
К диффузионным горелкам относится горелка ТКЗ для сжигания доменного газа (рис. 6.7). Газ и воздух в соизмеримых количествах поступают с противоположных сторон приемного двустороннего коллектора.
Рис. 6.7. Горелка ТКЗ для доменного газа:
1 – приемный двусторонний коллектор для газа и воздуха; 2 – шиберы для регулировки подачи воздуха; 3 – слоистый распределитель; 4 – щели для воздуха; 5 – сопла для газа
Далее газ и воздух проходят через слоистый распределитель параллельными перемежающимися плоскими потоками. Из горелок воздух выходит через щели плоскими потоками с обеих сторон газового сопла, что создает благоприятные условия для смешения потоков. Скорость газа и воздуха на выходе из сопел составляет ~20-30 м/с. Производительность горелки по доменному газу составляет 3,35-4,2 м3/с (12000-15000 м3/ч).
Диффузионные горелки применяют чаще всего на установках с большим объемом камеры сгорания, когда за счет растянутого горения требуется обеспечить равномерную теплоотдачу по всей тепловоспринимающей поверхности. Достоинством диффузионных горелок являются большие пределы регулирования (отсутствует опасность проскока пламени), безопасная работа при практически неограниченной температуре подогрева воздуха, высокая степень черноты факела, возможность работы без дутья и при низком давлении газа. К недостаткам относятся необходимость некоторого повышения коэффициента избытка воздуха (a = 1,1-1,15) по сравнению с кинетическими горелками, более низкие тепловые напряжения топочного объема и ухудшения условия догорания в хвостовой части факела.
§
Распыливающая часть форсунки имеет завихревающую камеру с несколькими каналами. Производительность механической форсунки зависит от размера сопла, давления и вязкости.
| Рис. 6.8. Головка механической форсунки: 1 – ствол; 2 – накиднавя гайка; 3 – рапсределительная шайба; 4 – диск камеры завихривания; 5 – сопловой диск |
При механическом распыливании качество последнего зависит от давления мазута, создаваемого насосом. Обычно мазут поступает к форсункам под давлением 2,5-3,5 МПа. Вязкость мазута перед механическими форсунками должна быть не менее 3,5 °ВУ. Форсунки нормализовали по конструкциям и типоразмерам. Детали форсунки выполняют в основном одинаковые, кроме распыливающих элементов. На парогенераторах малой и средней мощности используют форсунки ОН-547-01, имеющие производительность 0,122-0,514 кг/с (0,4—2 т/ч), при давлении 1,96 МПа и диаметрах отверстия сопла 2,5-7 мм.
К достоинствам механических форсунок относится высокая экономичность сжигания, достигаемая хорошим распылением и низким расходом энергии на создание давления мазута перед форсунками. При давлении мазута 3,5-4 МПа расход энергии не превышает 0,1 % мощности парогенератора. Бесшумность работы механических форсунок создает благоприятные условия для обслуживания персонала.
Недостатки механических форсунок: требуют повышенной плотности мазутопроводов; возможность засорения распылителей; механические форсунки нормально работают в небольших пределах регулирования нагрузки.
Производительность механической форсунки можно регулировать, изменяя начальное давление мазута или изменяя проходное сечение распылителя. Первый способ неэффективен, так как снижение давления приводит к ухудшению распыла. Рекомендуется минимальное давление мазута перед форсунками должно быть не менее 1 МПа. Диапазон регулирования изменением давления обычно не превышает 30 %. Второй способ – изменение проходного сечения – усложняет конструкцию форсунки при относительно небольшом изменении выходного сечения распылителя. Иногда регулирование производительности осуществляется путем отключения части форсунок без изменения давления перед форсунками. На парогенераторах большой мощности такое регулирование может привести к существенным температурным перекосам в топке.
§
В форсунках с распыливающей средой распыливание топлива осуществляется главным образом за счет энергии движущегося с большой скоростью распылителя – пара или воздуха.
При использовании паровых форсунок (рис. 6.10) пар под давлением 0,5-2,5 МПа проходит по внутренней трубе, заканчивающейся расширяющимся соплом, мазут поступает по кольцевому каналу, струя пара, вытекающая со скоростью ~1000 м/с, захватывает мазут, и через диффузор смесь пара и мазута поступает в топку. Насадок увеличивает угол раскрытия распыливаемого конуса мазута.
Рис. 6.10. Головка паровой форсунки:
1 – сопло для подачи пара; 2 – диффузор; 3 – насадок
Паровые форсунки характеризуются высоким качеством распыла, канал таких форсунок продувается паром и не подвергается засорению; пределы регулирования паровых форсунок составляют 20-200 % (см. таблицу).
Паровое распыливание приводит: к потере конденсата; к увеличению содержания водяного пара в продуктах сгорания, к повышению потерь с уходящими газами. Расход пара на распыл является большой величиной и достигает до 2 % пара, вырабатываемого парогенератором. Кроме того, работа паровых форсунок сопровождается повышенным шумом.
Паровые форсунки применяют преимущественно на промышленных парогенераторах, работающих на мазуте, на электростанциях паровые форсунки применяют как растопочные.
При включении паровой форсунки сначала подают пар, затем мазут. При отключении прекращают сначала подачу мазута, затем пара. Вязкость мазута при паровом распыливании должна составлять 6-7 °ВУ.
В промышленных печах находят применение воздушные форсунки низкого давления. В форсунках низкого давления применяют воздух под напором 2-7 кПа через форсунки подают 500-100 % воздуха, необходимого для горения. Поэтому такие форсунки имеют относительно большие размеры. Мазут к форсункам поступает под давлением 0,03-0,214 МПа.
Сравнительные характеристики мазутных форсунок
| Тип форсунки | Средний диаметр капель, мкм | Затраты энергии на распыл, % | Диапазон регулирования, % |
| Механические | менее 1 | 70-100 | |
| Пневматические высокого давления | 20-100 | ||
| Пневматические низкого давления | 20-100 |
Слоевые топки
Для парогенераторов малой и средней мощности слоевые топки получили достаточно широкое применение благодаря следующим преимуществам: простота эксплуатации, возможность сжигания различных топлив, небольшие объемы топок, возможность работы со значительными колебаниями нагрузки, не дорогие пылеприготавливающие устройства.
Топки с неподвижным слоем применяются в котлах малой производительности, до 0,3 кг/с (1 т/ч). Колосниковая решетка поддерживает сжигаемое топливо и одновременно служит для распределения воздуха, подаваемого через слой. Загрузка топлива осуществляется либо вручную, либо с использованием забрасывателей.
Предел форсировки слоя определяется его гидродинамической устойчивостью. При повышенной скорости дутья мелкие частицы начинают выноситься из слоя. В местах выноса сопротивление слоя падает и в образовавшиеся кратеры устремляется большая часть воздуха, что приводит к неустойчивому горению.
Топки с цепной решеткой
Полотно решетки состоит из отдельных колосников, укрепленных на шарнирных цепях, надетых на две пары звездочек. Скорость движения решетки 2-16 м/ч. У котлов с решеткой прямого хода топливо на решетку поступает из бункера. Высота требуемого слоя устанавливается шибером. У котлов с решеткой обратного хода топливо подается пневмомеханическим забрасывателем (рис. 6.11). Необходимый для горения воздух подводится под решетку и поступает в слой через зазоры между колосниками. По мере продвижения решетки топливо выгорает. Образующийся шлак сбрасывается с решетки шлакоснимателем в шлаковый бункер.
Рис. 6.11. Топка с цепной решеткой обратного хода ПМЗ-ЛЦР:
1 – предтопок; 2 – угольный ящик; 3 – забрасыватель топлива; 4 – передний ведущий вал;
5 – колосниковое полотно; 6 – зонное дутье; 7 – рама решетки; 8 – опорный рольганг;
9, 10 – задний вал и уплотнение; 11 – шлаковый бункер
По длине решетки процесс горения достаточно четко разделяется на следующие этапы: подготовка топлива, горение кокса и восстановительная зона, выжиг и удаление шлаков. Поскольку для различных этапов горения требуется разное количество воздуха, применяют позонное дутье. Применение позонного дутья улучшает горение топлива и снижает потери тепла с уходящими газами. Газы, выходящие из горящего на цепной решетке слоя топлива, наряду с инертными содержат горючие составляющие, а также кислород. Для снижения потерь с химической неполнотой сгорания применяют острое дутье. Расход воздуха на острое дутье составляет 10-15 % от общего количества.
§
Качество пыли характеризуется тонкостью размола и соотношением фракций. Гранулометрический состав топлива определяют методом ситового анализа. Для этого навеску топлива массой 50-100 г рассеивают на стандартном наборе сит и определяют массу топлива, оставшегося на каждом сите gi – остаток топлива в диапазоне размеров от di до δi 1. Полный остаток Ri на сите (масса, выраженная в процентах) является суммой остатка на данном сите и остатков на вышележащих ситах.
С помощью сит возможно рассеивать только пыль с размером зерен более 40 мкм. Анализ фракционного состава более мелкой пыли проводят методом воздушной классификации.
Для наглядности и удобства использования результаты рассева изображают графически в виде зерновой характеристики, где по оси абсцисс отложен размер сита, а по оси ординат полный остаток на сите данного размера. Анализ многочисленных зерновых характеристик размола различных видов топлив показал, что все кривые описываются уравнением Розина-Раммлера (рис. 4.4).
| Рис. 4.4. Полные зерновые характеристики пыли бурого угля, полученной на двух типах мельниц: 1 – размол в молотковой мельнице; 2 – размол в шаровой барабанной мельнице; 3 – область тонких фракций пыли; 4 – область грубых фракций пыли |
, (4.15)
где δ – текущий размер угольной пыли; b и n – постоянные для данного топлива и данного метода размола величины, b –характеризует тонкость измельчения, чем больше b, тем тоньше пыль. Числовые значения для b = 4×10-3 – для грубой пыли, b = 40×10-3 – для тонкой, n – коэффициент полидисперсности пыли – характеризует структуру пыли с точки зрения равномерности помола. Чем выше n, тем меньше отличаются своими размерами частицы. Для промышленных условий коэффициент n имеет значение 0,75-1,5.
Уравнение Розина-Раммлера может быть представлено в следующем виде:
, (4.16)
где d0 – характерный размер частиц в навеске, равный 
.
При d = 0 остаток на сите Rδ = 100 %, при d®¥ Rd = 0, т.е. больших частиц мало. По физическому смыслу d0 – это размер, при котором средняя удельная поверхность частиц размером d0 равна средней удельной поверхности рассматриваемых полидисперсных частиц.
При наличии экспериментальных данных по остаткам на сите коэффициенты в уравнении Розина-Раммлера находят, дважды логарифмируя выражение (4.16):
(4.17)
и обрабатывая данные в координатах 
, в которых уравнение (4.35) представляет собой уравнение прямой с искомыми величинами n и d0.
Затраты энергии на размол топлива
При измельчении того или иного материала можно установить определяющие величины, которые могут достаточно точно характеризовать затрату энергии на размол. Применительно к размолу топлива в мельницах используют закон Реттингера: работа, затраченная на измельчение материала, пропорциональна вновь полученной поверхности:
, (4.18)
где Э – энергия, затраченная на размол топлива, кВт×ч/кг; N – расходуемая мощность, кВт; В – расход топлива, кг/ч; А – удельный расход электроэнергии на измельчение материала, отнесенный к 1 м2 поверхности, кВт×ч/м2; fпл – конечная поверхность 1 кг/пыли, м2/кг; fдр – первоначальная поверхность дробленки в м2/кг.
Поскольку fпл >> fдр, энергия Э » Аfпл. Удельный расход энергии определен для большинства видов топлив, поэтому можно рассчитать затраты, если известна поверхность пыли. Поверхность пыли можно определить по следующей формуле, м2/кг,
, (4.19)
где rтл»1700 – 1840 кг/м3.
Среднее значение фактора формы кф»1,75. В основном поверхность пыли определяется ее мелкими фракциями. Возникновение механического недожога антрацитов и каменных углей в камерной топке связано с содержанием грубых фракций с размером более 250-300 мкм с Vг < 25 % и более 500-600 мкм Vг < 30 %.
Размолоспособность топлива. Механические (прочностные) свойства различных твердых топлив не одинаковы. Одна и та же мельница при их размоле будет иметь разную производительность по готовой пыли. Для характеристики топлив по их способности к размолу введено понятие о лабораторном относительном коэффициенте размолоспособности Кл.о. Значение Кл.оопределяется по результатам размола одинаковой начальной порции дробленого топлива в лабораторной мельнице строго определенное время путем сравнения тонкости полученной пыли с тонкостью аналогичной пыли эталонного очень твердого при размоле топлива. При значениях Кл.о£ 1,1 топлива имеют высокую твердость, а при Кл.о> 1,5 — относятся к мягким топливам, легко разрушающимся при ударе или раздавливании. Остальные — являются топливами средней твердости. По методике ВТИ коэффициент размолоспособности определяют по формуле
.
Взрываемость пыли. Взрыв в объеме, заполненном взвешенной в воздухе угольной пылью, будет тем интенсивнее, чем больше удельная поверхность пыли (чем мельче фракции) и чем выше выход летучих веществ. Существенное значение имеет температура смеси. Наиболее опасными являются концентрации пыли от 0,3 до 0,6 кг на 1м3 воздуха. Именно такие концентрации обычно имеют место при эксплуатации пылесистем. Поэтому жестко ограничивается температура сушильного агента на выходе из мельницы — не выше 80-100°С при наличии бункеров пыли и до 130°С в пылесистемах с прямым вдуванием пыли в топку.
§
На современных тепловых электростанциях твердое топливо сжигается во взвешенном состоянии в факеле. Для превращения крупных кусков угля в пригодную для сжигания угольную пыль твердое топливо сначала проходит процесс подготовки в системе пылеприготовления, заключающийся в предварительном дроблении, подсушке и размоле топлива.
Твердое топливо поступает на электростанцию в виде кусков размером до 200 мм и более и до подачи в мельницы проходит подготовку к размолу (4.5).
На тракте подачи сырого топлива (рис. 4.5) в целях извлечения из него металлических предметов устанавливают магнитные сепараторы для предотвращения поломки механизмов. С помощью щепоуловителей
| Рис. 4.5. Схема предварительной подготовки топлива: 1 – приемный бункер; 2 – решетка; 3 – питатель; 4 – наклонный транспортер; 5 – магнитный сепаратор; 6 – щепоуловитель; 7 – грохот; 8 – дробилка; 9 – транспортер; 10 – приемный бункер котла |
удаляют щепу, тем самым предотвращая забивание механизмов. Освобожденный от металлических предметов уголь подвергают грохочению, т.е. пропускают его через качающиеся сита-решетки с размером отверстий 10-15 мм. Крупные куски подаются в дробилки, где измельчаются до размера не более 10-15 мм. Из грохота дробленка транспортерами подается в расположенные в парогенераторном помещении бункеры сырого топлива. Из бункера сырого топлива дробленый уголь поступает в систему пылеприготовления, где подвергается интенсивной подсушке и размолу, в результате чего получается угольная пыль.
| Рис. 4.6. Индивидуальная схема пылеприготовления: 1 – бункер сырого угля; 2 – отсекающий шибер; 3 – питатель угля; 4 – течка сырого угля; 5 – углеразмольная мельница; 6 – сепаратор пыли; 7 – пылепровод; 8 – горелка; 9 – паровой котел; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздухоподогре-ватель; 12 – тракт первичного воздуха; 13 – тракт вторичного воздуха; 14 – короб вторичного воздуха; 15 – подача холодного воздуха; 16 – взрывной клапан; 17 – клапан–мигалка; 18 – автомати-ческий быстроотсекающий шибер |
Системы пылеприготовления разделяются на центральные и индивидуальные. На центральных – пыль получают для всех котлов ТЭС в оборудовании, установленном в отдельном зале, а транспорт пыли к котлам обеспечивается пылепроводами. При индивидуальной системе пылеприготовления (рис. 4.6) пыль получают в оборудовании, размещенном непосредственно у каждого котла. Центральные пылесистемы оказываются экономичнее, особенно при подготовке влажных бурых углей, однако имеют сложное оборудование и менее надежны в эксплуатации. Индивидуальные системы используются как более простые и надежные.
Индивидуальные системы являются более простыми и надежными. Из бункера сырого угля топливо (рис. 4.6) подается питателем на размол в мельницу. Сюда же поступает часть горячего воздуха с температурой 250-400 °С. После отделения грубых фракций топлива в сепараторе готовая пыль вместе с увлажненным после удаления влаги воздухом при температуре 80-130 °С поступает по пылепроводам в горелки. Оставшаяся часть горячего воздуха (вторичный воздух) поступает в горелки по отдельному каналу. Количество первичного воздуха определяется качеством топлива, прежде всего его влажностью, и составляет 0,3-0,5 от общего расхода воздуха. Жесткая связь системы пылеприготовления с котлом повышает требования к надежности пылесистемы. Установленное количество мельниц должно быть не менее трех, а число всех работающих, кроме одной, должно обеспечивать 90 % нагрузки котла.
Сопротивление тракта от мельницы до горелок преодолевается за счет напора вентилятора, в связи с чем пылесистема находится под небольшим избыточным давлением (1-2,5 кПа). Достоинства схемы с прямым вдуванием пыли заключается в ее простоте, компактности пылеприготовительного оборудования, небольшом расходе электроэнергии на транспорт пыли, простой системе автоматизации подачи топлив.
Особенностью центральной (рис. 4.7) схемы является отделение готовой пыли от транспортирующего воздуха в циклоне. Пыль направляется
Рис. 4.7. Схема пылеприготовления с промежуточным бункером пыли:
1 – бункер сырого угля; 2 – отсекающий шибер; 3 – питатель угля; 4 – течка сырого угля;
5 – углеразмольная мельница; 6 – сепаратор пыли; 7 – пылепровод; 8 – горелка;
9 – паровой котел; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздухоподогреватель; 12 – тракт первичного воздуха; 13 – тракт вторичного воздуха; 14 – короб вторичного воздуха;
15 – подача холодного воздуха; 16 – взрывной клапан; 17 – клапан мигалка;
18 – автоматический быстроотсекающий шибер; 19 – устройство для сушки топлива;
20 – течка возврата грубых фракций; 21 – циклон; 22 – бункер пыли; 23 – питатель пыли;
24 – смеситель; 25 – короб первичного воздуха; 26 – мельничный вентилятор;
27 – реверсивный пылевой шнек; 28 – влажный сушильный агент с мелкой пылью;
29 – измеритель расхода; 30 – клапан присадки холодного воздуха
в промежуточный бункер (рис.4.7), из которого специальными питателями подается в пылепроводы. Увлажненный воздух после циклона имеет температуру 80-100 °С и содержит 10-15 % самой мелкой угольной пыли. Его мельничным вентилятором подают в короб первичного воздуха, откуда он распределяется по пылепроводам. Мельничный вентилятор создает разряжение в системе, что исключает выброс пыли. Наличие промежуточного бункера снимает необходимость согласования производительности мельницы и котла.
Недостатки схемы в сложности и громоздкости оборудования, в повышенном гидравлическом сопротивлении системы и повышенных затратах на транспорт пыли. Однако благодаря обеспечению высокой надежности данные схемы получили широкое распространение.
§
Шаровая барабанная мельница (ШБМ) представляет собой цилиндрический барабан диаметром от 1,5 до 4 м и длиной от 2,5 до 12 м (рис. 4.8). Барабан на 1/3 объема заполняется шарами диаметром от 25 до 75 мм. Для защиты от износа барабан изнутри покрывается плитами из марганцовистой стали. Броневые плиты имеют фигурный профиль, чаще всего волнистый. Между барабаном и броневыми плитами для уменьшения шума прокладывают слой асбеста. Снаружи барабан покрывается слоем войлока (тепловая и звуковая изоляция), а поверх войлока – металлическим кожухом.
Рис. 4.8. Шаровая барабанная мельница (общий вид и разрез): 1 – большой патрубок; 2 – опорный подшипник; 3 – барабан мельницы с тепло- и звукоизоляцией; 4 – выходной патрубок; 5 – большая шестерня; 6 – редуктор; 7 – электродвигатель
При вращении барабана за счет центробежных сил шары поднимаются вверх и, достигнув некоторой максимальной высоты, отрываются от стенки и падают на слой угля. Размол происходит главным образом за счет удара падающих металлических шаров и частично за счет истирания от перекатывающихся после падения шаров.
Эффективность процесса измельчения определяется высотой падения шаров в барабане. Высота падения зависит от частоты вращения, степени заполнения барабана шарами, профиля или формы барабана, от диаметра барабана. С повышением частоты вращения степень измельчения сначала возрастает, достигает оптимального значения, а потом начинает падать и при достижении критического значения падает до нуля.
Критическая скорость достигается при условии равенства силы тяжести и центробежной силы:
. (4.20)
Окружная скорость связана с числом оборотов соотношением
. (4.21)
Тогда критическое число оборотов шаровой барабанной мельницы, при котором практически прекращается размол топлива, составит, об/мин,
. (4.22)
Оптимальное число оборотов для ШБМ с волнистой броневой плитой достигается, когда шары падают с высоты ~ 2/3 от диаметра барабана, и составляет, об/мин,
. (4.23)
Сушка топлива происходит в процессе размола за счет тепла сушильного агента – чаще всего горячего воздуха или смеси воздуха с продуктами сгорания. На работу ШБМ существенное влияние оказывает режим вентиляции. При малых скоростях вынос пыли затруднен, при больших скоростях имеет место выноса крупных частиц. ШБМ являются универсальными мельницами, пригодными для размола любых топлив. Однако из-за повышенного расхода электроэнергии на размол и значительной металлоемкости ШБМ применяют для размола твердых топлив, которые в других мельницах не могут размалываться.
Молотковые мельницы относятся к классу быстроходных (рис. 4.9). Частота вращения ротора находится в пределах от 600 до 1000 об/мин. Молотковая мельница состоит из стального корпуса (10-15 мм), покрытого изнутри гладкими броневыми листами, ротора, представляющего собой вал, на котором установлены диски. К дискам на шарнирах подвешиваются билодержатели, к другим концам на шарнирах крепятся била.
В молотковых мельницах размол пыли осуществляется за счет удара бил о поступающие в мельницу куски угля, а также за счет истирающего действия в зазоре между корпусом и билами. Недостатком является быстрый износ бил, требующий частой их замены. Область применения молотковых мельниц весьма значительна в связи с большей их экономичностью по сравнению с барабанными (удельный расход энергии в 1,5 раза меньше). Применяются для размола большой группы высокореакционных топлив, для которых эффективное воспламенение и выгорание может быть обеспечено при более грубом помоле по сравнению с ШБМ.
| Рис. 4.9. Компоновка молотковой мельницы с центробежным сепаратором пыли: 1 – молотковая мельница; 2 – сепаратор пыли; 3 – ввод сырого топлива; 4 – течка возврата грубой пыли; 5 – предохранительный клапан |
Среднеходные мельницы выполняются либо шаровыми, либо валковыми. Измельчение топлива в среднеходных мельницах происходит раздавливанием кусков угля на вращающемся радиальном столе за счет прижимаемых к слою угля вращающихся стальных шаров.
Среднеходная валковая мельница (рис. 4.10) состоит из нижнего кольца, вращающего с частотой 100-300 об/мин, неподвижного верхнего кольца и размалывающих шаров диаметром от 190 до 270 мм. Давление шаров на топливный слой осуществляется за счет массы шаров и верхнего кольца и главным образом за счет действия пружин, нажимающих на верхнее кольцо с усилием от 180 до 600 кг на каждый шар. Среднеходные мельницы являются компактными размольными устройствами, по экономичности размола находятся на уровне молотковых мельниц. Недостатками является сложность их конструкции и повышенные затраты на ремонт с износом мелющих органов. Область рационального их применения ограничивается относительно мягкими сухими каменными углями.
Мельницы-вентиляторы (рис. 4.11) представляют собой центробежные вентиляторы простейшей конструкции с плоскими радиально расположенными лопатками, приспособленные для одновременной работы и как вентиляторы, и как мельницы. Основные части: стальной корпус, покрытый изнутри брусчатыми броневыми плитами, и ротор, состоящий из мелющего колеса с лопатками. К лопаткам крепятся била, непосредственно ударяющие по угольным частицам. Мельницы-вентиляторы применяют для
| Рис. 4.10. Среднеходная шаровая мельница: 1 – сепаратор; 2 – приемный бункер; 3 – патрубок выгрузки топлива; 4 – шары; 5 – прижимной стол; 6 – подача сушильного агента; 7 – электродвигатель; 8 – направляющий аппарат сепаратора; 9 – выходной патрубок сепаратора |
Рис. 4.11. Вентиляторная мельница:
1 – основной диск колеса; 2 – корпус; 3 – вал; 4 – нисходящая плита мельницы; 5 – броневые плиты; 6 – центробежный сепаратор пыли; 7 – клапан-мигалка на течке возврата;
8 – лопатки ротора; 9 – сборник для отходов
размола мягких влажных бурых углей и фрезерного торфа при производительности более 3,5 кг/с (12 т/ч). Достоинства – простота конструкции, недостаток – ограниченность области применения и недостаточная экономичность (на уровне ШБМ).
Сепараторы пыли. Существующие мельницы выдают в качестве размола не готовую пыль, а смесь мелких пылинок с некоторым количеством крупных частиц размером, достигающим 3-5 мм. Задачу отделения крупных частиц, направляемых в качестве возврата в мельницу для дополнительного измельчения, выполняют сепараторы. В молотковых, среднеходных мельницах сепараторы устанавливаются непосредственно на корпус мельницы. От шаровой барабанной мельницы сепараторы пространственно отделены.
Отделение в сепараторах крупных частиц проходит либо по гравитационному принципу при падении скорости потока, либо по центробежному принципу при сообщении потоку криволинейного движения (см. рис. 4.9).
Гравитационные (шахтные) сепараторы компонуются с молотковыми мельницами относительно низкой производительности – менее 20 т/ч. Отделение пыли в них происходит под действием гравитационных сил: при скорости потока 1,5-3 м/с из шахты выносятся пылинки с максимальным размером 0,3-0,7 мм. Более крупные выпадают из потока и возвращаются в зону размола мельницы. Для удовлетворительной работы гравитационного сепаратора в нем должно создаваться неравномерное поле скоростей, что и имеет место в молотковых мельницах за счет одностороннего поступления пылевоздушной смеси из мельницы в сепаратор и возврата с другой стороны шахты вместе с крупными пылинками части подсасываемого билами воздуха из шахты.
Пылеугольные топки
§
Широкое применение сжигания пыли в факеле стало возможным лишь при установке в топочной камере охлаждаемых водой экранов, обеспечивающих защиту стенок топки от воздействия высокой температуры и предотвращающих шлакование конвективных поверхностей.
Экраны воспринимают тепло от раскаленных газов, снижают их температуру так, что при входе в конвективные пучки частицы пыли находятся уже в затвердевшем состоянии и не налипают на трубы.
При сжигании топлив с легкоплавкой золой необходимо охладить продукты сгорания в топочной камере настолько, чтобы температура газов перед фестоном была не выше температуры начала деформации золы. В противном случае произойдет шлакование поверхностей, расположенных за фестоном.
Пылеугольные топки, в которых выпадающая зола удаляется в твердом виде, называются топками с твердым шлакоудалением. Для охлаждения оседающих в топке шлаковых частиц нижнюю часть топки выполняют в виде холодной шлаковой воронки, имеющей сплошное экранирование стен. Наклон стенок воронки составляет 60°, что обеспечивает сползание гранулированного шлака. Недостатком пылеугольных топок с твердым шлакоудалением является вынос из топочной камеры основной массы золы топлива. Это определяет невозможность интенсификации теплообмена конвекций, так как скорость движения газового потока ограничивается условиями истирания труб золой.
При твердом шлакоудалении холодная воронка неблагоприятно влияет на процесс горения, так как зона низкой температуры оказывается в непосредственной близости от горелок. Поэтому стараются расположить горелки на достаточном удалении от холодной воронки, что увеличивает высоту топки.
При значительном экранировании топки затрудняется воспламенение, особенно малореакционных топлив. Поэтому при сжигании малореакционных топлив применяют зажигательный пояс, который представляет собой часть топочных экранов, утепленных огнеупорным покрытием в области горелок.
Для выбора рациональной конструкции целесообразно топлива подразделить на две группы: высокореакционные и низкореакционные. К первой группе относятся бурые угли, сланцы, торф, каменные угли с Vг> 28 % и kл.о>1,2. Сушка топлива в системе приготовления осуществляется горячим воздухом либо смесью воздуха и продуктов сгорания, отбираемыми из топки. Часть воздуха, используемая для сушки и транспорта пыли, называется первичным воздухом. Доля первичного воздуха зависит от влажности, выхода летучих веществ и реакционной способности топлива.
Топки с прямым вдуванием и фронтальными горелками
Для широкой гаммы высокореакционных топлив рациональными являются топки с молотковыми мельницами с прямым вдуванием угольной пыли, либо мельницами-вентиляторами. В качестве сепарационных устройств на мельницах устанавливают вертикальные шахты прямоугольного сечения с размещаемыми в них низконапорными горелками. Применяются следующие типы низконапорных горелок: открытые амбразуры с горизонтальными рассекателями ЗИО (рис. 5.11), эжекционные амбразуры ЦКТИ (рис. 5.12) и вихревые упрощенные горелки. В топке с горизонтальным рассекателем вторичный воздух подается со скоростью 25-30 м/с через сопла, расположенные над амбразурой и под ней. При эжекционных амбразурах вторичный воздух подается через щелевые сопла, размещенные в амбразуре. В этих топках часть вторичного воздуха, примерно 10 %, подается через сопла, расположенные на задней стенке топки, для предотвращения её шлакования.
| Рис. 5.11. Горелка с горизонтальный рассекателем в амбразуре: 1 – головка сепарационной шахты; 2 – рассекатель; 3 – сопла вторичного воздуха |
| Рис. 5.12. Головка шахтного сепаратора с эжекционной амбразурой: 1 – сопла, направленные вверх; 2 – сопла, направленные вниз |
Топки с плоскими параллельными струями
В топке МЭИ с плоскими параллельными струями верхняя часть сепарационной шахты плавно переходит в каналы горелок. Горелки – прямоточные (рис. 5.13), щелевые с вытянутым прямоугольным сечением амбразур, отношение высоты амбразуры к ширине составляет 4-6. Сопло вторичного воздуха вместе с выходной амбразурой и каналами пылевоздушной смеси образуют эжектор, что обеспечивает работу мельниц под разрежением. Факел в топке организован в виде плоских параллельных струй, в которых обеспечивает условия для устойчивого зажигания интенсивного выгорания:
– лучшие условия воспламенение, так как первичный воздух с угольной пылью подаются снаружи и непосредственно контактируют с раскаленными продуктами сгорания;
– увеличивается поверхность факела, т.е. поверхность фронта горения;
– вторичный воздух подается внутрь факела, что улучшает смешение;
– при более высоких температурах в зоне активного горения повышается радиационная теплоотдача.
Сжигание высоковлажных топлив в топках с прямым вдуванием
С увеличением влажности топлива уменьшается его теплота сгорания, объемы продуктов сгорания увеличиваются, снижается теоретическая температура горения и температура в зоне горения, затрудняется размол, снижается устойчивость воспламенения и горения.
| Рис. 5.13. Топка с плоскими параллельными струями: 1 – головка сепарационной шахты; 2 – амбразура горелки; 3 – сопло вторичного воздуха; 4 – каналы подачи пылевоздушной смеси; 5 – перфорированные коллекторы для подачи природного газа при сжигании газов; 6 – короб дополнительной подачи воздуха при сжигании газов |
1 – сопла, направленные вверх;
2 – сопла, направленные вниз
Для улучшения размола и сжигания высоковлажных твердых топлив предусмотрена их подсушка газами с температурой 900-1000 °С, отбираемыми из топочной камеры. Для размола топлив используют мельницы-вентиляторы, которыми одновременно подается воздух и создается разрежение, необходимое для отбора топочных газов. При этом становится возможным повысить температуру сушильного агента до ~ 180-200 °С, лучше идет сушка, идет частичная возгонка летучих, снижается взрывоопасность, повышается температура в топке, обеспечивается более раннее воспламенение.
На рис. 5.14 представлена топка котла производительностью 280 т/ч для сжигания назаровского угля. Сушка топлива осуществляется топочными газами. Топочные газы отбираются через газозаборное окно под действием разрежения, создаваемого мельницей-вентилятором. По газоходу газы поступают в сушильную камеру, а затем в мельницу. В сушильную камеру в горячие газы по течке питателем подается топливо. Для регулирования температуры сушильного агента – газовоздушной смеси – в газоход по воздуховоду подается горячий воздух. Угольная пыль в потоке отработавшего сушильного агента подается в центральный канал вихревой горелки.
Благодаря глубокой подсушке высоковлажного топлива, более высокой температуре горючей смеси зажигание становится устойчивым, хорошо подсушенная пыль интенсивно выгорает.
| Рис. 5.14. Топка с мельницами-вентиляторами: 1 – мельница-вентилятор; 2 – газозаборное окно; 3 – газоход; 4 – течка; 5 – питатель; 6 – сушильная камера; 7 – воздуховод; 8 – пылепровод; 9 – вихревая горелка; 10 – вторичный воздух |
Сжигание высоковлажных топлив с обогащением горючей смеси
При очень большой влажности 
=3-10% 
, количество газов отбираемых из топки увеличивается до 0,4-0,6 от общей массы продуктов сгорания. Это вместе с большим количество водяных паров приводит к ухудшению условий выгорания и воспламенения, зажигание становится неустойчивым, затягивается догорание, увеличиваются потери q4 и q3. Улучшение сжигания высоковлажных топлив реализовано с применением в системе пылеприготовления пылеконцентратора (рис. 5.15). В топке с пылеконцентратором (рис. 5.16) сушка топлива проводится газами с температурой t=900-950 °C, отбираемыми из верхней части топки. Газы через газозаборное окно и газоход поступают в сушильную камеру, куда по течке подается топливо. Из мельницы-вентилятора отработавший сушильный агент с пылевидным топливом направляется в пылеконцентратор. Пройдя расположенный в пылеконцентраторе аксиальный закручивающий аппарат, большая часть пыли, 80-85,8 % от всего количества отбрасывается на периферию потока и с небольшим количеством отработавшего сушильного агента, около 20-25 %, через горелки направляется в топку. Оставшееся небольшое количество тонкой пыли с большей частью отработавшего влажного
сушильного агента направляется в топку через сбросные горелки. В топке обеспечивается устойчивое воспламенение факела обогащенной пылевоздушной смеси. Сухая мелкая пыль с обедненной частью пылевоздушной смеси, при подаче ее через сбросные горелки в газовую среду с высокой температурой также успевает в значительной мере выгореть.
Вихревые топки низкотемпературного сжигания
На котлах средней производительности ЛПИ [11] применена вихревая низкотемпературная топка (рис. 5.17). В ней горелки выполнены с амбразурами прямоугольного сечения, наклоненными вниз на 45º. Вторичный воздух подается через сопла, установленные в нижней части заднего ската холодной воронки, со скоростью 40-60 м/с. Струи первичного и вторичного воздуха образуют вихрь горизонтального вращения. Вихревое движение воздуха и продуктов сгорания обеспечивает устойчивое зажигание топлив. Особенностью топки является организация многократной циркуляции значительной части топлива и его сгорание в вихревом движении, что позволяет применять угрубленный помол топлива. Несгоревшая часть топлива переносится в струи вторичного воздуха и сгорает в общем потоке. Достоинства вихревых топок: снижение температуры в зоне горения на 150-200 ºС, в конце топки на 15-25 ºС, бесшлаковочная мощность котла повышается на 15-25 %, снижается выброс оксидов азота. Недостатком вихревых топок является несколько повышенный механический недожог и износ поверхностей нагрева в холодной воронке.
| Рис. 5.17. Низкотемпературная вихревая топка для сжигания дробленки угля: 1 – шнековый питатель; 2 – сопло; 3 – вентилятор горячего воздуха; 4 – охлаждаемый козырек; 5 – испарительные панели |
Сжигание сильношлакующих углей
Сильношлакующими топливами являются бурые канско-ачинские угли, подмосковные угли, торф отдельных месторождений, эстонские сланцы.
Температура нормального жидкого шлакоудаления, при которой вязкость шлака составляет 20 Па·с, у назаровского и ирша-бородинского составляет 1300 °С, поэтому данные угли рекомендуется сжигать в топках с жидким шлакоудалением. Сушка топлив осуществляется горячими газами, используют схемы пылеприготовления с промежуточным бункером пыли. Отработанные сушильные газы с мелкодисперсными частицами сбрасывают в верхнюю часть предтопка.
Топочная камера состоит из двух вихревых вертикальных предтопков (рис. 5.18). в которых расположено по 8 горелок в 2 яруса, тангенциально к воображаемой окружности диаметром 980 мм. Щелевые прямоточные двухканальные горелки установлены так, чтобы вторичный воздух защищал стенку предтопка от прямого воздействия факела. При номинальной нагрузке котла в предтопке достигается температура 1600 ºС, что обеспечивает надежное удаление жидкого шлака.
Рис. 5.18. Топка с восьмигранными предтопками котла БКЗ-320-140 ПТ5
§
Для удовлетворительного сжигания каменных низкореакционных топлив требуется тонкий размол, глубокая сушка, высокие температуры, независимость работы котла от системы пылеприготовления.
Наиболее благоприятны схемы пылеприготовления с промежуточным бункером и сбросом сушильного агента в верхнюю часть топки. Обычно используют барабанные или среднеходные мельницы. Подача пыли в топку осуществляется мельничным вентилятором, который создает разряжение в системе пылеприготовления и создает напор, необходимый для преодоления сопротивления горелок.
Сжигание углей с тугоплавкой золой
Для сжигания экибастузских углей используют вихревые горелки, которые бывают следующих типов: лопаточно-лопаточные, двухулиточные и улиточно-лопаточные (рис. 5.19). Для вихревых турбулентных горелок закручивание струи либо наличие рассекателя приводит к образованию поверхности по форме, напоминающей гиперболоид вращения. Образующееся в центральной части разрежение приводит к непрерывному подсосу высокотемпературных топочных газов, обеспечивающих непрерывное зажигание. Воспламенение по внешней поверхности струи тормозится прослойкой относительно холодного воздуха, находящегося между пылевоздушной смеси и горячими топочными газами.
На длину зоны воспламенения сильно влияет тонкость помола топлива. При более тонком помоле и уменьшении остатка на сите R90 с 16 до 10 % (поверхность пыли при этом увеличивается вдвое) температура в зоне ввода топлива увеличилась на 200 °С. Повышение температуры пылевоздушной смеси и увеличение температуры вторичного воздуха интенсифицирует процесс сжигания. Так увеличение температуры вторичного воздуха с 260 до 330 °С, приводит к увеличению температуры в зоне ввода топлива на 200 °С. Для того чтобы уменьшить абразивный износ лопатки и уменьшить аэродинамическое сопротивление, лопатки в канале пылевоздушной смеси устанавливают неподвижно под углом 30°, а для того чтобы обеспечить требуемую крутку, усиливают крутку вторичного воздуха.
Рис. 5.19. Пылеугольная вихревая улиточно-лопаточная двухпоточная горелка:
1 – короб воздуха для форсунки; 2 – улитка пылевоздушной смеси; 3 – короб двухпоточный; 4 – труба установки электрогазового запальника; 5 – труба мазутной форсунки; 6 – труба внутренняя; 7 – обечайка предохранительная; 8 – труба пылевоздушной смеси; 9 – труба разделительная; 10 – фланец несущий; 11 – регистр наружный; 12 – регистр внутренний
Применяют обычно встречное расположение горелок, что интенсифицирует воспламенение, улучшает перемешивание и обеспечивает более устойчивое зажигание.
Сжигание антрацитов
Основная проблема при сжигании антрацитов является обеспечение устойчивого зажигания и уменьшение потерь с механической неполнотой сгорания. Для этого проводят следующие мероприятия: тонкий размол топлива, высокий нагрев воздуха до температур 350-400 ºС и ограничение его количества до 10-12 %, подачу пыли в топку горячим воздухом.
Обычно при сжигании антрацитов используют топки с жидким шлакоудалением, которые выполняются однокамерными открытыми или полуоткрытыми с пережимом либо двухкамерными.
В однокамерных топках с жидким шлакоудалением различают три зоны. В зоне активного горения и плавления шлаков, находящейся в нижней части топки, экранные поверхности ошипованы, что обеспечивает высокие температуры. Расплавленный шлак через летку сливается в ванну, где гранулируется водой. В таких топках улавливается до 15-30 % золы.
Во второй зоне снижается температура газов, снижается вязкость шлака, он становится липким. Для нормальной работы необходимо, чтобы вторая зона была минимального размера либо ее не было вообще.
Третья зона, являющееся зоной охлаждения, характеризуется умеренными температурами газов, обеспечивает грануляцию шлака и золы.
В однокамерных открытых топках количество тулавливаемого шлака небольшое 10-15%. Недостаток открытых однокамерных топок – возможность шлакования поверхностей в области разделения горячей и холодной зоны.
В полуоткрытых однокамерных топках с жидким шлакоудалением (рис. 5.20) благодаря пережиму зоны плавления и охлаждения разделены. В камере горения экранная труба ошинована и покрыта огнеупорной обмазкой. Процесс горения практически полностью завершается в камере. В камере улавливается 20-40 % золы.
Двухкамерные топки с жидким шлакоудалением
Камера горения топлива с жидким шлаком и камера охлаждения разделены шлакосепарационной решеткой (рис. 5.21), выполненной из разведенных ошипованных труб, имеющих огнеупорную обмазку. В таких топках улавливается до 70 % шлака. Еще больше удаление шлака в жидком виде осуществляется в циклонных топках. Недостатком топок с жидким шлакоудалением являются большие потери тепла (2-4 %) со шлаками.
Достоинством циклонных предтопков является возможность сжигания дробленки, в которой основная масса частиц имеет диаметр 0,5-1 мм. Недостаток – высокое аэродинамическое сопротивление.
7.7. Сокращение вредных выбросов в окружающую среду режимными методами
Принципиально существует несколько разных подходов к решению задачи уменьшения выбросов вредных веществ с дымовыми газами в атмосферу. Их можно разделить на следующие три группы:
—удаление вредных компонентов из топлива путем комплексной его переработки перед сжиганием в котле;
—непосредственное воздействие на механизм образования вредных, веществ в процессе сжигания исходного натурального топлива в топочной камере;
—очистка продуктов сгорания топлива (уходящих дымовых газов) от присутствующих в них вредных соединений.
Наибольший эффект, конечно, может дать комплексное применение разных методов, но при этом надо учитывать, что все они требуют значительных дополнительных затрат и тем больших, чем глубже очистка с применением сочетания разных методов.
К числу вредных выбросов электростанций, которые возможно уменьшить правильной организацией режима сжигания топлива, относятся главным образом оксиды азота, полициклические углеводороды (в том числе бензапирены) и триоксид серы SO3.
Рис. 7.26. Зоны образования оксидов азота при сжигании топлив:
1 — термические оксиды; 2 — топливные оксиды; 3 — быстрые оксиды.
Наибольшую зону загрязнения воздушного бассейна от выбросов ТЭС составляют оксиды азота, которые по характеру образования: разделяются на топливные, быстрые и термические (рис. 7.26).
Образование топливных NOТЛ и быстрых NOБ оксидов азота происходит на начальной стадии горения. Топливные NOТЛ образуются за счет азота топлива, NP, в результате его преобразований при нагреве в активные радикалы NH3, HCN в процессе выхода летучих веществ в области температур 600-1120°С и при локальных избытках воздуха aлок > 1 происходят реакции:
NH3 О2 ® N0 Н2О
HCN O2 ® OH CO NO.
Быстрые NOб образуются за счет разложения углеводородных соединений топлива, в результате чего в корневой части факела накапливаются радикалы CN, HCN и при наличии некоторого количества кислорода также происходит образование N0. Максимальное значение N0 имеет место при aлок= 0,7-0,8 и в области температур 930-1250°С.
Наиболее массовый выход NOх имеет место в области ядра факела при температурах Тф > 1800°К (~ 1530°С) за счет прямого окисления азота воздуха атомарным кислородом:
N2 О” ® N0 – 316,9 кДж/моль. (7.30)
Этот путь образования NOX называют термическим.
Основными способами подавления образования оксидов азота в топках котлов являются следующие:
1. Уменьшение избытка воздуха в зоне горения до минимального по
условиям полного сгорания топлива.
2. Применение ступенчатого сжигания топлива, при котором в одну группу горелок (в нижний ярус или в горелки одной стены топки) подается основная масса топлива при избытке воздуха меньше единицы, а в другую группу (верхний ярус горелок или противоположную группу горелок) поступает остаток топлива и воздуха со значением a > 1.
3. Рециркуляция дымовых газов с температурой 350-400°С в топку, что обеспечивает снижение температурного уровня в зоне горения и концентрации горючих веществ и окислителя за счет разведения горючей смеси инертными газами.
4. Ввод в зоны активного образования оксидов азота струи пара или воды для локального снижения уровня температуры и создания химических реакций, препятствующих образованию вредных соединений.
5. Создание горелок двухступенчатого сжигания с созданием временного недостатка воздуха в зоне образования быстрых и топливных оксидов азота.
Характерная зависимость образования оксидов азота от избытка воздуха в зоне горения при сжигании природного газа показана на рис 7.27. Приближение избытка воздуха к единице и менее обеспечивает низкий уровень выхода NOX, но при этом в разных зонах топки возникает недожог топлива и, что особенно опасно, резко растет концентрация бенз(а)пирена. Переход на значительный избыток воздуха также ведет к, снижению выхода NOX за счет снижения температурного уровня реакций, но эксплуатация котлов с такими высокими избытками воздуха не экономична.
Более эффективным способом снижения выхода NOX является ступенчатое сжигание. На рис. 7.28 показан пример снижения выхода NOX при сжигании природного газа и переходе с одноступенчатого на двухступенчатое сжигание, используя двухъярусное расположение горелок. В первой ступени сжигания обеспечивают избыток воздуха a = 0,75-0,85, при этом не происходит полного сгорания топлива.
Рис. 7.27. Зависимость образования оксидов азота от избытка воздуха
в зоне горения при сжигании природного газа.
Кроме снижения уровня температуры в зоне горения, здесь создаются условия для восстановления оксидов азота при их контакте с раскаленным углеродом или промежуточными продуктами при нехватке кислорода:
2NO C ® 2CO N2,
2NO 2CO ® 2CO2 N2,
2NO СН2 ® СО Н2О N2.
В результате выход NOX в первой зоне резко сокращается. Во второй зоне при избытке воздуха больше единицы температура газов уже не достигает уровня активного образования термических оксидов.
Организация рециркуляции газов в топку показана на рис. 7.29. Влияние рециркуляции наиболее значительно при вводе продуктов сгорания воздуховоды перед горелками, когда они в смеси с горячим воздухом поступают в топку (рис. 7.29, б).
Надо отметить, что наибольший эффект снижения концентрации NОx в продуктах сгорания достигается при доле рециркуляции rрц = 0,2-0,3 (20-30%). Дальнейшее увеличение rрц при сжигании газа и мазута ведет к затягиванию горения и появлению недожога топлива. К тому же максимальное подавление образования NOX требуется при номинальной или близкой к ней нагрузке, когда ввод заметного количества газов рециркуляции сильно увеличивает скорость газов и аэродинамическое сопротивление газового тракта.
Частичный эффект снижения образования NOX создают горелки двухступенчатого сжигания (ГДС). Принцип их работы основан на том (рис. 7.30), что вторичный поток воздуха участвует в дожигании топлива на более поздней стадии. Таким образом, прогрев топлива, выход летучих и разложение сложных углеводородных соединений топлива происходит в зоне с a < 1. Это обеспечивает снижение образования топливных и быстрых NOX в начальной части факела и понижение максимальной температуры горения.
Рис. 7.28. Изменение концентрации оксидов азота на выходе из зоны активного горения при одно- и двухступенчатом сжигании природного газа:
1 – одноступенчатое сжигание при aгор = a1 = 1,05; 2 — двухступенчатое сжигание с разным избытком воздуха в подзонах горения.
Рис. 7.29. Влияние степени рециркуляции газов на выход оксидов азота
а — общая схема рециркуляции газов: б — относительное изменение концентрации N0х от доли рециркуляции газов; 1 — без рециркуляции; 2 — ввод рециркуляции через сопла боковых стен; 3 — то же под работающие горелки;
4 — то же непосредственно в горелки (внутренний канал для газов рециркуляции).
Наиболее глубокое подавление образования оксидов азота возможно при сочетании разных способов. Так, например, организация ступенчатого сжигания в топке может сопровождаться частичной рециркуляцией газов. При сжигании газа и мазута удачным является сочетание впрыска воды с рециркуляцией газов, причем при высокой нагрузке котла целесообразно использование впрыска воды в зону горения (0,5-0,6% от расхода перегретого пара), а при более низкой нагрузке – усиление рециркуляции газов. Конструктивно обеспечение впрыска воды значительно дешевле, чем рециркуляция газов, но при этом способе ниже КПД котла за счет увеличения потерь с уходящими газами (рост объема водяных паров в газах).
§
Барабан представляет собой цилиндрический горизонтальный сосуд с внутренним диаметром до 1600-1800 мм и длиной, зависящей от паропроизводительности котла (до 15-20 м и более). В барабан подается вода или пароводяная смесь из экономайзера (рис. 11.17). При подаче воды над уровнем ее в барабане и падении на поверхность водяного объема образуется большое количество водных капель, поднимающихся в паровое пространство барабана. Если же ввод воды производить под уровень воды, то слой воды частично погасит энергию струи, но он недостаточен для полного ее гашения, поэтому образуются сложные линии тока в объеме воды, волнообразование и выброс капель в паровое пространство. Отсюда вытекает первая задача внутрибарабанных устройств — гашение кинетической энергии водяной или пароводяной струи из труб после экономайзера.
Рис. Схема потоков воды и пара
Из барабана часть воды направляется в опускные трубы контура, циркуляции. Из анализа работы опускных труб вытекает вторая задача: организация плавного входа воды в опускные трубы с малым сопротивлением входа; предусмотреть устройства, предотвращающие воронкообразование и захват (снос) пара опускающейся водой. Для того чтобы высота уровня воды над входом в опускные трубы была максимальной, опускные трубы надо выводить из барабана как можно ближе к нижней его образующей.
В барабан из контура циркуляции по отводящим трубам поступает пароводяная смесь с большой скоростью. Если организовать сосредоточенный ввод подводящих труб (рис. 11.17), то за счет большой кинетической энергии струи и значительного объема паровой фазы уровень воды, насыщенной паровыми пузырями, будет значительно выше среднего, т. е. произойдет «набухание» уровня. При прохождении пара через границу вода-пар будет образовываться большое количество водных капель, поднимаемых потоком пара. Отсюда третья задача: организовать равномерный по длине и сечению барабана ввод пароподводящих труб и гашение энергии поступающей пароводяной струи; обеспечить равномерность распределения паровой фазы по сечению барабана, с тем чтобы пар барботировал через слой воды с малой скоростью, при этом возмущение уровня воды будет минимальным, образование капель и их выброс в паровое пространство уменьшится.
Насыщенный пар, поступивший в барабан, поднимается в верхнюю часть барабана и отводится через трубы в пароперегреватель. Ясно, что эти трубы должны быть расположены вдоль верхней образующей барабана, иначе может образоваться застойная зона. Поток пара, направляющийся к сосредоточенному отводу, плохо заполняет сечение барабана, скорость пара в средней части при этом существенно увеличивается. Поток пара может унести часть капель воды из парового пространства в отводящие трубы и дальше в пароперегреватель. Так как унос капель по массе не велик, то эта влага на условия теплообмена в пароперегревателе не влияет. Если произойдет «заброс» влаги, т. е. большой ее унос с паром, то вода, попадая на стенки труб пароперегревателя, вызовет их резкое охлаждение и термическое растрескивание металла. Но и малое количество уноса влаги приносит большие неприятности: в каплях воды содержится большое количество примесей, которые при испарении воды на стенке пароперегревателя оставляют отложения с низкой теплопроводностью, а при испарении в потоке перегретого пара передают ему примеси, которые уносятся в турбину. Четвертая задача: организовать равномерное заполнение потоком пара сечение барабана, чтобы снизить скорость пара; обеспечить интенсивную сепарацию пара от воды, уменьшив унос влаги до приемлемого значения.
При высоком давлении насыщенный пар, барботирующий через слой воды в барабане, содержит значительное количество примесей, и тогда возникает пятая задача — организация очистки пара внутри барабана.
Из общего анализа процессов в барабане видно, что при проектировании и эксплуатации барабана приходится решать сложные задачи. Их конструктивное решение приводит к сильному загромождению внутрибарабанного пространства различными устройствами, усложняющими ремонт и эксплуатацию котла. Наблюдение за процессами поддержания постоянного уровня воды в барабане является одной из главных задач эксплуатации котла, обеспечивающей надежность и экономичность его работы и работы всего блока.
Прежде чем рассматривать конструктивное выполнение внутрибарабанных устройств, необходимо провести анализ процессов барботажа и уноса влаги.
Барботаж пара через воду — подъем паровой фазы и жидкости, приведенная скорость направленного движения которой мала или равна нулю. Барботаж пара имеет место в барабанах котлов, в подъемных трубах контура циркуляции при образовании свободного уровня, застоя или опрокидывания циркуляции. В общем случае, аппарат, в котором происходит процесс барботажа пара через слой жидкости, называется барботером.
Для равномерного распределения паровой фазы по сечению барботера (в том числе и в барабане) и выравнивания скоростей пара в барботажном слое устанавливается распределительное устройство. Обычно применяют погруженный в слой жидкости дырчатый лист с соответствующим образом рассчитанным количеством отверстий выбранного диаметра. Правильно рассчитанные дырчатые листы гасят также кинетическую энергию пароводяных струй.
Режим работы дырчатого листа зависит от расхода паровой фазы и диаметра паровых пузырей и отверстия в листе (рис. 11.18). При небольших расходах пара и малом диаметре пузырей (меньше диаметра отверстий) они свободно проходят через отверстия в виде отдельных пузырей, не сливаясь. Если диаметр пузыря больше диаметра отверстий, то паровой пузырь втягивается в отверстие, разделяясь на две части. На часть пузыря, уже находящуюся над листом, действуют подъемная сила и конвективные токи, стремящиеся оторвать ее от листа.
Рис.11.19. К определению паровой подушки под дырчатым листом: 1 – дырчатый листом:
1 – дырчатый лист; 2 – отбортовка.
Пока над листом будет формироваться новый пузырь, оставшиеся под листом части пузыря могут слиться в единую паровую подушку. Следовательно, для данного давления в системе и диаметра отверстия в листе существует скорость пара в отверстиях 
, при превышении которой под дырчатым листом образуется устойчивая паровая подушка.
Средняя скорость пара в отверстиях дырчатого листа определяется по формуле
где fотв — суммарное сечение отверстий, м2.
В паровых котлах, парогенераторах, испарителях и подобных элементах применяют погруженные дырчатые листы с диаметром отверстий 8¸12 мм и более, так как в пароводяной смеси может находиться шлам (взвеси, чешуйки оксидов железа с внутренних поверхностей труб) и он будет забивать мелкие отверстия.
При значительном диаметре отверстий паровая подушка под дырчатым листом образуется при более высоком расходе паровой фазы. В этом случае через отверстия листа будет вытекать пар в виде сплошного потока. При дальнейшем барботировании струи пара через слой жидкости она разбивается на отдельные пузыри. Для того чтобы пар не обходил по бокам дырчатый лист, делается отбортовка.
Сечение барабана изменяется по высоте, Поэтому скорость пара также меняе5тся по высоте. Чтобы придать определенное значение скорости пара её определяют на границе между пароводяным и паровым объемом, эту границу называют зеркалом испарения, и сечение барабана принимают на зеркале испарения – fз.исп. Тогда приведенная скорость пара 
, отнесенная к этому сечению:
(11.46)
Объемный расход пара Gn/ρ”,отнесенный к площади зеркала испарения fз.исп = 1 м2, называется объемной нагрузкой зеркала испарения Rvs,м3/(с×м2):
(11.47)
или 
,м3/(ч×м2):
(11.48)
Введенный параметр 
упрощают расчеты внутрибарабанных процессов.
Обратная задача возникает при проектировании парового дотла: по заданной паропроизводительности D,кг/с, определить геометрию барабана и погруженного дырчатого листа. Задаемся величиной ,определяем сечение зеркала испарения fз.исп, по типовому диаметру барабана находим длину барабана. Наметив место вывода опускных и ввода пароотводящих труб контура циркуляции, находим размеры дырчатого листа. При расчете дырчатого листа два взаимосвязанных параметра неизвестны: скорость пара и сечение отверстий. На скорость пара накладывается два ограничение — по организации паровой подушки, которая рассчитывается в зависимости от давления пара по выражению
,
где σ – коэффициент поверхностного натяжения, Н/м2.
Парпромывочные устройства выполняются двух типов: погруженного, когда паропромывочный дырчатый лист находится в объеме жидкой фазы, «подвешенного», находящегося в паровом объеме, над зеркалом испарения. На паропромывочное устройство подается питательная вода, которая растекается по дырчатому листу, образуя слой воды высотой Нвес,и сливается по периферии листа. Толщина слоя промывочной воды определяется высотой бортиков Нборт. Пар направляется с помощью отбортовок (щек) под промывочный лист, проходит через отверстия в нем, барботирует через слой промывочной воды и уходит на паросепарационные устройства. Проходящий через отверстия листа пар препятствует протеканию через них жидкости. Скорость пара в отверстиях дырчатого листа должна быть выбрана такой, чтобы жидкость удерживалась на промывочном листе и сливалась только по периферии листа или специальным сливным линиям — такой режим называется беспровальным.
Высота бортиков Нборт обычно составляет 40-60 мм (эту высоту называют также высотой перелива Нпер). Действительный уровень Н превосходит уровень перелива на 5¸10 мм, т. е.
Н = Нпер (5¸10) мм.
Унос влаги паром. Как указывалось, дробление жидкости на капли происходит при возмущении зеркала испарения пароводяной струей и при выходе парового пузыря из водяного объема в паровой. В современных барабанах устанавливаются системы гашения кинетической энергии струй воды и пароводяной смеси, поступающих в барабан, и равномерной раздачи по сечению барабана. В этих условиях определяющим генератором капель воды в паровой объем является разрыв пузырей пара (рис. 11.22). Всплывающий пузырь пара подвержен воздействию двух сил: внутреннего давления, стремящегося разорвать жидкую пленку вокруг пузыря, и силе поверхностного натяжения этой пленки. В начальный момент выхода пузыря из объема жидкости (рис. 11.22, в) вода с пленки стекает, она утоняется и разрывается, (рис. 11.22, г). Пар, вырываясь через образовавшееся отверстие, разрушает верхнюю часть пленки, превращая ее в мелкие капли воды. Остатки жидкой пленки опускаются вниз, заполняют образовавшуюся после выхода пара лунку в воде. Встреча потоков воды в центре лунки сопровождается гидравлическим ударом с выбросом крупных капель воды в паровой объём (рис. 11.22, д).
Рис.11.22. Схема образования капельной влаги в паровом объеме барабан при вводе парообразующих труб в водяной объем:
а – всплывающий пузырек пара; б – начальный период выхода пузырьков на зеркало испарения; в – перед разрывом водяной оболочки; г и д – разрушение водяной оболочки с образованием капелек влаги.
На каплю воды диаметром dкв паровом пространстве действуют две силы:
— сила Архимеда, направленная вниз:
(11.52,а)
— сила динамического напора пара, направленная вверх:
(11.52,б)
где x — коэффициент сопротивления.
При равенстве этих сил капля воды будет витать в потоке пара. Скорость витания wвитбудет равна
(11.53)
Скорость wвит зависит от давления и диаметра капель. При р = 10 МПа и dк== 1 мм wвит = 0,6 м/с; dк = 0,2 мм, wвит = 0,15 м/с, dк = 0,1 мм, wвит = 0,07 м/с. Для dK = 0,1 мм и р =1 МПа wвитт = 0,25 м/с. С увеличением давления скорость витания уменьшается, т. е. при известной скорости унос капель увеличивается.
Капли диаметром dк,у которых скорость витания меньше скорости пара , будут уноситься потоком пара. Капли с wвит > будут оседать в водяной объем, скорость оседания wос равна разности:
Унос влаги паром характеризуется его влажностью w,%, которая определяется как отношение массы водяных капель тв к массе влажного пара:
(11.54)
где тп — масса паровой фазы.
Таким образом, влажность пара определяется забросом капелек воды в пароотводящие трубы и уносом капелек потоком пара. При малых высотах парового пространства основную роль играет прямой заброс водяных капель, а при больших высотах — унос влаги. Поэтому w сильно зависит от высоты парового пространства (рис. 11.23), особенно до высоты 0,8¸1 м.
Зависимость влажности пара от его скорости сложная и имеет вид
(11.55)
Это связано с распределением капель воды по размерам, по скорости их витания (рис. 11.24, а). При малой скорости пара (условно — до w1(рис. 11.24,б) показатель степени п < 2; с увеличением скорости пара уносятся паром все более крупные капли, показатель степени растет до 4¸5; при скорости пара w’q, приближающейся к Швит (рис. 11.24), резко возрастает количество и масса унесенных капелек воды, влажность возрастает с показателем степени п > 5 ч- (?. В диапазоне скорости пара Wq и влажности пара ш = 0,01 ч- 0,1%, в котором работают промышленные агрегаты, расчет влажности можно вести по формуле
о; = СЮ2‘76/«з)2‘3– (П-56)
Коэффициент С зависит от давления, он характеризует физические свойства пара и жидкости (рис. 11.25). С увеличением давления коэффициент поверхностного натяжения а снижается, соответственно уменьшается размер капель воды, скорость витания падает, а количество капель увеличивается. Кроме того, увеличивается несущая способность пара за счет роста его плотности. Поэтому при изменении давления от 10 до 16 МПа коэффициент С и влажность пара ш изменяются в 5 раз. Отсюда вытекает
пара, уходящего из барабана, можно уменьшить по сравнению с уносом влаги путем организации сепарационных устройств.
Пароприемный потолок и жалюзийный сепаратор. Для выравнивания скорости пара по сечению барабана и, тем самым, уменьшения ее величины вверху барабана делается пароприемный потолок, представляющий собой дырчатый лист. Диаметр отверстий 6-10 мм, скорость пара в отверстиях принимается 6-10 м/с для высоких и 10-18 м/с для средних давлений. Гидравлическое сопротивление щита должно быть больше сопротивления входа пара в пароотводящие трубы.
Равномерное распределение пара по сечению барабана, отсутствие набухания двухфазного слоя и ценообразования, относительно высокое паровое пространство — все это создает хорошие условия для естественной сепарации влаги и снижения влажности пара. Для дополнительного улавливания капель воды перед пароприемным дырчатым листом устанавливают жалюзийный сепаратор* Варианты его конструкции представлены на рис. 11.31. При проходе пара в щелях направление движения его изменяется и за счет инерционных сил капли воды осаждаются на пластинах сепаратора, сливаются в струи и стекают в водяной объем. Чтобы не происходило срыва пленки жидкости паром, скорость пара перед жалюзий-ным сепаратором не должна превышать 0,5 м/с при р = 4 МПа; 0,2 м/с при р = 10 МПа; 0,1 м/с при р = 15 МПа. Эффективность сепаратора увеличивается при снижении скорости пара в барабане (рис. 11.32). Жа-люзийные сепараторы устанавливаются на высоте более 400 мм от уровня воды.
Рис.11.31. Формы и расположение пластин жалюзийного сепаратора:
а, б, в – различные модификации конструктивного выполнения.
По конструктивному выполнению жалюзийные сепараторы могут быть горизонтальными (подвод пара снизу), вертикальными (подвод пара по боковой поверхности) или наклонными. В барабанах паровых котлов установлены, как правило, горизонтальные жалюзийные сепараторы.
Внутрибарабанные устройства преднат значены для решения задач, сформулированных в начале параграфа.
По набору основных устройств барабаны можно, условно, разделить на две группы: для низкого и среднего давления (давление в барабане ре = 11 МПа и ниже); для высокого и сверхвысокого давления (рв = 15 ~- 19 МПа). Основное различие состоит в том, что при Рб ^ 11 МПа промывку пара, как праЬило, не делают, паровое пространство остается свободным и создаются условия для естественной, осадительной сепарации влаги из пара. При более высоком давлении промывка пара делается обязательно, паропромывочное устройство загромождает паровое пространство, оставшаяся высота парового объема недостаточна для естественной сепарации, приходится делать устройства для вынужденной, механической сепарации. Рассмотрим принципиальные схемы выполнения этих двух вариантов.
На рис. 11.33 представлена схема внутри барабанных устройств для котлов низкого и среднего давления. Промывка пара отсутствуем поэтому для снижения примеси в паре влаж-
ность его должна быть не более 0,02%. Опускные трубы 1 выведены по нижним образующим барабана, над ними стоят решетки 5 или крестовины, препятствующие воронкообразованию; чтобы предотвратить снос пара, между опускными 1 и подъемными 2 трубами стоит перегородка 6; кавитация на входе в опускные трубы не ожидается, так как столб жидкости над ними более 400 мм.
Рис.11.33. Схема внутрибарабанных устройств
для котлов низкого и среднего давления.
Подъемные пароотводящие. трубы 2 введены равномерно по длине барабана в водяное и паровое пространство. В современных паровых котлах через каждую трубу подается до 1000 -г-1500 кг/ч при скорости смеси 0,3-0,8 м/с. Гашение кинетической энергии пароводяной смеси происходит за счет отбойных щитков 7 и водяного объема, через который проходит вся пароводяная смесь. При этбм происходит первое, грубое разделение пароводяной смеси. Для равномерного распределения пара по сечению зеркала испарения выполнен погруженный дырчатый лист 8 с отверстиями диаметром 10-20 мм. Дырчатый лист устанавливается на 50-75 мм ниже н^иниз-шего уровня (весового) воды. Между листом и корпусом барабана должен быть зазор не менее 150 мм для стока воды (скорость воды должна быть не
более 0,1 м/с). Щеки 9 предотвращают прорыв паровой подушки 10 помимо дырчатого листа.
Вода после экономайзера 3 подводится к раздающей трубе 11, расположенной в правой части дырчатого листа. По длине трубы расположены отверстия диаметром более 10 мм, через которые вода равномерно вытекает и проходит над дырчатым листом. При этом происходит частичная промывка пара и предотвращается пенообразование. Мдлая высота двухфазного слоя ограничивает возможность набухания, уровня и увеличивает высоту парового пространства.
Отвод пара 4 выполняется по верхним образующим вдоль барабана через пароприемный потолок — дырчатый лист 12 и жалюзийный сепаратор 13. _ …… .■■..-.■;•;. • ”
С увеличением паропроизврдительнрсти котла нагрузка на зеркало испарения увеличивается, погруженный дырчатый; листне может обеспечить хорошие условия для барботажа пара, .паровой объ.$$ не,справляется с сепарацией влага да потока пара. В этом случае ц, в ротлах среднего давления могут быть установлены внутрибарабанные и выносные диклоны. В бара-
Рис.11.36. Схема внутрибарабанных устройств:
1 – погруженный дырчатый лист; 2 – жалюзийный сепаратор; 3 пароприемный дырчатый лист.
11.7. Упражнение. Расчет внутрибарабанных сепарационных устройств
Задачи расчета:рассчитать погруженный дырчатый лист, жалюзий-ный сепаратор, пароприемный потолок, определить эффективность сепарации пара в паровом объеме барабана и в жалюзийном сепараторе.
Исходные положения:одноступенчатая схема испарения; в барабане: погруженный дырчатый лист, жалюзийный сепаратор, пароприемный потолок.
Схема внутрибарабанных устройств представлена на рис. 11.36.
Задано:
Паропроизводительность котла D = — т/ч
Давление перегретого пара : р ~ — МПа
Температура пара t = — °С Барабан:
– внутренний диаметр dBH = 1600 мм;
– длина рабочей части 1рч = 3000 30 х D мм;
– ширина погруженного дырчатого щита Ьщ = 1200 мм;
– ширина пароприемного потолка Ьп = 770 мм.
§
а) Расчет погруженного дырчатого листа:
1) Характеристики пароводяной смеси над погруженным дырчатым листом:
11.7. УПРАЖНЕНИЕ. РАСЧЕТ ВНУТРИБАРАБАННЫХ УСТРОЙСТВ
— площадь зеркала испарения S3, м2, — приведенная скорость пара с зеркала испарения w’q , м/с
— нагрузка зеркала испарения Ra, кг/(м2-с), Rs = D/(3,6SS);
доля сечения, занятая паром в слое над погруженным дырчатым
листом,
= (0,576 0,0414рЖ’)°’75–
б) Расчетные скорости пара в отверстиях погруженного дырчатого листа:
— расчетный радиус пузырька пара Ro, м, при значении коэффициента поверхностного натяжения воды а, Н/м2,
До = 0,676(<т/ Теплофизические параметры воды на линии насыщения
| р, | МПа | та,°с | р’ | кг/м3 | р”, кг/м3 | a, Wmz |
| 62,46 | 10,2 х Ю-3 | |||||
| 96,6 | 4,4 х 10~3 |
— минимальная скорость пара в отверстиях щита, м/с
<ин = 2,44(<т/(р”До))0‘5;
— расчетная скорость пара в отверстиях щита, м/с,
в) конструкция щита:
— сечение для прохода пара через щит, м2,
—. площадь шита, м ,
/щ — {щО
— живое сечение дырчатого щита
Vnj = /п//щ;
— количество отверстий в щите (di = 8 мм=0,008 м)
nOTB = /n/(0,785df).
Примем одинаковый шаг расположения отверстий по ширине и длине щита.
Относительная ширина щита ЬЩ/1Щ — а. Тогда число отверстий в ряду по ширине щита щ = (аптв)0‘5. Шаг отверстий Si = bm/(ni 1). Число
рядов отверстий по длине щита п^ = nmB/ni; шаг 52 = /щ/(п2 1).
г) Влажность пара в верхней части парового объема в результате объемной сепарации:
— высота парового пространства, м,
Я = 690 50 = 740 мм = 0,74 м;
— среднее расчетное сечение для прохода пара в паровом объеме, м2,
— средняя расчетная скорость пара в паровом объеме барабана, м/с,
влажность пара перед пароприемным потолком, %,
и – (С • 10-4«)2–76/Яп2‘3) • 100.
Коэффициент С, учитывающий влияние давления на сепарацию влаги:
Сравнить полученное значение и — в отсутствии промывки пара должно бытьи> < 0,02%.
Гарнитура и арматура котла
Арматура котла подразделяется на следующие виды:
1. Запорная арматура
2. Предохранительная арматура
3. Регулирующая арматура
4. Контрольная арматура
Запорная арматура.
Назначение: служит для полного отключения или включения потоков сред, используемых в котле (топливо, вода, пар, воздух). Это могут быть задвижки, вентили. Иногда запорную арматуру используют для регулирования, но это не рекомендовано.
Предохранительная арматура.
Предохранительные и обратные клапаны. Используются при выходе из строя насосов или других подающих устройств, когда резко падает давление и обратный клапан закрывается и не пропускает потоков с верхних уровней на нижние.
Предохранительные клапаны предназначаются для предохранения элементов котла от чрезмерного увеличения давления среды (по пару, по воде, по газу). При увеличении давления сверх допустимого, все эти клапаны открываясь, сбрасывают давление за счет выпуска среды.
На котлах предохранительные клапаны устанавливаются: по пару на барабане котла в количестве 2-х штук – рабочий и контрольный. Рабочий клапан настраивается на превышение давления от 25 % от рабочего давления в трубопроводе, резервный – на 15 %. Предохранительные клапаны также устанавливаются на паропроводе за котлом в таком же порядке и при таких же пределах настройки.
Выбор давления производится по формуле
Используют 3 типа клапанов:
1. рычажные
2. пружинные
3. импульсные предохранительные клапаны (на крупных котлах)
Предохранительный клапан (ПК) за пароперегревателем (п/п) срабатывает раньше, тогда сброс пара в атмосферу будет происходить из пароперегревателя и будет охлаждаться.
Импульсные предохранительные клапаны.
В рычажных и пружинных клапанах усилия от давления пара (среды) уравновешиваются давлением груза (в рычажных клапанах) или воздействия пружины (в пружинных). Клапаны открываются под действием давления, действующего на площадь клапана. На мощных котлах сечение клапана большое (большой расход, высокое давление), следовательно, большой вес при использовании пружинных и рычажных клапанов, что не представляется реально возможным. ПК должен открываться легко, а для этого он должен быть разгружен. Его разгружают подачей давления под клапан и над ним, используя дополнительный импульсный клапан. Он имеет небольшое сечение, может быть грузовым и позволяет точную настройку на давление. Когда он открывается, то сбрасывает пар в разгружающую камеру основного клапана.
Взрывные клапаны.
На котлах, сжигающих газ и мазут, а также другое высокореакционное топливо (по существующим нормам – на всех котельных установках) в обязательном порядке устанавливаются взрывные клапаны. Они предназначены для быстрого сброса давления в топке и газоходах котлов при возникновении в них взрывов. Взрывные клапаны устанавливаются в верхней части топки ( 2 шт.), в котлах большой паропроизводительности – за поворотной камерой (1 шт.), в газоходах перед дымососом.
§
К этому виду относятся регулирующие клапаны (РК), поворотные регулирующие заслонки, направляющие аппараты тягодутьевых устройств, питатели пыли на станциях
РК клапаны используются на средах с большим давлением (питательная вода, мазут, пар). Заслонки используются для регулирования сред с малым давлением. Направляющий аппарат используется для регулирования производительности тягодутьевых устройств (вентилятор, дымосос).
Для регулирования подачи пыли в горелки исплоьзуются станции питателей пыли. Для подачи угля в мельницы используется станция шахтных мельниц.
Контрольная арматура.
К ней относятся указатели уровня воды в барабане котла и указатели давления (манометры), а также два показывающих прибора – указатели уровня воды в барабане котла. Обязательным элементом является снижение указателя уровня, если котел имеет большую паропроизводительность (уравнительный сосуд).
Схема автоматизации парового котла
MAX
Специфи
кация
No
Наименование
No
Наименование
1 Котел паровой TANSAN
Система регулирования уровня и модулируемой подачи питательной воды (подпитка)
6 Экономайзер для парового котла TANSAN
31 NRGT26-1 GESTRA Электрод непрерывного измерения уровня
LESER тип 4421
Фланцевый полноподъ
емный предохранительный
клапан
с открытым кожухом
KS 92
–
Универсальный контроллер
Система регулирования паропроизводительности
FlowPak V725 Flowserve клапан регулирующий DN15
–
100 PN1
–
Шкаф уп
равления
парового
котла
TANSAN
HS203m
фильтр HORNHOF
Горелка
RK86 GESTRA обратный клапан
Горелка
(
газовая, дизельная, мазутная, комбинированная)
RK86 GESTRA обратный клапан
ГРУППА БЕЗОПАСНОСТИ
IDMAR Кран шаровый для пара
Запорно
–
предохранительная арматура
IDMAR Кран шаровый для пара
LESER тип 4421
Фланцевый полноподъ
емный предохранительный
клапан
с открытым кожухом
Система контроля солесодержания и постоянной продувки (солеудаление)
WIKA Манометр с трубчатой пружиной Тип
111.10
LRG16
–
GESTRA Электрод проводимости
WIKA Вентиль игольчатый трехходовой Тип 910.11.
LRS1
–
7 GESTRA реле контроля проводимости
BSP DANFOSS Реле давления для паровых котлов
BAE46 GESTRA клапан непрерывной продувки
IDMAR
Кран шаровый для пара
IDMAR Кран шаровый для пара
IDMAR
Кран шаровый для пара
VK14
GESTRA
Смотровое стекло
Контроль минимального уровня 1
RK86 GESTRA обратный клапан
NRG
–
GESTRA
Э
лектрод нижн
его
уровня
Система периодической продувки (шламоудаление)
NRS1
–
–
For
–
TWO GESTRA Р
еле нижнего уровня (2 электрода)
TA7 GESTRA
П
рогр
аммируемая
сист
ема
авт
оматической
продувки котла
Контроль минимального уровня 2
MPA46 GESTRA клапан период продувки
NRG
–
GESTRA
Э
лектрод нижн
его
уровня
IDMAR Кран шаровый для пара
Контроль максимального уровня
Модуль питательных насосов
NRG
–
GESTRA
Электрод верх
н
его
уровня
Состав модуля:
NR
S1
–
51 GESTRA Э
лектрод верхнего у
ровня
CR
GRUNDFOS
Насос повысительный
Контроль уровня визуальный
Шкаф управления насосным модулем котла TANSAN
R100
–
D
KLINGER Указатель
уровня
HB301
HORNHOF
З
атвор поворотный
Система регулирования подачи пара
RK86 GESTRA обратный клапан
IDMAR
Кран шаровый для пара
HS203m фильтр HORNHOF
RK86 GESTRA обратный клапан
FlowPak V725 Flowserve клапан регулирующий DN15
–
100 PN10
–
Схема автоматизации парового котла
MIN
ОПЦИЯ
ОПЦИЯ
ОПЦИЯ
ОПЦИЯ
Спецификация
No
Наименование
TANSAN котел паровой
ILKA
–
N
Горелка
(
дизельная, мазутная
)
BSP DANFOSS Реле давления для паровых котлов
Шкаф управления
паровым котлом
TANSAN
LESER тип 4421 Фланцевый полноподъемный предохранительный клапан с открытым кожухом
WIKA Манометр с трубчатой пружиной Тип 111.10
WIKA Вентиль игольчатый трехходовой Тип 910.11.
MBS 3200 DANFOSS преобразователь давления
IDMAR
Кран шаровый для
пара
IDMAR
Кран шаровый для пара
IDMAR Кран шаровый для пара
NRGS 16
–
GESTRA
Компактная система
уровня
NRG
–
GESTRA
Электрод нижнего уровня
NRS1
–
–
For
–
ONE GESTRA Реле нижнего уровня (1 электрод)
R100
–
D KLINGER Указатель уровня
RK86 GESTRA обратный клапан
IDMAR Кран шаровый для пара
IDMAR Кран шаровый для пара
Насос повысительный
GRUNDFOS
RK86 GESTRA обратный клапан
Затвор поворотный
Фильтр фланцевый
Клапан периодической продувки
PA 46, DN40, PN40, артикул 0051700
Клапан непрерывной продувки с ручным приводом BA 46, DN20, PN40, артикул 0171400
Экономайзер для
парового
котла
| Задвижка — вид запорной арматуры, в которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно оси потока рабочей среды. Задвижки — очень распространённый тип трубопроводной арматуры. Они широко применяются практически на любых технологических и транспортных трубопроводах диаметром от 15 до 2000 мм в системах ЖКХ, газо- и водоснабжения, нефтепроводах, объектах энергетики и многих других, при рабочих давлениях до 25 МПа и температурах до 565 град. Цельсия. Широкое распространение задвижек объясняется рядом достоинств этих устройств, среди которых:
Последнее качество делает задвижки особенно ценными для использования в магистральных трубопроводах, для которых характерно постоянное высокоскоростное движение среды.
|
Клапан запорный (вентиль)
Клеточный регулирующий орган – регулирующий орган, в котором изменение пропускной способности достигается поступательным перемещением цилиндрического полого затвора в клетке – направляющей, имеющей поперечные сверления. Направляющая служит одновременно и седлом затвора.
Краткая характеристика:
большая строительная длина;
малый ход затвора;
малое время открывания и закрывания;
большое гидравлическое сопротивление;
Предохранительные клапаны обеспечивают автоматический выпуск пара или воды из котлов, пароперегревателей и отключаемых (по воде) экономайзеров, в которых давление поднялось выше нормы. Они делятся на рычажно-грузовые, пружинные и импульсные.
На каждом паровом и водогрейном котлах, экономайзере, отключаемом по рабочей среде, должно быть установлено не менее двух предохранительных клапанов (рабочий и контрольный). Предохранительные клапаны защищают котлы и водяные экономайзеры при превышении в них давления более чем на 10 % расчетного (разрешенного).
Рисунок: Предохранительные клапаны:
а-рычажный грузовой; б-пружинный; 1-кожух предохранительного клапана; 2 — цепочка для подрыва клапана; 3-груз; 4-замок; 5-шток; 6-корпус; 7-седло; 8-тарелка; 9-рычаг; 10-нажимной винт; 11-пружина; 12-ручка для открывания клапана; => — направление движения потока.
В рычажном грузовом предохранительном клапане (рис, а) выход пара из клапана закрывается тарелкой 8, которая грузом 3, закрепленным на рычаге 9, прижимается к седлу 7, вставленному в корпус 6. Направляющие ребра тарелки не дают ей перекашиваться относительно седла. Рычажный контрольный клапан после настройки заключают в кожух 7 и закрывают на замок 4. Для проверки работы клапана к рычагу прикрепляют цепочку 2, которую пропускают через крышку кожуха. Для выхода пара в корпусе имеется отверстие.
Методика и периодичность регулирования предохранительных клапанов на котлах, пароперегревателях и экономайзерах и давление начала их открывания должны быть указаны предприятием-изготовителем в инструкции по монтажу и эксплуатации котла.
В пружинных предохранительных клапанах (рис, б) давление на тарелку 8 создает пружина 11. Для настройки предохранительных клапанов на срабатывание при необходимом давлении используются нажимные винты 10.
Импульсные предохранительные клапаны устанавливаются на паровых котлах с рабочим давлением более 3,9 МПа.
- дмитрий 30.03.12 17:31 Ответить
Неплохо было-бы если бы в инструкции по предохранительным клапанам или на “худой” конец в паспорте указывался способ и порядок настройки, а то как правило (как-никак , это требование правил) приходиться сочинять самим !!!
РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»
§
ИНСТРУКЦИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ПОРЯДКУ И СРОКАМ ПРОВЕРКИ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ КОТЛОВ ТЕПЛОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
РД 153-34.1-26.304-98
СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЭС
Москва 1999
РазработаноОткрытым акционерным обществом «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС»
ИсполнительВ.Б. КАКУЗИН
Согласованос Госгортехнадзором России 25.12.97 г.
УтвержденоДепартаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 22.01.98 г.
Первый заместитель начальника А. П. БЕРСЕНЕВ
| ИНСТРУКЦИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ПОРЯДКУ И СРОКАМ ПРОВЕРКИ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ КОТЛОВ ТЕПЛОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ | РД 153-34.1-26.304-98 |
Вводится в действие с 01.10.99 г.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящая Инструкция распространяется на предохранительные устройства, установленные на котлах ТЭС.
1.2. Инструкция содержит основные требования к установке предохранительных устройств и определяет порядок их регулирования, эксплуатации и технического обслуживания.
В приложении 1 изложены основные требования, предъявляемые к предохранительным устройствам котлов, содержащиеся в правилах Госгортехнадзора России и ГОСТ 24570-81, приведены технические характеристики и конструктивные решения предохранительных устройств котлов, рекомендации по расчету пропускной способности предохранительных клапанов.
Цель Инструкции – способствовать повышению безопасности эксплуатации котлов ТЭС.
1.3. При разработке Инструкции использованы руководящие документы Госгортехнадзора России [2], [3], [4], [5], [6], данные об опыте эксплуатации предохранительных устройств котлов ТЭС.
1.4. С выходом настоящей Инструкции теряют силу «Инструкция по организации эксплуатации, порядку и срокам проверки импульсно-предохранительных устройств котлов с рабочим давлением пара от 1,4 до 4,0 МПа (включительно): РД 34.26.304-91» и «Инструкция по организации эксплуатации, порядку и срокам проверки импульсно-предохранительных устройств котлов с давлением пара выше 4,0 МПа: РД 34.26.301-91».
1.5. В Инструкции приняты следующие сокращения:
ПУ – предохранительное устройство;
ПК – предохранительный клапан прямого действия;
РГПК– рычажно-грузовой предохранительный клапан прямого действия;
ППК – пружинный предохранительный клапан прямого действия;
ИПУ – импульсно-предохранительное устройство;
ГПК – главный предохранительный клапан;
ИК – импульсный клапан;
ЧЗЭМ– АО «Чеховский завод энергетического машиностроения»;
ТКЗ – ПО «Красный котельщик».
1.6. Методика расчета пропускной способности предохранительных клапанов котлов, формы технической документации по предохранительным устройствам, основные термины и определения, конструкции и технические характеристики предохранительных клапанов приведены в приложениях 2-5.
§
2.1. Каждый паровой котел должен быть оснащен не менее чем двумя предохранительными устройствами.
2.2. В качестве предохранительных устройств на котлах с давлением до 4 МПа (40 кгс/см2) включительно допускается применять:
рычажно-грузовые предохранительные клапаны прямого действия;
пружинные предохранительные клапаны прямого действия.
2.3. Паровые котлы с давлением пара свыше 4,0 МПа (40 кгс/см2) должны оснащаться только импульсно-предохранительными устройствами с электромагнитным приводом.
2.4. Диаметр прохода (условный) рычажно-грузовых и пружинных клапанов прямого действия и импульсных клапанов ИПУ должен быть не менее 20 мм.
2.5. Условный проход трубок, соединяющих импульсный клапан с ГПК ИПУ, должен быть не менее 15 мм.
2.6. Предохранительные устройства должны устанавливаться:
а) в паровых котлах с естественной циркуляцией без пароперегревателя – на верхнем барабане или сухопарнике;
б) в паровых прямоточных котлах, а также в котлах с принудительной циркуляцией – на выходных коллекторах или выходном паропроводе;
в) в водогрейных котлах – на выходных коллекторах или барабане;
г) в промежуточных пароперегревателях все предохранительные устройства – на стороне входа пара;
д) в отключаемых по воде экономайзерах – не менее чем по одному предохранительному устройству на выходе и входе воды.
2.7. При наличии у котла неотключаемого пароперегревателя часть предохранительных клапанов с пропускной способностью не менее 50 % суммарной пропускной способности всех клапанов должна быть установлена на выходном коллекторе пароперегревателя.
2.8. На паровых котлах с рабочим давлением более 4,0 МПа (40 кгс/см2) импульсные предохранительные клапаны (непрямого действия) должны быть установлены на выходном коллекторе неотключаемого пароперегревателя или на паропроводе до главного запорного органа, при этом у барабанных котлов для 50 % клапанов по суммарной пропускной способности отбор пара для импульсов должен производиться из барабана котла.
При нечетном количестве одинаковых клапанов допускается отбор пара для импульсов от барабана не менее чем для 1/3 и не более 1/2 клапанов, установленных на котле.
На блочных установках в случае размещения клапанов на паропроводе непосредственно у турбин допускается для импульсов всех клапанов использовать перегретый пар, при этом для 50 % клапанов должен подаваться дополнительный электрический импульс от контактного манометра, подключенного к барабану котла.
При нечетном количестве одинаковых клапанов допускается подавать дополнительный электрический импульс от контактного манометра, подключенного к барабану котла, не менее чем для 1/3 и не более 1/2 клапанов.
2.9. В энергетических блоках с промежуточным перегревом пара после цилиндра высокого давления турбины (ЦВД) должны устанавливаться предохранительные клапаны с пропускной способностью не менее максимального количества пара, поступающего в промежуточный пароперегреватель. При наличии за ЦВД отключающей арматуры должны быть установлены дополнительные предохранительные клапаны. Эти клапаны должны рассчитываться с учетом как суммарной пропускной способности трубопроводов, связывающих систему промежуточного пароперегревателя с источниками более высокого давления, не защищенными своими предохранительными клапанами на входе в систему промежуточного перегрева, так и возможных перетечек пара, которые могут возникнуть при повреждениях труб высокого давления паровых и газопаровых теплообменных аппаратов регулирования температуры пара.
2.10. Суммарная пропускная способность установленных на котле предохранительных устройств должна быть не менее часовой паропроизводительности котла.
Расчет пропускной способности предохранительных устройств котлов по ГОСТ 24570-81 приведен в приложении 1.
2.11. Предохранительные устройства должны защищать котлы, пароперегреватели и экономайзеры от повышения в них давления более чем на 10 %. Превышение давления пара при полном открытии предохранительных клапанов более чем на 10 % расчетного может быть допущено лишь в том случае, если это предусмотрено расчетом на прочность котла, пароперегревателя, экономайзера.
2.12. За расчетное давление предохранительных устройств, установленных на трубопроводах холодного промперегрева, следует принимать наименьшее расчетное давление для низкотемпературных элементов системы промперегрева.
2.13. Отбор среды из патрубка или трубопровода, соединяющих предохранительное устройство с защищаемым элементом, не допускается.
2.14. Установка запорных органов на линии подвода пара к предохранительным клапанам и между главным и импульсным клапанами недопускается.
2.15. Для управления работой ИПУ рекомендуется применять электрическую схему, разработанную институтом «Теплоэлектропроект» (рис. 1), предусматривающую при нормальном давлении в котле прижатие тарелки к седлу за счет постоянного обтекания током обмотки электромагнита закрытия.
Для ИПУ, устанавливаемых на котлах с номинальным избыточным давлением 13,7 МПа (140 кгс/см2) и ниже, по решению главного инженера ТЭС допускается эксплуатация ИПУ без постоянного обтекания током обмотки электромагнита закрытия. В этом случае схема управления должна обеспечить закрытие ИК с помощью электромагнита и отключение его через 20 с после закрытия ИК.
Схема управления электромагнитами ИК должна быть подключена к резервному источнику постоянного тока.
Во всех случаях в схеме управления должны применяться только возвратные ключи.
2.16. В присоединительных патрубках и подводящих трубопроводах следует выполнить устройства, исключающие резкие изменения температуры стенки (тепловые удары) при срабатывании клапана.
2.17. Внутренний диаметр подводящего трубопровода должен быть не менее максимального внутреннего диаметра подводящего патрубка предохранительного клапана. Падение давления в подводящем трубопроводе к предохранительным клапанам прямого действия не должно превышать 3 % давления начала открывания клапана. В подводящих трубопроводах предохранительных клапанов, управляемых с помощью вспомогательных устройств, падение давления не должно превышать 15 %.
2.18. Пар от предохранительных клапанов должен отводиться в безопасное место. Внутренний диаметр отводящего трубопровода должен быть не менее наибольшего внутреннего диаметра выходного патрубка предохранительного клапана.
2.19. Установка шумоглушительного устройства на отводящем трубопроводе не должна вызывать снижение пропускной способности предохранительных устройств ниже требуемого по условиям безопасности значения. При оснащении отводящего трубопровода шумоглушительным устройством сразу за клапаном должен быть предусмотрен штуцер для установки манометра.
2.20. Суммарное сопротивление отводящих трубопроводов, включая шумоглушительное устройство, должно быть рассчитано так, чтобы при расходе среды по нему, равному максимальной пропускной способности предохранительного устройства, противодавление в выходном патрубке клапана не превышало 25 % давления срабатывания.
2.21. Отводящие трубопроводы предохранительных устройств должны быть защищены от замерзания и оборудованы дренажами для слива скапливающегося в них конденсата. Установка запорных устройств на дренажах не допускается.
2.22. Стояк (вертикальный трубопровод, по которому среда отводится в атмосферу) должен быть надежно закреплен. При этом должны быть учтены статические и динамические нагрузки, возникающие при срабатывании главного клапана.
2.23. В трубопроводах предохранительных клапанов должна быть обеспечена компенсация температурных удлинений. Крепление корпуса и трубопровода предохранительных клапанов должно быть рассчитано с учетом статических нагрузок и динамических усилий, возникающих при срабатывании предохранительных клапанов.
Рис. 1. Электрическая схема ИПУ
Примечание. Схема выполнена для одной пары ИПК
§
3.2.1. Импульсно-предохранительные устройства должны устанавливаться в закрытых помещениях.
Клапаны допускается эксплуатировать при следующих предельных параметрах окружающей среды:
при использовании клапанов, предназначенных для поставки в страны с умеренным климатом: температура – 40 °C и относительная влажность – до 80 % при температуре 20 °С;
при использовании клапанов, предназначенных для поставки в страны с тропическим климатом: температура – 40 °С; относительная влажность – 80 % при температуре до 27 °С.
3.2.2. Изделия, входящие в комплект ИПУ, должны устанавливаться в местах, позволяющих производить их обслуживание и ремонт, а также сборку и разборку на месте эксплуатации без вырезки из трубопровода.
3.2.3. Монтаж клапанов и соединительных трубопроводов должен производиться по рабочим чертежам, разработанным проектной организацией.
3.2.4. Главный предохранительный клапан приваривается к штуцеру коллектора или паропровода штоком строго вертикально вверх. Отклонение оси штока от вертикали допускается не более 0,2 мм на 100 мм высоты клапана. При вварке клапана в трубопровод необходимо исключить попадание в их полость и трубопроводы грата, брызг, окалины. После приварки сварные швы подлежат термообработке согласно требованиям действующих инструкций по монтажу оборудования трубопроводов.
3.2.5. Главные предохранительные клапаны крепятся имеющимися в конструкции изделий лапами к опоре, которая должна воспринимать реактивные усилия, возникающие при срабатывании ИПУ. Также должны быть надежно закреплены выхлопные трубопроводы клапанов. При этом должны быть устранены всякие дополнительные напряжения в соединении между выхлопным и присоединительными фланцами выхлопных патрубков. Из нижней точки должен быть организован постоянный дренаж.
3.2.6. Импульсные клапаны свежего пара и пара промперегрева производства ЛМЗ, смонтированные на специальном каркасе, должны устанавливаться на площадках, удобных для обслуживания и защищенных от попадания пыли и влаги.
3.2.7. Импульсный клапан должен быть установлен на каркасе так, чтобы его шток был строго вертикален в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Рычаг ИК с подвешенным на нем грузом и сердечником электромагнита не должен иметь перекосов в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Во избежание заедания при открытии ИК нижний электромагнит должен быть расположен относительно ИК так, чтобы центры отверстий в сердечнике и рычаге находились на одной вертикали; электромагниты должны быть расположены на каркасе так, чтобы оси сердечников были строго вертикальны и находились в плоскости, проходящей через оси штока и рычага ИК.
3.2.8. Для обеспечения плотной посадки тарелки ИК на седло планка, на которую опирается хомут верхнего электромагнита, должна быть приварена так, чтобы зазор между нижней плоскостью рычага и хомутом был не менее 5 мм.
3.2.9. При отборе импульсов на ИК и электроконтактном манометре (ЭКМ) из того же элемента, на котором установлены ГПК, места отбора импульсов должны находиться на таком расстоянии от ГПК, чтобы при его срабатывании возмущение парового потока не отражалось на работе ИК и ЭКМ (не менее 2 м). Длина импульсных линий между импульсным и главным клапанами не должна превышать 15 м.
3.2.10. Электроконтактные манометры должны устанавливаться на отметке обслуживания котла. Допустимая максимальная температура окружающей среды в зоне установки ЭКМ не должна превышать 60 °С. Запорный клапан на линии подвода среды к ЭКМ в процессе эксплуатации должен быть открыт и опломбирован.
§
5.1. Регулировка предохранительных устройств на срабатывание при заданном давлении производится:
после окончания монтажа котла;
после капитального ремонта, если производилась замена предохранительных клапанов или их капитальный ремонт (полная разборка, проточка уплотнительных поверхностей, замена деталей ходовой части и т.п.), а у ППК – в случае замены пружины.
5.2. Для проведения регулировки клапанов в непосредственной близости к ним должен быть установлен манометр с классом точности 1,0, проверенный в лаборатории по образцовому манометру.
5.3. Предохранительные клапаны регулируются на рабочем месте установки клапанов подъемом давления в котле до давления срабатывания.
Регулировку пружинных предохранительных клапанов допускается производить на стенде паром с рабочими параметрами с последующей контрольной проверкой на котле.
5.4. Срабатывание клапанов при регулировке определяется:
у ИПУ – по моменту срабатывания ГПК, сопровождающемуся ударом и сильным шумом;
у полноподъемных клапанов прямого действия – по резкому хлопку, наблюдаемому при достижении золотником верхнего положения.
У всех типов предохранительных устройств срабатывание контролируется по началу падения давления на манометре.
5.5. До начала регулировки предохранительных устройств необходимо:
5.5.1. Убедиться в прекращении всех монтажных, ремонтных и наладочных работ на системах, в которых будет создаваться необходимое для регулировки давление пара, на самих предохранительных устройствах и на их выхлопных трубопроводах.
5.5.2. Проверить надежность отключения систем, в которых будет повышаться давление, от смежных систем.
5.5.3. Удалить из зоны регулировки клапанов всех посторонних людей.
5.5.4. Обеспечить хорошее освещение рабочих мест установки ПУ, площадок обслуживания и примыкающих к ним проходов.
5.5.5. Наладить двустороннюю связь мест регулировки клапанов со щитом управления.
5.5.6. Провести инструктаж сменного и наладочного персонала, участвующего в работах по регулировке клапанов.
Персонал должен хорошо знать конструктивные особенности подвергающихся регулировке ПУ и требования инструкции по их эксплуатации.
5.6. Регулировка рычажно-грузовых клапанов непосредственного действия производится в следующей последовательности:
5.6.1. Грузы на рычагах клапанов отодвигаются в крайнее положение.
5.6.2. В защищаемом объекте (барабане, пароперегревателе) устанавливается давление, на 10 % превышающее расчетное (разрешенное).
5.6.3. Груз на одном из клапанов медленно перемещается в сторону корпуса до положения, при котором произойдет срабатывание клапана.
5.6.4. После закрытия клапана положение груза фиксируется стопорным винтом.
5.6.5. Вновь поднимается давление в защищаемом объекте и проверяется значение давления, при котором происходит срабатывание клапана. Если оно отличается от установленного в п. 5.6.2, положение груза на рычаге корректируется и производится повторная проверка правильности срабатывания клапана.
5.6.6. После окончания регулировки положение груза на рычаге окончательно фиксируется стопорным винтом. Для предотвращения неконтролируемого перемещения груза винт пломбируется.
5.6.7. На рычаг отрегулированного клапана устанавливается дополнительный груз и в той же последовательности регулируются остальные клапаны.
5.6.8. После завершения регулировки всех клапанов в защищаемом объекте устанавливается рабочее давление. С рычагов снимаются дополнительные грузы. В Журнале ремонта и эксплуатации предохранительных устройств делается запись о готовности клапанов к работе.
5.7. Регулировка пружинных предохранительных клапанов непосредственного действия:
5.7.1. Снимается защитный колпак и проверяется высота затяга пружины h1 (табл. 6).
5.7.2. В защищаемом объекте устанавливается значение давления согласно п. 5.6.2.
5.7.3. Поворотом регулировочной втулки против часовой стрелки производится уменьшение сжатия пружины до положения, при котором произойдет срабатывание клапана.
5.7.4. Вновь поднимается давление в котле и проверяется значение давления, при котором клапан срабатывает. Если оно отличается от установленного согласно п. 5.6.2, то корректируется сжатие пружины и производится повторная проверка клапана на срабатывание. Одновременно контролируется давление, при котором клапан закрывается. Перепад между давлением срабатывания и давлением закрытия должен быть не более 0,3 МПа (3,0 кгс/см2). Если это значение больше или меньше, то необходимо скорректировать положение верхней регулировочной втулки.
Для этого:
у клапанов ТКЗ отвернуть расположенный над крышкой стопорный винт и повернуть втулку демпфера против часовой стрелки – для уменьшения перепада или по часовой – для увеличения перепада;
у клапанов ППК и СППК Благовещенского арматурного завода перепад давлений между давлениями срабатывания и закрытия может быть отрегулирован изменением положения верхней регулировочной втулки, доступ к которой осуществляется через закрытое пробкой отверстие на боковой поверхности корпуса.
5.7.5. Высота пружины в отрегулированном положении записывается в Журнал ремонта и эксплуатации предохранительных устройств и производится ее сжатие до величины h1 для возможности регулировки остальных клапанов. После окончания регулировки всех клапанов на каждом клапане устанавливается зафиксированная в журнале высота пружины в отрегулированном положении. Для предотвращения самовольного изменения натяга пружин на клапан устанавливается защитный колпак, закрывающий регулировочную втулку и конец рычага. Болты, крепящие защитный колпак, пломбируются.
5.7.6. После завершения регулировки в Журнале ремонта и эксплуатации предохранительных устройств делается запись о готовности клапанов к работе.
5.8. Импульсно-предохранительные устройства с ИК, оснащенным электромагнитным приводом, регулируются на срабатывание как от электромагнитов, так и при обесточенных электромагнитах.
5.9. Для обеспечения срабатывания ИПУ от электромагнитов производится настройка ЭКМ:
5.9.1. Сверяются показания ЭКМ с показаниями образцового манометра с классом 1,0 %.
5.9.2. Регулируется ЭКМ на включение электромагнита открытия:
где h – поправка на давление водяного столба
h = ρ · DН · 10-5 МПа,
здесь ρ – плотность воды, кг/м3;
DН – разность отметок места подключения импульсной линии к защищаемому объекту и места установки ЭКМ, м.
5.9.3. Регулируется ЭКМ на включение электромагнита закрытия:
Рзэкм = 0,95 Рр h МПа.
5.9.4. На шкале ЭКМ отмечаются пределы срабатывания ИК.
5.10. Регулировка ИК на срабатывание при заданном давлении с обесточенными электромагнитами производится в той же последовательности, что и регулировка рычажно-грузовых клапанов непосредственного действия:
5.10.1. Грузы на рычагах ИК отодвигаются в крайнее положение.
5.10.2. Поднимается давление в барабане котла до уставки срабатывания ИПУ (Рср = 1,1 Рб); на одном из подключенных к барабану котла ИК груз перемещается в сторону рычага до положения, при котором произойдет срабатывание ИПУ. В этом положении груз фиксируется на рычаге винтом. После этого вновь поднимается давление в барабане и проверяется, при каком давлении происходит срабатывание ИПУ. В случае необходимости корректируется положение груза на рычаге. После регулировки грузы на рычаге крепятся винтом и пломбируются.
Если к барабану котла подключено больше одного ИК, на рычаге отрегулированного клапана устанавливается дополнительный груз для возможности регулировки остальных подключенных к барабану ИК.
5.10.3. Устанавливается перед ГПК давление, равное давлению срабатывания ИПУ за котлом (Рср = 1,1 Рр). В порядке, предусмотренном в п. 5.10.2, регулируется на срабатывание ИПУ, у которых пар на ИК берется за котлом.
5.10.4. После окончания регулировки давление за котлом снижается до номинального и с рычагов ИК снимаются дополнительные грузы.
5.11. Подается напряжение в электрические цепи управления ИПУ. Ключи управления клапанами устанавливаются в положение «Автомат».
5.12. Повышается давление пара за котлом до значения, при котором должно срабатывать ИПУ, и проверяется по месту открытие ГПК всех ИПУ, импульс на открытие которых берется за котлом.
При регулировке ИПУ на барабанных котлах ключи управления ИПУ, срабатывающие по импульсу за котлом, устанавливаются в положение «Закрыто» и поднимается давление в барабане до уставки срабатывания ИПУ. По месту проверяется срабатывание ГПК ИПУ, работающих по импульсу из барабана.
5.13. Импульсно-предохранительные устройства пара промперегрева, за которыми отсутствуют запорные органы, настраиваются на срабатывание после монтажа во время растопки котла на паровую плотность. Порядок настройки клапанов тот же, что и при настройке клапанов свежего пара, установленных за котлом (п. 5.10.3).
Если возникает необходимость провести регулировку импульсных клапанов пара промперегрева после ремонта, то ее допускается производить на специальном стенде. При этом клапан считается настроенным, когда зафиксирован подъем штока на величину хода.
5.14. После проверки срабатывания ИПУ ключи управления всех ИПУ должны быть в положении «Автомат».
5.15. После регулировки предохранительных устройств начальник смены должен сделать соответствующую запись в Журнале ремонта и эксплуатации предохранительных устройств.
§
7.1. Плановый контроль состояния (ревизия) и ремонт предохранительных клапанов производятся одновременно с оборудованием, на котором они установлены.
7.2. Контроль состояния предохранительных клапанов включает в себя разборку, очистку и дефектацию деталей, проверку герметичности затвора, состояние сальниковой набивки сервопривода.
7.3. Контроль состояния и ремонт клапанов должны производиться в специализированной арматурной мастерской на специальных стендах. Мастерская должна быть оборудована грузоподъемными механизмами, хорошо освещена, иметь подвод сжатого воздуха. Расположение мастерской должно обеспечивать удобную транспортировку клапанов к месту установки.
7.4. Контроль состояния и ремонт клапанов должны производиться ремонтной бригадой, имеющей опыт ремонта арматуры, изучившей конструктивные особенности клапанов и принцип их работы. Бригада должна быть обеспечена рабочими чертежами клапанов, ремонтными формулярами, запасными деталями и материалами для их быстрого качественного ремонта.
7.5. В мастерской производится разборка клапанов и дефектация деталей. Перед дефектацией детали очищаются от грязи и промываются в керосине.
7.6. При осмотре уплотнительных поверхностей деталей затвора-седла и тарелки обратить внимание на их состояние (отсутствие трещин, вмятин, рисок и других дефектов). При последующей сборке уплотнительные поверхности должны иметь шероховатость Rа = 0,16. Качество уплотнительных поверхностей седла и тарелки должно обеспечить их взаимное прилегание, при котором достигается сопряжение этих поверхностей по замкнутому кольцу, ширина которого не меньше 80 % ширины меньшей уплотнительной поверхности.
7.7. При осмотре рубашек поршневой камеры сервопривода и направляющих обратить внимание, чтобы эллипсность этих деталей не превышала 0,05 мм на диаметр. Шероховатость поверхностей, контактирующих с сальниковой набивкой, должна соответствовать классу чистоты Rа = 0,32.
7.8. При осмотре поршня сервопривода особое внимание следует обратить на состояние сальниковой набивки. Кольца должны быть плотно сжаты между собой. На рабочей поверхности колец не должно быть повреждений. Перед сборкой клапана ее следует хорошо прографитить.
7.9. Должно быть проверено состояние резьбы всех крепежных деталей и регулировочных винтов. Все детали, имеющие дефектную резьбу, подлежат замене.
7.10. Следует проверить состояние цилиндрических пружин, для чего провести визуальный контроль состояния поверхности на наличие трещин, глубоких рисок, измерить высоту пружины в свободном состоянии и сопоставить ее с требованиями чертежа, проверить отклонение оси пружины от перпендикуляра.
7.11. Ремонт и восстановление деталей клапанов следует производить, руководствуясь действующими инструкциями по ремонту арматуры.
7.12. Перед сборкой клапанов следует проверить соответствие размеров деталей размерам, указанным в формуляре или рабочих чертежах.
7.13. Затяжка сальниковых колец в поршневых камерах ГПК должна обеспечивать герметичность поршня, но не препятствовать его свободному перемещению.
§
8.1. Общая ответственность за техническое состояние, проверку и обслуживание предохранительных устройств возлагается на начальника котлотурбинного (котельного) цеха, на оборудовании которого они установлены.
8.2. Распоряжением по цеху назначаются лица, ответственные за проверку клапанов, организацию их ремонта и технического обслуживания и ведение технической документации.
8.3. В цехе для каждого котла должен быть заведен Журнал ремонта и эксплуатации предохранительных устройств, установленных на котле.
8.4. Каждый установленный на котле клапан должен иметь паспорт, содержащий следующие данные:
завод-изготовитель клапана;
марку, тип или номер чертежа клапана;
диаметр условного прохода;
заводской номер изделия;
рабочие параметры: давление и температуру;
диапазон давлений начала открывания;
коэффициент расхода a, равный 0,9 коэффициента, полученного на основании проведенных испытаний клапана;
расчетную площадь проходного сечения;
у пружинных предохранительных клапанов – характеристику пружины;
данные о материалах основных деталей;
свидетельство о приемке и консервации.
8.5. На каждую группу однотипных клапанов должны быть: сборочный чертеж, техническое описание и инструкция по эксплуатации.
ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
9.1. Запрещается эксплуатация предохранительных устройств при отсутствии документации, указанной в пп. 8.4, 8.5.
9.2. Запрещается эксплуатация клапанов при давлении и температуре выше указанной в технической документации на клапаны.
9.3. Запрещается эксплуатация и испытания предохранительных клапанов при отсутствии отводящих труб, предохраняющих персонал от ожогов при срабатывании клапанов.
9.4. Импульсные клапаны и клапаны непосредственного действия должны располагаться таким образом, чтобы при регулировке и опробовании исключалась возможность получения обслуживающим персоналом ожогов.
9.5. Не допускается устранение дефектов клапанов при наличии давления в объектах, к которым они подключены.
9.6. При ремонтах клапанов запрещается пользоваться гаечными ключами, размер «зева» которых не соответствует размеру крепежных деталей.
9.7. Все виды работ по ремонту и техническому обслуживанию должны производиться при строгом соблюдении требований правил пожарной безопасности.
9.8. При расположении электростанции в зоне жилой застройки выхлопы ГПК ИПУ должны быть оснащены шумоглушительными устройствами, снижающими уровень шума при срабатывании ИПУ до санитарно-допустимых норм.
Приложение 1
§
1. Суммарная пропускная способность всех предохранительных устройств, устанавливаемых на котле, должна удовлетворять следующим требованиям:
для паровых котлов
G1 G2 … Gn ³ Dк;
для водогрейных котлов
G1 G2 … Gn ³ Q / g;
где n – количество предохранительных клапанов, установленных на защищаемой системе;
G1, G2, Gn – пропускная способность отдельных предохранительных клапанов, кг/ч;
Dк – номинальная паропроизводительность котла, кг/ч;
Q – номинальная теплопроизводительность водогрейного котла, Дж/кг (ккал/кг);
g – теплота испарения, Дж/кг (ккал/кг).
Расчет пропускной способности предохранительных клапанов водогрейных котлов допускается выполнять с учетом соотношения пара и воды в пароводяной смеси, проходящей через предохранительный клапан при его срабатывании.
2. Пропускную способность предохранительного клапана определяют по формуле:
G = 10 В1 a F (P1 0,1) – для давления в МПа;
G = В a F (P1 1) – для давления в кгс/см2,
где G – пропускная способность клапана, кг/ч;
F – расчетная площадь проходного сечения клапана, равная наименьшей площади свободного сечения в проточной части, мм2 (должна быть указана в паспорте клапана);
a – коэффициент расхода пара, отнесенный к расчетной площади сечения (должен быть указан заводом в паспорте клапана или в сборочном чертеже);
P1 – максимальное избыточное давление перед предохранительным клапаном, которое должно быть не более 1,1 расчетного давления, МПа (кгс/см2);
В – коэффициент, учитывающий физико-химические свойства пара при рабочих параметрах перед предохранительным клапаном.
Значения этого коэффициента выбирают по табл. 1 и 2 или определяют по формулам.
При давлении P1 в кгс/см2:
где К – показатель адиабаты, равный:
1,135 – для насыщенного пара;
1,31 – для перегретого пара;
Р1 – максимальное избыточное давление перед предохранительным клапаном, кгс/см2;
V1 – удельный объем пара перед предохранительным клапаном, м3/кг.
При давлении P1 в МПа:
Таблица 1
Значения коэффициента B для насыщенного пара
| Давление пара Р,МПа (кгс/см2) | Коэффициент В | Давление пара Р, МПа (кгс/см2) | Коэффициент В |
| 1,0 (10,0) | 0,51 | 6,0 (60) | 0,510 |
| 1,5 (15) | 0,505 | 10 (100) | 0,530 |
| 2,0 (20) | 0,5 | 11 (110) | 0,535 |
| 3,0 (30) | 0,5 | 16 (160) | 0,580 |
| 4,0 (40) | 0,505 |
Таблица 2
Значения коэффициента В для перегретого пара
| Давление пара P, МПа (кгс/см2) | Коэффициент В при температуре пара tn, °С | ||||||||
| 2,0 (20) | 0,495 | 0,465 | 0,445 | 0,425 | 0,410 | 0,390 | 0,380 | 0,365 | 0,355 |
| 3,0 (30) | 0,505 | 0,475 | 0,450 | 0,425 | 0,410 | 0,395 | 0,380 | 0,365 | 0,355 |
| 4,0 (40) | 0,520 | 0,485 | 0,455 | 0,430 | 0,410 | 0,400 | 0,380 | 0,365 | 0,355 |
| 6,0 (60) | 0,500 | 0,460 | 0,435 | 0,415 | 0,400 | 0,385 | 0,370 | 0,360 | |
| 8,0 (80) | 0,570 | 0,475 | 0,445 | 0,420 | 0,400 | 0,385 | 0,370 | 0,360 | |
| 16,0 (160) | 0,490 | 0,450 | 0,425 | 0,405 | 0,390 | 0,375 | 0,360 | ||
| 18,0 (180) | 0,480 | 0,440 | 0,415 | 0,400 | 0,380 | 0,365 | |||
| 20,0 (200) | 0,525 | 0,460 | 0,430 | 0,405 | 0,385 | 0,370 | |||
| 25,0 (250) | 0,475 | 0,445 | 0,415 | 0,390 | 0,375 | ||||
| 30,0 (300) | 0,495 | 0,460 | 0,425 | 0,400 | 0,380 |
Для расчета пропускной способности предохранительных клапанов энергоустановок с параметрами свежего пара:
13,7 МПа и 560 °С В = 0,4;
25,0 МПа и 550 °С В = 0,423.
Формула для определения пропускной способности клапана должна применяться только при условии:
– для давления в МПа;
– для давления в кгс/см2,
где Р2- максимальное избыточное давление за ПК в пространстве, в которое истекает пар из котла (при истечении в атмосферу Р2= 0).
b – критическое отношение давлений.
Для насыщенного пара bкр = 0,577.
Для перегретого пара bкр = 0,546.
Приложение 3
§
| Обозначение клапана | Диаметр условного прохода, мм | Рабочие параметры пара | Пробное давление при испытаниях, МПа | Наименьшая площадь проходного сечения, мм2 | Коэффициент расхода | Расход пара при рабочих параметрах, т/ч | Ход клапана, мм | Масса, кг | |||
| входного | выходного | Давление, МПа | Температура, °С | на прочность | на плотность | ||||||
| Клапаны свежего пара | |||||||||||
| 1202-150/150-0 | 9,8 | 30,0 | 17,5 | 0,5 | |||||||
| 1203-150/200-0-01 | 9,8 | 59,0 | 17,5 | 0,5 | |||||||
| 1203-150/200-0 | 13,7 | 59,0 | 17,5 | 0,5 | |||||||
| 392-175/95-0 г-01 | 9,8 | 30,0 | 17,5 | 0,7 | |||||||
| 392-175/95-0 г | 13,7 | 30,0 | 20,0 | 0,7 | |||||||
| 875-125-0 | 25,0 | 80,0 | 32,0 | 0,7 | |||||||
| 1029-200/250-0 | 25,0 | 80,0 | 32,0 | 0,7 | |||||||
| Э-2929 | 25,5 | 80,0 | 32,0 | 0,7 | |||||||
| Клапаны пара промперегрева | |||||||||||
| 111-250/400-0 б | 0,8-1,2 | 9,6 | 4,5 | 0,7 | 50-80 | ||||||
| 111-250/400-0 б-01 | 1,3-3,7 | 9,6 | 4,5 | 0,7 | 87-200 | ||||||
| 694-250/400-0 | 4,1 | 15,0 | 5,0 | 0,7 | |||||||
| Б-7162 ЛМЗ | 1,3-3,7 | 9,6 | 4,5 | 0,7 | 87-200 |
Клапаны работают следующим образом: при открытии ИК пар по импульсной трубке поступает в камеру над поршнем сервопривода, создавая давление на него, равное давлению на золотник. Но так как площадь поршня, на которую действует давление пара, превышает аналогичную площадь золотника, возникает перестановочное усилие, перемещающее золотник вниз и открывающее тем самым сброс пара из объекта. При закрытии импульсного клапана доступ пара в камеру сервопривода прекращается, а имеющийся в ней пар сбрасывается через дренажное отверстие в атмосферу. При этом давление в камере над поршнем падает и за счет действия давления среды на золотник и усилия спиральной пружины клапан закрывается.
Для предотвращения ударов при открытии и закрытии клапана в его конструкции предусмотрен гидравлический демпфер в виде камеры, расположенной в бугеле соосно камере сервопривода. В камере демпфера расположен поршень, который с помощью штоков связан с золотником; согласно инструкции завода в камеру заливается или подводится вода, или какая-либо другая аналогичная по вязкости жидкость. При открытии клапана жидкость, перетекая через небольшие отверстия в поршне демпфера, тормозит перемещение ходовой части клапана и смягчает тем самым удары. При перемещении ходовой части клапана в сторону закрытия аналогичный процесс идет в обратном направлении1. Седло клапана съемное, располагается между присоединительным патрубком и корпусом. Уплотнение седла осуществляется гребенчатыми металлическими прокладками. В седле сбоку выполнено отверстие, соединенное с дренажной системой, куда сливается скапливающийся в корпусе клапана после его срабатывания конденсат. Во избежание вибрации золотника и поломки штока в присоединительном патрубке вварены направляющие ребра.
1 Как показал опыт эксплуатации ряда ТЭС, клапаны безударно срабатывают и при отсутствии жидкости в демпферной камере за счет наличия под и над поршнем воздушной подушки.
Рис. 2. Главные предохранительные клапаны серий 392 и 875:
1 – присоединительный патрубок; 2 – корпус; 3 – седло; 4 – тарелка; 5 – нижний шток; 6 – узел сервопривода; 7 – верхний шток; 8 – камера гидравлического демпфера; 9 – крышка корпуса; 10 – поршень демпфера; 11 – крышка демпферной камеры
Рис. 3. Главный предохранительный клапан серии 1029
Особенность клапанов серий 1202 и 1203 (рис. 4 и 5) состоит в том, что в них присоединительный патрубок выполнен заодно с корпусом и отсутствует гидравлический демпфер, роль которого выполняет дроссель 8, установленный в крышке на линии, соединяющей надпоршневую камеру с атмосферой.
Рис. 4. Главный предохранительный клапан серии 1202:
1 – корпус; 2 – седло; 3 – тарелка; 4 – узел сервопривода; 5 – нижний шток; 6 – верхний шток; 7 – пружина; 8 – дроссель
Так же, как и рассмотренные выше клапаны, клапаны серий 1203 и 1202 работают на принципе «нагружения»: при открытии ИК рабочая среда подается в надпоршневую камеру и при достижении в ней давления, равного 0,9 · Рр, начинает перемещать поршень вниз, открывая сброс среды в атмосферу.
Основные детали клапанов свежего пара изготовлены из следующих материалов: корпусные детали – сталь 20ХМФЛ или 15ХМФЛ (t > 540 °С), штоки – сталь 25Х2М1Ф, пружина спиральная – сталь 50ХФА.
Уплотнительные поверхности деталей затвора наплавлены электродами марки ЦН-6. В качестве сальниковой набивки используются прессованные кольца из асбестографитового шнура марок АГ и АГИ. На ряде ТЭС для уплотнения поршня используется комбинированная набивка, включающая в себя кольца из терморасширенного графита, из металлической фольги и фольги, изготовленной из терморасширенного графита. Набивка разработана фирмой «УНИХИМТЭК» и успешно прошла испытания на стендах ЧЗЭМ.
Импульсные клапаны
Все выпускаемые ЧЗЭМ ИПУ свежего пара оснащаются импульсными клапанами серии 586. Технические характеристики клапанов приведены в табл. 4, а конструктивное решение на рис. 6. Корпус клапана – угловой, фланцевое соединение корпуса с крышкой. На входе в клапан смонтирован фильтр, предназначенный для улавливания содержащихся в паре инородных частиц. Клапан приводится в действие электромагнитным приводом, который монтируется на одном каркасе с клапаном. Для обеспечения срабатывания клапана при исчезновении напряжения в системе электропитания электромагнитов на рычаге клапана подвешен груз, перемещая который можно отрегулировать клапан на срабатывание при требуемом давлении.
Таблица 4
§
На трубопроводах холодного промперегрева котлов устанавливаются ГПК ЧЗЭМ и ЛМЗ Dy 250/400 мм. Технические характеристики клапанов приведены в табл. 3, конструктивное решение клапана промперегрева ЧЗЭМ – на рис. 7. Основные узлы и детали клапана: корпус проходного типа 1, присоединяемый к трубопроводу с помощью сварки; узел затвора, состоящий из седла 2 и тарелки 3, соединенной с помощью резьбы со штоком 4; стакан 5 с сервоприводом, основным элементом которого является уплотняемый сальниковой набивкой поршень 6; узел пружинной нагрузки, состоящий из двух последовательно расположенных спиральных пружин 7, требуемое сжатие которых осуществляется винтом 8; дроссельный клапан 9, предназначенный для демпфирования удара при закрытии клапана путем регулирования скорости удаления пара из надпоршневой камеры. Седло устанавливается между корпусом и стаканом на рифленые прокладки и обжимается при затяжке крепежа крышки. Центровка золотника в седле обеспечивается приваренными к золотнику направляющими ребрами.
Рис. 7. Главные предохранительные клапаны пара промперегрева серий 111 и 694:
1 – корпус; 2 – седло; 3 – тарелка; 4 – шток; 5 – стакан; 6 – поршень сервопривода; 7 – пружина; 8 – регулировочный винт; 9 – дроссельный клапан, А – ввод пара от импульсного клапана, В – сброс пара в атмосферу
Основные детали клапанов выполняются из следующих материалов: корпус и крышка – сталь 20ГСЛ, верхний и нижний штоки – сталь 38ХМЮА, пружина – сталь 50ХФА, сальниковая набивка – шнур АГ или АГИ. Уплотнительные поверхности деталей затвора в заводском исполнении наплавлены электродами ЦТ-1. Принцип работы клапана такой же, как и клапанов свежего пара. Основное отличие – способ демпфирования удара при закрытии клапана. У ГПК пара промперегрева степень демпфирования удара регулируется путем изменения положения иглы дросселя и затяжки спиральной пружины.
Главные предохранительные клапаны, предназначенные для установки на линии горячего промперегрева, серии 694 отличаются от описанных выше клапанов холодного промперегрева серии 111 материалом корпусных деталей. Корпус и крышка этих клапанов выполняются из стали 20ХМФЛ.
Поставляемые для установки на линии холодного промперегрева ГПК, изготовленные ПО ЛМЗ (рис. 8), аналогичны клапанам ЧЗЭМ серии 111, хотя и имеют три принципиальных отличия:
Рис. 8. Главный предохранительный клапан пара промперегрева конструкции ЛМЗ
уплотнение поршня сервопривода выполняется с помощью чугунных поршневых колец;
клапаны оснащены конечным выключателем, позволяющим передавать на щит управления информацию о положении запорного органа;
на линии сброса пара из надпоршневой камеры отсутствует дросселирующее устройство, что исключает возможность регулирования степени демпфирования удара или закрытия клапана и способствует во многих случаях возникновению пульсирующего режима работы клапанов.
Импульсные клапаны
В качестве импульсных клапанов ИПУ ЧЗЭМ системы промперегрева используются рычажно-грузовые клапаны Dy25мм серии 112 (рис. 9, табл. 4). Основные детали клапана: корпус 1, седло 2, золотник 3, шток 4, втулка 5, рычаг 6, груз 7. Седло съемное, устанавливается в корпус и вместе с корпусом – в присоединительный патрубок. Золотник размещается во внутренней цилиндрической расточке седла, стенка которого играет роль направляющей. Шток передает усилие на золотник через шарик, что при закрытии клапана предотвращает перекос затвора. Клапан настраивается на срабатывание путем перемещения груза на рычаге и последующей его фиксации в заданном положении.
Рис. 9. Импульсный клапан ИПУ ЧЗЭМ пара промперегрева серии 112:
1 – корпус; 2 – седло; 3 – золотник; 4 – шток; 5 – втулка; 6 – рычаг; 7 – груз
Детали изготовлены из следующих материалов: корпус – сталь 20, шток – сталь 25Х1МФ, золотник и седло – сталь 30X13.
У клапанов, предназначенных для ИПУ горячего промперегрева, 112-25×1-ОМ корпус изготовлен из стали 12ХМФ. Импульсные клапаны ЧЗЭМ для системы промперегрева поставляются без электромагнитного привода, клапаны ЛМЗ – с электромагнитным приводом.
3. Клапаны непосредственного действия ПО «Красный котельщик»
Пружинные предохранительные клапаны Т-31М-1, Т-31М-2, Т-31М-3, Т-32М-1, Т-32М-2, Т-32М-3, Т-131М, Т-132М производственного объединения «Красный котельщик» (рис. 10).
Клапаны пружинные, полноподъемные. Имеют литой угловой корпус, устанавливаются только в вертикальном положении в местах с температурой окружающей среды не выше 60 °С. При повышении давления среды под клапаном тарелка 2 отжимается от седла, и поток пара, вытекая с большой скоростью через зазор между тарелкой и направляющей втулкой 4, оказывает динамическое воздействие на подъемную втулку 5 и вызывает резкий подъем тарелки на заданную высоту. Изменяя положение подъемной втулки относительно направляющей втулки, можно найти ее оптимальное положение, при котором обеспечивается как достаточно быстрое открытие клапана, так и закрытие его при минимальном снижении давления относительно рабочего давления в защищаемой системе. Для обеспечения при открытии клапана минимального выброса пара в окружающее пространство в крышке клапана выполнено лабиринтное уплотнение, состоящее из чередующихся алюминиевых и паронитовых колец. Настройка клапана на срабатывание при заданном давлении осуществляется изменением степени затяжки пружины 6 с помощью нажимной резьбовой втулки 7. Нажимная втулка закрыта колпаком 8, закрепленным двумя винтами. Через головки винтов пропускают контрольную проволочку, концы которой пломбируются.
Для проверки действия клапанов в процессе эксплуатации оборудования на клапане предусмотрен рычаг 9.
Техническая характеристика клапанов, габаритные и присоединительные размеры приведены в табл. 5.
В настоящее время клапан выпускается со сварным корпусом. Технические характеристики клапанов и устанавливаемых на них пружин приведены в табл. 6 и 7.
Рис. 10. Пружинный предохранительный клапан ПО «Красный котельщик»:
1 – корпус; 2 – тарелка; 3 – шток; 4 – направляющая втулка; 5 – подъемная втулка; 6 – пружина; 7 – нажимная резьбовая втулка; 8 – колпак; 9 – рычаг
Таблица 5
Техническая характеристика пружинных предохранительных клапанов, старых выпусков производства ПО «Красный котельщик»
| Шифр клапана | Диаметр условного прохода, мм | Рабочее давление, МПа (кгс/см2) | Максимальная температура рабочей среды, °С | Коэффициент расхода, d | Наименьшая площадь проточной части F, мм2 | Данные о пружине | Давление испытания на герметичность, MПа (кгс/см2) | Масса клапана, кг | |||
| Заводской номер детального чертежа пружины | Диаметр проволоки, мм | Наружный диаметр пружины, мм | Высота пружины в свободном состоянии, мм | ||||||||
| Т-31М-1 | 3,4-4,5 (34-45) | 0,65 | К-211946 Исполнение 1 | 4,5 (45) | 48,9 | ||||||
| Т-31М-2 | 1,8-2,8 (18-28) | Исполнение 2 | 2,8 (28) | 47,6 | |||||||
| Т-31М-3 | 0,7-1,5 (7-15) | Исполнение 3 | 1,5 (15) | 45,5 | |||||||
| Т-31М | 5,0-5,5 (50-55) | К-211948 | 5,5 (55) | 48,3 | |||||||
| Т-32М-1 | 3,5-4,5 (35-45) | 0,65 | К-211817 Исполнение 1 | 4,5 (45) | 77,4 | ||||||
| Т-32М-2 | 1,8-2,8 (18-28) | Исполнение 2 | 2,8 (28) | 74,2 | |||||||
| Т-32М-3 | 0,7-1,5 (7-15) | Исполнение 3 | 1,5 (15) | 73,4 | |||||||
| Т-131М | 3,5-4,0 (35-40) | 0,65 | К-211947 Исполнение 1 | 4,5 (45) | 49,7 | ||||||
| Т-132М | 3,5-4,0 (35-40) | 0,65 | К-211817 Исполнение 1 | 4,5 (45) | 80,4 |
Таблица 6
Техническая характеристика пружинных предохранительных клапанов, выпускаемых ПО «Красный котельщик»
| Шифр клапана | Входной фланец | Выходной фланец | Среда | Предельные параметры условий работы | Расчетный диаметр, мм / расчетная площадь проходного сечения, мм2 | Давление начала открывания, МПа** / кгс/см2 | Обозначение исполнения | Обозначение пружины | Высота затяга пружины h1, мм | Масса клапана, кг | Коэффициент расхода a | |||
| Условный диаметр, мм | Условное давление, МПа / кгс/см2 | Условный диаметр, мм | Условное давление, МПа / кгс/см2 | Рабочее давление, МПа / кгс/см2 | Температура среды, °С | |||||||||
| Т-31М-1 | 6,4 / 64 | 1,6 / 16 | Пар | 3,5-4,5 / 35-45 | 425-350* | 48 / 1810 | 4,9±0,1 / 49±1 | 08.9623.037 | 08.7641.052-04 | 47,8 | 0,65 | |||
| Т-31М-2 | 6,4 / 64 | 1,6 / 16 | -“- | 1,8-2,8 / 18-28 | До 425 | 48 / 1810 | 3,3±0,1 / 33±1 | 08.9623.037-03 | 08.7641.052-02 | 46,5 | 0,65 | |||
| Т-31М-3 | 6,4 / 64 | 1,6 / 16 | -“- | 0,7-1,5 / 7-15 | До 425 | 48 / 1810 | 1,8±0,1 / 18±1 | 08.9623.037-06 | 08.7641.52 | 44,5 | 0,65 | |||
| Т-32М-1 | 6,4 / 64 | 1,6 / 16 | -“- | 3,5-4,5 / 35-45 | 425-350* | 62 / 3020 | 4,95±0,1 / 49,5±1 | 08.9623.039 | 08.7641.052-06 | 75,8 | 0,65 | |||
| Т-32М-2 | 6,4 / 64 | 1,6 / 16 | -“- | 1,8-2,8 / 18-28 | 62 / 3020 | 3,3±0,1 / 33±1 | 08.9623.039-03 | 08.7641.052-04 | 72,11 | 0,65 | ||||
| Т-131М | 10 / 100 | 1,6 / 16 | -“- | 3,5-4,5 / 35-45 | 48 / 1810 | 4,95±0,1 / 49,5±1 | 08.9623.048 | 08.7641.052-04 | 48,8 | 0,65 | ||||
| Т-132М | 10 / 100 | 1,6 / 16 | -“- | 3,5-4,5 / 35-45 | 62 / 3020 | 4,9±0,1 / 49±1 | 08.9623.040 | 08.7641.052-06 | 76,1 | 0,65 | ||||
| * Более низкая температура является предельной для бóльшего давления. ** Предел заводских испытаний клапанов на подрыв. |
Таблица 7
Техническая характеристика пружин, устанавливаемых на клапанах ПО «Красный котельщик»
| Обозначение пружины | Геометрические размеры | Сила пружины при рабочей деформации F, кгс (Н) | Рабочая деформация пружины S1, мм | Развернутая длина пружины, мм | Масса, кг | |||||
| Наружный диаметр, мм | Диаметр прутка, мм | Высота пружины в свободном состоянии, мм | Шаг навивки, мм | Количество витков | ||||||
| рабочее п | полное n1 | |||||||||
| 08.7641.052 |  |  |  | 27,9 | 8±0,5 | 340 (3315,4) |  | 2,55 | ||
| 08.7641.052-01 |  |  |  | 32,7 | 8±0,3 | 540 (5296,4) |  | 4,8 | ||
| 08.7641.052-02 |  |  |  | 31,5 | 8±0,3 | 620 (6082,2) |  | 4,7 | ||
| 08.7641.052-03 | |  |  | 29,0 | 8±0,3 | 370 (3623,7) |  | 4,7 | ||
| 08.7641.052-04 |  |  |  | 31,5 | 8±0,3 | 1000 (9810) |  | 6,0 | ||
| 08.7641.052-05 |  |  |  | 36,5 | 7±0,3 | 1220 (11968,2) | | 5,4 | ||
| 08.7641.052-06 |  |  |  | 41,7 | 6,5±0,3 | 8,5 | 1560 (15308,1) |  | 9,8 | |
| 08.7641.052-07 |  |  | | 41,7 | 6,5±0,3 | 8,5 | 1700 (16677) |  | 9,5 |
Список использованной литературы
1. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. – М: НПО ОБТ, 1993.
2. ГОСТ 24570-81 (СТ СЭВ 1711-79). Клапаны предохранительные паровых и водогрейных котлов. Технические требования.
3. Инструкция по организации эксплуатации, порядку и срокам проверки импульсно-предохранительных устройств котлов с давлением пара выше 4,0 МПа: РД 34.26.301-91. – М.: СПО ОРГРЭС, 1993.
4. Инструкция по организации эксплуатации, порядку и срокам проверки импульсно-предохранительных устройств котлов с рабочим давлением пара от 1,4 до 4,0 МПа (включительно): РД 34.26.304-91. – М.: СПО ОРГРЭС, 1993.
5. Импульсно-предохранительные устройства Чеховского завода «Энергомаш». Техническое описание и инструкция по эксплуатации.
6. Предохранительные клапаны АО «Красный котельщик». Техническое описание и инструкция по эксплуатации.
7. ГОСТ 12.2.085-82 (СТ СЭВ 3085-81). Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности.
8. Гуревич Д.Ф., Шпаков О.Н. Справочник конструктора трубопроводной арматуры. – Л.: Машиностроение, 1987.
9. Арматура энергетическая для ТЭС и АЭС. Отраслевой каталог-справочник. – М.: ЦНИИТЭИТяжмаш, 1991.
СОДЕРЖАНИЕ
| 1. Общие положения. 1 2. Основные требования к защите котлов от повышения давления сверх допустимого значения. 2 3. Указания по монтажу предохранительных устройств. 5 4. Подготовка клапанов к работе. 6 5. Регулировка предохранительных устройств на срабатывание при заданном давлении. 6 6. Порядок и сроки проверки клапанов. 9 7. Рекомендации по контролю состояния и организации ремонта клапанов. 9 8. Организация эксплуатации. 10 9. Требования безопасности. 11 Приложение 1 Требования, предъявляемые к предохранительным клапанам котлов. 11 Приложение 2 Методика расчета пропускной способности предохранительных клапанов котлов. 12 Приложение 3 Формы технической документации по предохранительным устройствам котлов, которая должна вестись на ТЭС.. 13 Приложение 4 Основные термины и определения. 14 Приложение 5 Конструкции и технические характеристики предохранительных клапанов котлов. 15 |
© ООО “Симбирск-ЭКСП
- Рама котла
- Термостат продуктов сгорания
- Теплообменник (дымовые газы-вода)
- Камера сгорания
- Проточный выключатель
- Насос
- Предохранительный вентиль
- Манометр
- Многофункциональный кнопки
- Поворотный переключатель
- Дисплей
- Газовый вентиль
- Низконоксовая горелка
- Термодатчик отопления
- Электроды поджига
- Изоляция камеры сгорания
- Аварийный термостат
- Воздуховыпускной клапан
- Тягопрерыватель дымовых газов
- Облицовка котла
§
| Технические данные | Ед. | DUO 50.A | DUO 50T.A | DUO 50FT.A |
| Макс. потреблемая мощность | кВт | |||
| Макс. тепл. мощность на отопление | кВт | |||
| Mин. тепл. мощность на отопление | кВт | |||
| Расход газа: природный газ | м3/час. | 2,10 – 5,20 | 2,10 – 5,20 | 2,10 – 5,20 |
| Расход газа: пропан | м3/час. | 0,95 – 1,800 | 0,95 – 1,80 | 0,95 – 1,80 |
| Макс. давление системы отопления | бар | |||
| Mин. давление системы отопления | бар | 0,8 | 0,8 | 0,8 |
| Макс. темпер. отоп. воды на выходе | °C | |||
| Эффективность котла (КПД) | % | |||
| Степень защиты электрочастей | – | IP 44 | IP 44 | IP 44 |
| Диаметр дымохода | мм | 80/125 | ||
| Габариты: высота/ширина/глубина | мм | 900/570/430 | 900/570/430 | 900/600/475 |
| Масса котла | кг | |||
| Возможность подключения бойлера | л | OKC 200 NTRR и больше | OKC 200 NTRR и больше | OKC 200 NTRR и больше |
лапаны предохранительные паровых и водогрейных котлов.
Технические требования
ГОСТ 24570-81
(СТ СЭВ 1711-79)
УДК 621.183.38:006.354
Группа Е21
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
КЛАПАНЫ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ ПАРОВЫХ И ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ
Технические требования
Safety valves of stream and hot-water boilers.
Technical requirements
Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 30 января 1981 г.
№ 363 срок введения установлен
С 01.12.1981
Проверен в 1986 г. Постановлением Госстандарта от 24.06.86 № 1714 срок действия продлен
До 01.01.92
ПЕРЕИЗДАНИЕ (апрель 1987 г.) с Изменением № 1, утвержденным в июне 1986 г. (ИУС 9-86)
ВНЕСЕНО Изменение № 2, утвержденное Постановлением Государственного комитета СССР по управлению качеством продукции и стандартам от 29.08.90 № 2484 (ИУС 11-90)
Несоблюдение стандарта преследуется по закону.
Настоящий стандарт распространяется на предохранительные клапаны, устанавливаемые на паровых котлах с абсолютным давлением выше 0,17 МПа (1,7 кгс/см2) и водогрейных котлах с температурой воды выше 388 К (115 С).
Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 1711-79.
Стандарт устанавливает обязательные требования.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
1.1. Для защиты котлов допускаются предохранительные клапаны и их вспомогательные устройства, соответствующие требованиям “Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов”, утвержденных Госгортехнадзором СССР.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
1.2. Конструкция и материалы элементов предохранительных клапанов и их вспомогательных устройств должны выбираться в зависимости от параметров рабочей среды и обеспечивать надежность и правильность действия в рабочих условиях.
1.3. Предохранительные клапаны должны быть рассчитаны и отрегулированы так, чтобы давление в котле не превышало рабочее давление более чем на 10%.
Допускается повышение давления, если это предусмотрено расчетом котла на прочность.
1.4. Конструкция предохранительного клапана должна обеспечивать свободное перемещение подвижных элементов клапана и исключить возможность их выброса.
1.5. Конструкция предохранительных клапанов и их вспомогательных элементов должна исключать возможность произвольного изменения их регулировки.
1.6. К каждому предохранительному клапану или, по согласованию между изготовителем и потребителем, группе одинаковых клапанов, предназначенных для одного потребителя, должен прилагаться паспорт и инструкция по эксплуатации.
Паспорт должен соответствовать требованиям ГОСТ 2.601-68, раздел “Основные технические данные и характеристики” должен содержать следующие данные:
наименование предприятия-изготовителя или его товарный знак;
порядковый номер по системе нумерации предприятия-изготовителя или номер серии;
год изготовления;
тип клапана;
условный диаметр на входе и выходе из клапана;
расчетный диаметр;
расчетную площадь сечения;
вид среды и ее параметры;
характеристику и размеры пружины или груза;
коэффициент расхода пара α, равный 0,9 коэффициента, полученного на основании проведенных испытаний;
допустимое противодавление;
значение давления начала открывания и допускаемый диапазон давления начала открывания;
характеристику материалов основных элементов клапана (корпус, тарелка, седло, пружина);
данные об испытаниях типа клапана;
шифр по каталогу;
условное давление;
допустимые пределы рабочих давлений по пружине;
1.7. На табличке, прикрепленной к корпусу каждого предохранительного клапана, или непосредственно на его корпусе должны быть нанесены следующие данные:
наименование предприятия-изготовителя или его товарный знак;
порядковый номер по системе нумерации предприятия-изготовителя или номер серии;
год изготовления;
тип клапана;
расчетный диаметр;
коэффициент расхода пара α;
значение давления начала открывания;
условное давление;
диаметр условного прохода;
стрелка-указатель потока;
материал корпуса для арматуры, изготовленной из стали со специальными требованиями;
обозначение основного конструкторского документа и условное обозначение изделия;
Место нанесения маркировки и размеры маркировочных знаков устанавливаются в технической документации предприятия-изготовителя.
1.6, 1.7. (Измененная редакция, Изм. № 1).
§
2.1. Конструкция предохранительного клапана должна предусматривать устройство для проверки исправности действия клапана во время работы котла путем принудительного открывания клапана.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
Возможность принудительною открывания должна быть обеспечена при 80% давления начала открывания.
2.2. Разность давлений полного открывания и начала открывания клапана не должна превышать следующих значений:
15% давления начала открывания – для котлов с рабочим давлением не выше 0,25 МПа (2,5 кгс/см2);
10% давления начала открывания – для котлов с рабочим давлением выше 0,25 МПа (2,5 кгс/см2).
2.3. Пружины предохранительных клапанов должны быть защищены от недопустимого нагрева и непосредственного воздействия рабочей среды.
При полном открывании клапана должна быть исключена возможность взаимного соприкосновения витков пружины.
Конструкция пружинных клапанов должна исключать возможность затяжки пружин сверх установленного значения, обусловленного наибольшим рабочим давлением для данной конструкции клапана.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
2.4. Применение сальниковых уплотнений штока клапана не допускается.
2.5. В корпусе предохранительного клапана, в местах возможного скопления конденсата, должно быть предусмотрено устройство для его удаления.
2.6. (Исключен, Изм. № 2).
3. ТРЕБОВАНИЯ К ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫМ КЛАПАНАМ, УПРАВЛЯЕМЫМ
ПРИ ПОМОЩИ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
3.1. Конструкция предохранительного клапана и вспомогательных устройств должна исключать возможность возникновения недопустимых ударов при открывании и закрывании.
3.2. Конструкция предохранительных клапанов должна обеспечивать сохранение функции защиты от превышения давления при отказе любого управляющего или регулирующего органа котла.
3.3. Предохранительные клапаны с электроприводом должны быть снабжены двумя независимыми друг от друга источниками питания.
В электрических схемах, где исчезновение энергии вызывает импульс, открывающий клапан, допускается один источник питания электроэнергии.
3.4. Конструкция предохранительного клапана должна предусматривать возможность управления им вручную и в необходимых случаях дистанционного управления.
3.5. Конструкция клапана должна обеспечивать его закрывание при давлении не менее 95% рабочего давления в котле.
3.6. Диаметр проходного импульсного клапана должен быть не менее 15 мм.
Внутренний диаметр импульсных линий (подводящих и отводящих) должен быть не менее 20 мм и не менее диаметра выходного штуцера импульсного клапана.
Импульсные линии и линии управления должны иметь устройства для отвода конденсата, установка запорных органов на этих линиях не допускается.
Допускается установка переключающего устройства, если при любом положении этого устройства импульсная линия будет оставаться открытой.
3.7. У предохранительных клапанов, управляемых при помощи вспомогательных импульсных клапанов, допускается установка более одного импульсного клапана.
3.8. Предохранительные клапаны должны эксплуатироваться в условиях, не допускающих замерзания, коксования и коррозионного воздействия среды, применяемой для управления клапаном.
3.9. При использовании для вспомогательных устройств внешнего источника энергии предохранительный клапан должен быть снабжен не менее чем двумя независимо действующими цепями управления таким образом, чтобы при отказе одной из цепей управления другая цепь обеспечивала надежную работу предохранительного клапана.
4. ТРЕБОВАНИЯ К ПОДВОДЯЩИМ И ОТВОДЯЩИМ ТРУБОПРОВОДАМ
ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ
4.1. На подводящих и отводящих трубопроводах предохранительных клапанов не допускается установка запорных органов.
4.2. Конструкция трубопроводов предохранительных клапанов должка обеспечивать необходимую компенсацию температурных расширений.
Крепление корпуса и трубопроводов предохранительных клапанов должно быть рассчитано с учетом статических нагрузок и динамических усилий, возникающих при срабатывании предохранительного клапана.
4.3. Подводящие трубопроводы предохранительных клапанов должны иметь уклон по всей длине в сторону котла. В подводящих трубопроводах должны исключаться резкие изменения температуры стенки при срабатывании предохранительного клапана.
4.4. Падение давления в подводящем трубопроводе к клапанам прямого действия не должно превышать 3% от давления начала открывания предохранительного клапана, в подводящих трубопроводах предохранительных клапанов, управляемых при помощи вспомогательных устройств падение давления не должно превышать 15%.
При расчете пропускной способности клапанов указанное снижение давления в обоих случаях должно учитываться.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
4.5. Отвод рабочей среды из предохранительных клапанов должен осуществляться в безопасное место.
4.6. Отводящие трубопроводы должны быть защищены от замерзания и иметь устройство для отвода конденсата.
Установка запорных устройств на дренажах не допускается.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
4.7. Внутренний диаметр отводящего трубопровода должен быть не менее наибольшего внутреннего диаметра выходного патрубка предохранительного клапана.
4.8. Внутренний диаметр отводящего трубопровода должен быть рассчитан таким образом, чтобы при расходе, равном максимальной пропускной способности предохранительного клапана, противодавление в его выходном патрубке не превышало максимального противодавления, установленного предприятием-изготовителем предохранительного клапана.
4.9. Пропускную способность предохранительных клапанов следует определять с учетом сопротивления звукоглушителя; его установка не должна вызывать нарушений нормальной работы предохранительных клапанов.
4.10. На участке между предохранительным клапаном и звукоглушителем должен быть предусмотрен штуцер для установки прибора, измеряющего давление.
§
5.1. Суммарная пропускная способность всех предохранительных клапанов, устанавливаемых на котле, должна удовлетворять следующим условиям:
для паровых котлов:
G1 G2 … Gn ≥ D;
для экономайзеров, отключаемых от котла
для водогрейных котлов
n – число предохранительных клапанов;
G1, G2, Gn – пропускная способность отдельных предохранительных клапанов, кг/ч;
D – номинальная производительность парового котла, кг/ч;
Δi – прирост энтальпии воды в экономайзере при номинальной производительности котла, Дж/кг (ккал/кг);
Q – номинальная теплопроводность водогрейного котла, Дж/ч (ккал/ч);
γ – теплота испарения, Дж/кг (ккал/кг).
Расчет пропускной способности предохранительных клапанов водогрейных котлов и экономайзеров допускается выполнять с учетом соотношения пара и воды в пароводяной смеси, проходящей через предохранительный клапан при его срабатывании.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
5.2. Пропускную способность предохранительного клапана определяют по формуле:
G = 10B1 x F(P1 0,1) – для давления в МПа или
G = B1 x α F(P1 1) – для давления в кгс/см2,
где G – пропускная способность клапана, кг/ч;
F – расчетная площадь сечения клапана, равная наименьшей площади свободного сечения в проточной части, мм2;
α – коэффициент расхода пара, отнесенный к площади сечения клапана и определяемый в соответствии с п. 5.3 настоящего стандарта;
Р1 – максимальное избыточное давление перед предохранительным клапаном, которое должно быть не более 1,1 рабочего давления, МПа (кгс/см2);
В1 – коэффициент, учитывающий физико-химические свойства пара при рабочих параметрах перед предохранительным клапаном. Значение этого коэффициента выбирают по табл. 1 и 2.
Таблица 1
§
Таблица 2
Значения коэффициента В1 для перегретого пара
или определяют по формуле:
для давления в МПа
для давления в кгс/см2
где К – показатель адиабаты, равный 1,35 для насыщенного пара, 1,31 для перегретого пара;
Р1 – максимальное избыточное давление перед предохранительным клапаном, МПа;
V1 – удельный объем пара перед предохранительным клапаном, м3/кг.
(Измененная редакция, Изм. № 2).
Формула для определения пропускной способности клапана должна применяться только при условии: (Р2 0,1)≤(Р1 0,1) βкр для давления в МПа или (Р2 1)≤(Р1 1)βкр для давления в кгс/см2, где
Р2 – максимальное избыточное давление за предохранительным клапаном в пространстве, в которое истекает пар из котла (при истечении в атмосферу Р2 = 0 МПа (кгс/см2);
βкр – критическое отношение давлений.
Для насыщенного пара βкр=0,577, для перегретого пара βкр=0,546.
5.3. Коэффициент α принимают равным 90% от значения, полученного предприятием-изготовителем на основании проведенных испытаний.
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ
6.1. Все предохранительные клапаны должны быть испытаны на прочность, плотность, а также герметичность сальниковых соединений и уплотнительных поверхностей.
6.2. Объем испытаний клапанов, их порядок и методы контроля должны быть установлены в технических условиях на клапаны конкретного типоразмера.
СОДЕРЖАНИЕ
1. Общие требования
2. Требования к предохранительным клапанам прямого действия
3. Требования к предохранительным клапанам, управляемым при помощи вспомогательных устройств
4. Требования к подводящим и отводящим трубопроводам предохранительных клапанов
5. Пропускная способность предохранительных клапанов
6. Методы контроля
При устройстве газопровода, водопроводной и канализационной систем, а также других промышленных инженерных систем не обойтись без вентилей и задвижек. Многие считают, что вентили являются разновидностью задвижек, только меньшего размера, но на самом деле это разные устройства, имеющие существенные конструкционные отличия, определяющие особенности их эксплуатации. Вентили и задвижки имеют свои плюсы и минусы, которые и определяют оптимальный выбор устройства для конкретных условий применения.
Что такое вентиль и задвижка?
Вентиль – это прибор, который устанавливается на газо-, воздухо-, водо-, паро-, масло- и иные трубопроводы для открытия и закрытия проходных отверстий с помощью клапана. Вентиль состоит из стального, чугунного или бронзового корпуса, имеющего седло для клапана, самого клапана со шпинделем с винтовой нарезкой и рукоятки, обеспечивающей возможность вращения шпинделя. К трубопроводу вентили присоединяются с помощью резьбы или фланцев и подразделяются на муфтовые и фланцевые.
Вентиль в разрезе
Задвижка– это прибор, который устанавливается на трубопроводы для открытия и закрытия проходных отверстий с помощью клапана, перемещающегося перпендикулярно по отношению к оси потока рабочей среды. В зависимости от конструкции запорного органа задвижки подразделяются на шланговые, шиберные и параллельные. Шпинделя же могут быть выдвижными или вращаемыми.
Задвижка в разрезе
§
В чем же разница между вентилем и задвижкой? Она обусловлена различной конструкцией их запорных органов. В вентиле поток жидкости или газа перекрывается с помощью клапана, прижимаемого к седлу в параллельных потоку горизонтальных плоскостях, для чего производится двойной изгиб потока жидкости или газа под углом 90 °, но при этом повышается сопротивление ему. В задвижке поток перекрывает заслонка или конус, опускаемые перпендикулярно направлению его движения.
Если вентиль правильно сконструирован, то не происходит сужения проходных отверстий по сравнению с входными и выходными, а при использовании задвижек возможны варианты. В большинстве трубопроводов устанавливаются полноприводные задвижки, то есть диаметр их проходного отверстия соответствует диаметру трубопровода, но иногда, с целью уменьшения крутящих моментов, устанавливаются и суженные задвижки, что позволяет снизить износ уплотнительных поверхностей.
При большом диаметре трубопроводов (от 300 мм) или высоком давлении в них эффективней работают задвижки. Вентили же имеют более простую конструкцию, следствием чего является их более низкая стоимость, их также легче вращать при больших давлениях, но при высоком давлении стремление отжать клапан от седла создает дополнительную нагрузку на конструкцию. В задвижке сопротивление полностью отсутствует, поскольку она не имеет изгибов. Одностороннее давление обеспечивает более плотное прилегание заслонки к седлу, что делает задвижки более надежными запорными устройствами.
Блокирующие элементы задвижек могут либо полностью перекрывать поток жидкости или газа, либо быть полностью открыты, в то время как вентили могут использоваться в качестве регулирующих элементов.
TheDifference.ru определил, что отличие вентиля от задвижки заключается в следующем:
- Запорные органы вентиля перемещаются параллельно потоку, задвижки – перпендикулярно. Это делает задвижки более надежными, но обеспечивает более легкое вращение вентилей при больших нагрузках.
- Вентиль имеет более простую конструкцию и, соответственно, более низкую стоимость.
- Задвижка может находиться только в двух положениях (открыто-закрыто), а установка вентиля позволяет регулировать уровень наполнения трубопроводов или объем расходуемых газов и жидкостей.
Регулирующие клапаны и вентили Многие технологические процессы в технике, протекающие с участием жидкостей и газов, требуют обеспечения заранее заданного режима, определяемого температурой, давлением, концентрацией компонентов. Регулирование режима работы установки, агрегата, системы осуществляется путем изменения расхода соответствующей среды. Так, температура в печи регулируется количеством подаваемого в топку мазута, давление в энергоустановке — количеством пара, концентрация — массовым содержанием соответствующего компонента. Изменение количества протекающей по трубопроводу рабочей среды осуществляется регулирующей арматурой, в состав которой входят регулирующие вентили, регулирующие клапаны и регуляторы давления. При помощи вентиля производится только периодическое ступенчатое регулирование. Непрерывное и бесступенчатое регулирование осуществляется при помощи регулирующих клапанов, снабженных приводом. Они являются исполнительным устройством в системе автоматического регулирования технологических процессов. Регулятор давления представляет собой автоматически действующее автономное устройство, состоящее из регулирующего клапана, снабженного приводом, управляемым чувствительным элементом, реагирующим на давление рабочей среды, без применения постороннего источника энергии. Классификация регулирующих вентилей и клапанов приведена на схемах 2.5 и 2.6, а их типовые конструкции — на рис. 2.85—2.97. Наиболее простым регулирующим устройством является р егулирующий вентиль, который отличается от запорного формой затвора, а иногда конструкцией всего рабочего органа. Регулирующий вентиль, предназначенный и используемый на больших перепадах давления (р < 0,5), называется дроссельным. Для изменения расхода через вентиль затвор перемещается относительно седла, перекрывая его отверстие в большей или меньшей степени. Для этой цели в вентиле используется ходовой узел, состоящий из шпинделя и ходовой гайки, снабженных трапецеидальной резьбой. Затвор, предназначенный для регулирования, называется п л у н ж ер о м. Плунжеры бывают пяти основных типов: стержневые, полые (юбочные), сегментные, тарельчатые и перфорированные (клеточные). Наиболее часто в вентилях применяются стержневые (игольчатые) плунжеры, в клапанах — стержневые и полые. В регулирующем органе арматуры со стержневым плунжером регулирование расхода среды осуществляется изменением площади кольцевой щели между седлом и плунжером, в полых изменяется открытая площадь окон плунжеров для прохода среды,в сегментных изменяется площадь щели, имеющей форму сегмента. Тарельчатые плунжеры обычно применяются в регуляторах давления (двух-седельных). Перфорированный плунжер представляет собой полый цилиндр с большим числом сквозных отверстий на боковой поверхности. Применяется для чистых сред при больших перепадах давления на запорном органе. Регулирующие клапаны могут быть одно- седельнымн и двухседельными. Наиболее часто применяются двух-седельные регулирующие клапаны. Односедельные клапаны применяются лишь когда площадь плунжера невелика или требуется надежная герметичность клапана в закрытом положении. Недостатком односедельных клапанов является неуравновешенность плунжера, которая при больших диаметрах седла создает большие продольные (перестановочные) усилия на плунжере. В энергетике применяются односедельные регулирующие клапаны с тросовым управлением. Трос крепится к концу рычага, управляющего плунжером. Трос может создавать только одностороннее (тянущее) усилие, в обратном направлении действует груз, чем создается силовое замыкание системы. Груз на рычаге должен создавать усилие вдоль шпинделя, превышающее усилие от давления рабочей среды на плунжер и силу трения. Эти клапаны устанавливаются таким образом, чтобы вращение рычага происходило в вертикальной плоскости. Управление производится с помощью колонки дистанционного управления, либо приводом системы автоматического регулирования. Может быть также применено ручное и механическое дистанционное управление. Тросовое управление отличается простотой и надежностью, но пригодно лишь в условиях, когда управление производится с относительно небольших расстояний в пределах одного здания. При необходимости управления с больших расстояний обычно используются не механические, а электрические или пневматические способы. Схема 2.6 Классификация регулирующих клапанов Наиболее широкое применение получили двухседельные регулирующие клапаны с мембранным пневматическим приводом и пружинной нагрузкой. Они управляются сжатым воздухом, подводимым от постороннего источника, и могут быть использованы для автоматического непрерывного бесступенчатого регулирования при работе на различных параметрах и свойствах среды и для различных условий эксплуатации. Силовая пружина привода создает пропорциональную зависимость между усилием и ходом, благодаря чему на клапане образуется пропорциональная зависимость между командным давлением и ходом-плунжера. Регулирующие клапаны могут иметь вид действия НО (нормально открыт) или НЗ (нормально закрыт) в зависимости от того, открыт или закрыт клапан при отсутствии давления на мембране привода. Рис. 2.85. Клапаны регулирующие стальные односедельные: а — со стержневым плунжером рычажный с патрубками под приварку для воды (ру = 1 МПа, ^п<250°С); б —с поршневым плунжером рычажный фланцевый для пара (Ру= 1,6 МПа, <р<500°С) Рис, 2.86. Клапаны регулирующие стальные двухседельные рычажные с патрубками под приварку для воды и пара (Ру = 2,5 МПа, < 400 °С): а – со стержневым плунжером; б — с полым плунжером В; некоторых, случаях может быть использован беспру-жинный регулирующий клапан, привод которого имеет две мембраны и две герметично изолированные полости. В одну из полостей подается сжатый воздух или газ, упругость которого используется взамен пружины. Во вторую полость подается командное давление воздуха. Упругость сжатого воздуха в полости нагружения определяет собой силовую характеристику регулирующего клапана: ход — давление командного воздуха. Рис. 2.92. Клапаны регулирующие стальные двухседельные флан-цевые с мембранным исполнительным механизмом (МИМ) для жидких и газообразных сред {ру ~ 4 МПа, /р < 300 °С): а — со стержневым плунжером; б — с полым плунжером Такие регулирующие клапаны не получили широкого применения. На их работу могут оказывать влияние колебания температуры окружающего воздуха и возможные утечки воздуха или газа из полости нагружения. Основные параметры и конструктивные разновидности регулирующих клапанов (с поступательным перемещением плунжера по направлению потока среды в клапане) для условных диаметров прохода Dy = 6-400 мм и /^у < 32 МПа регламентированы ГОСТ 9701—79. Рис. 2.97. Вентили регулирующие стальные угловые со стержневым плунжером: а — фланцевый для жидких и газообразных нефтепродуктов (уОу = 32 МПа, ^ 200 °С); 6 — цапковый для жидких и газообразных сред (р — 200 МПа, tp < 200 °С) Регулирующие клапаны изготовляют из чугуна, стали, коррозионно-стойкой стали. Для коррозионных сред применяют мембранные клапаны с внутренним коррозионно-стойким покрытием и шланговые регулирующие клапаны. Применяются также мембранные и шланговые регулирующие вентили. Мембранные и шланговые клапаны и вентили не имеют плунжера, которому можно было бы придать форму, необходимую для обеспечения требуемой пропускной характеристики. В мембранном клапане пропускная способность изменяется путем перемещения мембраны относительно седла корпуса, а в шланговом—путем пережима шланга. Мембранные и шланговые вентили и клапаны обладают высокой коррозионной стойкостью, но срок их службы и энергетические параметры рабочей среды ограничены. В энергетике в качестве регулирующей арматуры применяются также однодисковые (шиберные) задвижки и краны с цилиндрическим полым затвором, снабженным круглым или профилированным проходным отверстием. Опыт показал, что в условиях высоких давлений и температур такие регулирующие устройства в виде шиберных задвижек по своим эксплуатационным качествам превосходят обычные регулирующие клапаны. Задвижка имеет плоский диск (шибер), который под действием давления рабочей среды (вода, пар) плотно прижимается к уплотнительному кольцу корпуса. Они выпускаются с бесфланцевым присоединением крышки к корпусу; управление производится с помощью электропривода. Регулирующие клапаны с мембранным пружиннььм исполнительным механизмом (МИМ) могут быть снабжены дополнительными устройствами (блоками), расширяющими области применения регулирующих клапанов и способствующими повышению точности работы клапана. К таким блокам относятся: верхний и боковой ручные дублеры, позиционные реле (позиционеры), датчики положения, фиксаторы и др. Основные параметры регулирующих клапанов регламентированы ГОСТ 25866—83, <a href=’http://geyz.ru/news/2022-05-19-397′>© Geyz. ru</a>
Рис. 2.85. Клапаны регулирующие стальные односедельные: а — со стержневым плунжером рычажный с патрубками под приварку для воды (ру = 1 МПа, ^п<250°С); б —с поршневым плунжером рычажный фланцевый для пара (Ру= 1,6 МПа, <р<500°С) <a href=’http://geyz.ru/news/2022-05-19-397′>© Geyz. ru</a>
