4) Потери теплоты от наружного охлаждения

Потери теплоты от наружного охлаждения Q_но (q_но) происхо­дят потому, что температура наружной поверхности котла выше температуры окружающей среды. Расчет значения Q_HO с предварительным экспериментальным определением необходимых для этого составляющих представляет определенные трудности. Учитывая, что q_но = 100 Q_но / Q^р_р малы по значению и уменьшаются с увеличением мощности котла, при проектировании и тепловых расчетах пользуются специальными рекомендациями.

Абсолютные потери теплоты от наружного охлаждения BQ_H0 мало меняются с изменением нагрузки, поэтому относительные потери q_H0 изменяются практически обратно пропорционально нагрузке:

q_но= q_но^номD^ном/D

где q_ноb qноном-относительные потери теплоты от наружного ох­лаждения при номинальной нагрузке котлаD^ном и при нагрузке D, отличающейся от номинальной

5) Потери с физической теплотой шлаков

При удалении нагретого шлака из топки неизбежны потери, связанные с физической теплотой шлаков Q_фш(q_фш). В первую оче­редь это относится к топкам с жидким шлакоудалением, для кото­рых q_фш = 1 ...2 %, а также к слоевым топкам. Относительные потери теплоты,%,при удаления шлака из топки определяют по формуле:

q_фш=100* Q_фш/ Q^р_р

где Q^р_р — располагаемая теплота котельного агрегата, МДж;

Для снижения потерь твердого топлива при храпении необходимо проводить следующие мероприятия: 1) ис­ходя из местных условий на основании технико-экономи­ческих расчетов по возможности строить склад закры­того типа; 2) выбирать форму и размеры штабеля с на­именьшей наружной поверхностью на единицу объема, что обычно достигается устройством крупных сплошных штабелей; 3) производить послойное уплотнение шта­белей для борьбы с самонагреванием; 4) обеспечивать ор­ганизованный сток воды для предотвращения скопления атмосферных вод; 5) выполнять подштабельное основа­ние в соответствии с нормами и требованиями; 6) разные марки топлива хранить в отдельных штабелях; 7) перед разгрузкой прибывшей партии свежего топлива очищать склад от старого топлива и посторонних предметов; 8) сокращать время между выгрузкой угля и завершением уплотнения штабеля; 9) постоянно вести контроль за температурой угля в штабеле.

Для достижения хороших экономических показателей целесообразно: 1) выбирать рациональный способ разо­грева топлива в железнодорожных цистернах для быст­рого и полного слива его в хранилище; 2) отказаться от хранения мазута в открытых емкостях, которые способ­ствуют дополнительному обводнению атмосферными осадками и увеличению потерь, связанных с испарением; 3) отказаться от использования открытых лотков дли слива топлива; 4) обеспечивать на всех режимах работы котельного агрегата необходимый подогрев мазута пе­ред сжиганием, что обеспечивает его хорошее распыле­ние форсунками п не приводит к повышению потерь теп­лоты от механической {q₄) и химической (дз) неполно­ты сгорания; 5) следить за состоянием тепловой изоля­ции стальных наземных резервуаров, паро- и мазуто-проводов, что предотвратит потери тепла в окружающую среду. При неправильном хранении потери жидкого топ­лива значительно могут превышать нормальные (0,003— 0,006 кг/м² с поверхности испарения резервуарной ем­кости) .

Снижение потерь теплоты с уходящими газа­ми.

Основными мероприятиями, позволяющими снизить потери теплоты с уходящими газами, являются: 1) со­блюдение минимального по условиям полного горения коэффициента избытка воздуха; 2) повышение газоплот­ности котлоагрегата и снижение присосов холодного воздуха; 3) борьба со шлакованием экранных и радиа­ционных поверхностей нагрева путем отладки топочного режима; 4) регулярная качественная очистка наружных поверхностей нагрева конвективных пакетов труб; 5) поддержание качественного водного режима с целью предотвращения внутренних отложений в трубах котель­ного агрегата; 6) поддержание в барабане котла номи­нального давления; 7) поддержание расчетной темпера­туры питательной воды; 8) правильное конструктивное оформление конвективных поверхностей нагрева, обес­печивающее более полное омывание их газами со ско­ростью, обеспечивающей самообдувку; 9) обеспечение плотности непроницаемости газовых перегородок, пред отвращающих протекание газов мимо конвективных па­кетов труб; 10) обеспечение марки и качества сжигае­мого топлива соответствующего расчетному; 11) уста­новка развитых хвостовых поверхностей нагрева; 12) применение для котельных, сжигающих природный газ, вакуумных деаэраторов, позволяющих снизить тем­пературу питательной воды до 65—70 °С (по сравнению с температурой 104 ^СС при атмосферных деаэраторах), что позволит обеспечить более глубокое охлаждение ухо­дящих газов.

Использование теплоты непрерывной продувки паровых котлов. Существуют различные методы исполь­зования теплоты непрерывной продувки воды: 1)непосредственная подача воды в качестве теплоносителя в систему отопления; 2) подача продувочной воды для подпитки водяной тепловой сети; 3) использование теп­лоты отсепарированного пара в деаэраторе со сбросом в дренаж отсепарированной воды; 4) использование от­сепарированного пара в деаэраторе и теплоты отсепарированной воды в теплообменнике для подогрева сырой воды При этих методах сокращение потерь теплоты с продувкой в каждом случае определяют рас­четным путем.

Снижение потерь конденсата. Конденсат в ко­тельных с паровыми котлами наиболее ценная состав­ляющая питательной воды. При сокращении его потерь снижаются расходы теплоты на продувку и повышается возможность более эффективного использования топли­ва. Все потерн можно разделить па 4 основные группы:1) потери вследствие несовершенства схем сбора кон­денсата; 2) потери от неплотностей оборудования линий трубопроводов; 3) потерн вследствие чрезмерного слива(при пусках, остановках котлов, с непрерывной продув­кой, перелив конденсата в дренаж при отсутствии авто­матического управления конденсатными насосами и т. д.); 4) потерн пара на собственные нужды котельной без возврата конденсата (с паровой обдувкой) на распыливание мазута в паровых форсунках (при открытом подогреве цистерн с мазутом и т. д.).

Для снижения потерь конденсата необходимо: а) уст­ранять испарения и утечки (через неплотность сечением 1 мм² теряется в зависимости от давления в паропрово­де от 5 до 20 кг/ч пара и более; вследствие неплотно­стей в арматуре, фланцевых соединений трубопроводов теряется основная масса конденсата от 20 до 70%); б) заменять паровые форсунки механическими, паромеханическими или с воздушным распыливанием; в) сни­жать расход на собственные нужды (особенно где име­ются питательные насосы с паровым приводом); г) для работы деаэратора обязательно устанавливать охлади­тель выпара.

Б2. В1. Принципиальная тепловая схема водогрейной КУ. Как осуществляется подача воды в водогрейные котлы?

Водогрейные котлы применяют для получения горячей воды с температурой выше 115 градусов.

На принципиальной тепловой схе­ме указывается лишь главное обору­дование (котлы, подогреватели, деа­эраторы, насосы) и основные трубо­проводы без арматуры, всевозмож­ных вспомогательных устройств и второстепенных трубопроводов и без уточнения количества и расположения оборудования. На этой схеме показы­ваются расходы и параметры тепло­носителей.

Вода из обратной лилии тепловых сетей с небольшим напором (20—40 м вод. ст.) посту­пает к сетевым насосам 2. Туда же подводит­ся вода от подпиточных насосов 5, компенси­рующая утечки воды в тепловых сетях. К на­сосам 1 и 2 подается и горячая сетевая вода, теплота которой частично использована в теплообменниках дли подогрева химически очи­щенной 8 и сырой воды 7. Для обеспечения температуры воды перед котлами, заданной по условиям предупрежде­ния коррозии, в трубопровод за сетевым насосом

Рис.1. Принципиальная тепловая схема ко­тельной с водогрейными котлами.

/ — котел водогрейный; 2 — насос сетевой; 3 — насос рециркуляционный; 4 — насос сырой воды; .5 - насос подпиточной воды; 6 — бак подпиточной поды; 7 — подогреватель сырой воды; 8 — подогреватель хими­чески очищенной воды; 9 — охладитель подпиточной воды; 10 — деаэратор; // — охладитель выпара.

2 подают необходимое количество горячей воды, вышедшей из водогрейных котлов . Ли­нию, по которой подают горячую воду, называ­ют рециркуляционной. Вода подается рецирку­ляционным насосом 3, перекачивающим нагре­тую воду. При всех режимах работы тепловой сети, кроме максимально зимнего, часть воды из обратно/'! линии после сетевых насосов 2, ми­нуя котлы, подают по линии перепуска в ко­личестве Q_ПР, в подающую магистраль, где вода, смешиваясь с горячей водой из котлов, обеспечивает заданную расчетную температуру в подающей магистрали тепловых сетей. До­бавка химически очищенной воды подогревает­ся в теплообменниках 9, 8 и 11 и деаэрируется в деаэраторе 10. Воду для подпитки тепловых сетей из баков 6 забирает подпиточный насос 5 и подает в обратную линию.

В2. Принципиальные схемы газового тракта КУ. Как производят расчет сопротивлений газового тракта при искусственной тяге? Каковы методы преодоления этих сопротивлений?

Нормальная работа котла возможна при условии не­прерывной подачи в топку воздуха, необходимого для го­рения топлива, и удаления в атмосферу продуктов сгора­ния после их охлаждения и очистки от твердых частиц. Схемы организации подачи воздуха в топку и перемещения продуктов сгорания в газоходах котла показаны на рис.1.

В системе с естественной тягой (рис. .1, а) сопротив­ления движению потока воздуха и продуктов сгорания пре­одолеваются за счет разности давлений воздуха, поступа­ющего в топку, и продуктов сгорания, удаляемых через дымовую трубу в атмосферу. В этом случае весь газовоздушный тракт находится под разрежением.

Рис.1

а— система с естественной тягой, создаваемой дымовой трубой; б — система с подачей воздуха и удалением продуктов сгорания дымососом и трубой;в-система с подачей воздуха вентилятором н удалением продуктов cropания дымососом и трубой; г—система с подачей воздуха раздельно в пылеприготовительную установку и топку двумя вентиляторами и с удалением продуктов сгорания дымососом и трубой; д — система с подачей воздуха вентилятором и с удаленинем продуктов сгорания за счет давления в газовом тракте; 1 — кстел;2-золоуловитель: 3 — дымовая труба; 4 — воздухоподогреватель; 5 — пылеприготовительная установка; 6 — вентилятор; 7 — дымосос.

Эта система применяется в котлах малой мощности при малых сопро­тивлениях движению потоков воздуха и продуктов сгора­ния. В системе, представленной на рис. 1, а, сопротивле­ния воздушного и газового трактов преодолеваются за счет разрежения, создаваемого дымососом и трубой. Такая система применяется в котлах малой мощности, работаю­щих на газе и мазуте и не имеющих воздухоподогревате­ля. В системе, представленной на рис. 1, в, подача воз­духа в топку осуществляется вентилятором, а продукты сгорания удаляются дымососом. В этом случае воздушный тракт находится под давлением, а газовый тракт под раз­режением. При наличии различных сопротивлений движе­нию в системе параллельных потоков воздуха применяет­ся подача его в каждый поток индивидуальными вентиля­торами, что уменьшает общий расход электроэнергии на их привод (рис. 1, г). При применении рециркуляции час­ти воздуха, подогретого в воздухоподогревателе, для по­вышения температуры воздуха перед входом в последний или при подаче части продуктов сгорания в топку для сни­жения температуры в ней система газовоздушного тракта усложняется дополнительными вентиляторами и дымосо­сами. Системы, представленные на рис. 1, в и г, приме­няются преимущественно в современных котлах средней и большой мощности. В системе, представленной на рис. 1,д, сопротивления воздушного и газового тракта прео­долеваются вентилятором. При этом газоходы котла нахо­дятся под давлением. Такая система используется для кот­лов, работающих на газе и мазуте. При всех системах газо­воздушного тракта охлажденные продукты сгорания должны проходить очистку от частиц уноса и желательно от токсичных газов и удаляться наружу высокими дымовыми трубами, что способствует их рассеиванию в атмосфере.

Искусственную тягу осуществляют в КУ производительностью выше 2,5т/ч при сопротивлении газового тракта более 300 Па, для чего устанавливают дутьевые вентиляторы, подающие воздух в топку под небольшим давлением, и дымососы, отсасывающие дымовые газы из КА и выбрасывающие их в дымовую трубу. В задачу расчета искусственной тяги входят выбор типа дымососов и вентиляторов, определение необходимой их характеристики, конструктивных размеров дымовой трубы, а также расхода электроэнергии на тягу и дутье. Тяговые и дутьевые установки рассчитывают на максимальную нагрузку КА с целью обеспечения нормальной его работы при всех возможных режимах. Необходимую производительность дымососа определяют исходя из количества газов, покидающих КА, с учетом присоса воздуха на пути до дымососа и с введением поправки на действительную температуру продуктов сгорания. Расчетное полное давление дымососа или вентилятора равно ,-коэффициент запаса по давление и он равен 1,2;-перепад полного давления газового тракта с учетом самотяги трубы, Па. Он равен величине суммарных сопротивлений, преодоление которых должен обеспечить дымосос. Эти суммарные сопротивления должны быть больше на величину разрежения вверху топочной камеры, т.е. на 20-40 Па. Давление вентилятора при уравновешенной тяге должно обеспечить преодоление всех суммарных сопротивлений воздушного тракта от входного патрубка вентилятора до топки, включая ее сопротивление и учитывая самотягу. Эти сопротивления должны быть меньше на величину разрежения вверху топки, создаваемого дымососом, т.е. на 20-40 Па.

Б3.В1. Принципиальная тепловая схема КУ с паровыми КА. Как осуществляется питание паровых котлов низкого давления?

Принципиальная тепловая схема КУ представляет собой условное графическое изображение главного оборудования (котлы, подогреватели, деаэраторы, насосы) и основных трубопроводов без арматуры.

Схема питания котлов низкого давления:

Питательный трубопровод к котлам низкого давления поверхностью нагрева до 50 м² допускается устраивать в одну линию.

На питательном трубопроводе к котлам с давлением пара до 1,7 кгc/cм² должны быть предусмотрены обратный клапан и запорное устройство. Причем запорное устройство установлено между барабаном котла и обратным клапаном.

Для питания котлов с давлением пара не более 1,7 кгc/cм² предусматривается не менее двух питательных насосов, в том числе один резервный.

Для подачи воды из бака питательной воды в питательный трубопровод устанавливают насосы с электрическим и с ручным приводом.

Б3.В2. Какие применяются количественные и качественные показатели работы котельных установок? Чем отличаются к.п.д. брутто от к.п.д. нетто? (Ответ сопроводите необходимыми формулами и ссылками на нормативные документы).

- к.п.д. КУ брутто – отношение количества тепла, воспринятого теплоносителем в котлоагрегатах, к количеству тепла, содержащегося в расходуемом топливе:

- прямой баланс;

- обратный баланс.

В – расход топлива, кг/ч (м³/ч);

- низшая теплота сгорания топлива, кДж.

- к.п.д. КУ нетто – отражает потери и расходы тепла на собственные нужды в отличие от к.п.д. брутто, учитывающего только потери:

- расход теплоты на собственные нужды: на подогрев и деаэрацию воды, на подогрев топлива, отопление вспомогательных помещений и др.

- суммарный расход электроэнергии на собственные нужды: на привод насосов и вентиляторов, на питание автоматики, на освещение, вентиляцию и др.

- удельный расход топлива на единицу вырабатываемой продукции (в условном топливе).

- расчетная производительность котельной, Гкал/ч

- установленная производительность котельной, Гкал/ч

- годовая выработка тепла, тыс. Гкал

- годовой отпуск тепла потребителям, тыс. Гкал

- годовое число часов использования установленной производительности, ч

- годовой расход топлива:

натурального, тыс. т (млн. н. м³)

условного, тыс. Т.У.Т.

- установленная мощность токоприемников, кВт

- годовой расход электроэнергии, тыс. кВтч

- годовой расход воды, тыс. м³

СНиП II-35-76 гл. 19.

Б4. В1. Какими основными показателями характеризуется природная вода? Единицы измерения этих показателей. В чем состоит сущность закона электронейтральности для воды? Каковы требования н.д. к качеству питательной и подпиточной воды?

1. Природная вода характеризуется следующими показателями: жесткостью, щелочностью, концентрацией водородных ионов pH, содержанием взвешенных веществ, сухим остатком, солесодержанием.

Жесткость - определяется содержанием в воде катионов накипеобразователей Ca и Mg. Различают жесткость общую, карбонатную и некарбонатную. Общая жесткость равна сумме карбонатной и некарбонатной жесткости:

Ж=Ж+Ж, мг-экв/л

Щелочность- суммарное содержание анионов в воде. [мг-экв/л]

Концентрация водородных ионов pH- определяет качество среды. Нейтральная среда pH =7, кислая pH<7, щелочная pH>7.

Взвешенные вещества- содержание в воде грубодисперсных частиц(песка, глины и др.), выраженное в [мг/л]

Сухой остаток- сумма минеральных и органических соединений, полученных путем выпаривания освобожденной от взвешенных частиц пробы, [мг/л]

Солесодержание (минеральный остаток) – сумма концентраций катионов и анионов, содержащихся в воде, выраженная в [мг/л]

Солесодержание может быть проверено по сумме катионов ∑К и анионов ∑А, выраженных в мг-экв/л

∑К=

∑А=

Содержание каждого иона в числителе выражено в мг/л, принимается по данным анализа воды. В эти выражения должны включаться все ионы, концентрация которых больше 0,01 мг-экв/л. Вода является электронейтральной если сумма катионов равна сумме анионов. В этом и состоит сущность закона электронейтральности для воды.

Показатели качества пара и питательной воды паровых котлов должны соответствовать ГОСТ 20995—75 “Котлы паровые стационарные давлением до 4 МПа. Показателя качества питательной воды и пара”.

Показатели качества исходной воды для питания паровых котлов, производственных потребителей и подпитки тепловых сетей закрытых систем теплоснабжения необходимо выбирать на основании анализов, выполненных в соответствии с ГОСТ 2761—57* “Источники централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения. Правила выбора и оценки качества”.

Б4.В2. Паропроводы, продувочные и спускные трубопроводы в пределах КУ (схемы). Какая запорно-регулирующая арматура и КИП на них устанавливаются? Как классифицируют трубопроводы КУ с учетом требований н.д.?

Паровые трубопроводы служат для транспортировки пора из котлоагрегата на энергетические , технологические и другие нужды. В барабанах котла они соединены с верхней частью барабана через запорное устройство.

Рис 1.паропроводы

1- котлоагрегат паровой; 2- редукционная установка; 3- деаэратор питательной воды атмосферного давления; 4- охладитель выпара; 5- сепаратор непрерывной продувки; 6- пароводяной подогреватель сырой воды.

Рис 2.продувочные и спускные трубопроводы.

4

1

2

3

3

3

3

1- котлоагрегат; 2-трубопровод непрерывной продувки; 3- трубопровод периодической продувки; 4- спускной трубопровод.

Продувочный трубопровод служит для удаления из котла шлама, грязи, избыточных солей и щелочей. Он присоединен к самым нижним точкам барабана.

Трубопровод для спуска воды из котлоагрегатов, питательных линий, конденсата из паропровода присоединены к самым нижним точкам и участкам с тем, чтобы обеспечить полное удаление воды.

Общая классификация трубопроводов.

Все трубопроводы, в зависимости от назначения, разделяются на водопроводы, паропроводы, мазутопроводы и газопроводы.

Все трубопроводы принято разделять на главные и вспомогательные. К главным трубопроводам относят питательные линии для подачи воды в котлы.

Вспомогательными трубопроводами являются продувочные, обдувочные, дренажные, выхлопные и другие служебные паро и водопроводы.

Все трубопроводы пора и горячей воды разделяются на четыре категории:

1-перегретый пар, температура выше 580°С

Горячая вода, насыщенный пар , температура выше115 °С

2-перегретый пар, температура 350-450°С

Горячая вода , насыщенный пар, выше 115°С

3- перегретый пар, 250- 350°С

Горячая вода, насыщенный пар, выше 115°С

4- перегретый и насыщенный пар, 115-250

Горячая вода, выше 115.

Все поверхности нагрева КА соединяются трубопроводами с арматурой. К арматуре относятся устройства и приборы, служащие для управления работой элементов и частей КА, находящихся под давлением, для включения, регулирования и отключения трубопроводов для воды, пара. К арматуре относят и контрольные приборы - водоуказательные стекла для наблюдения за уровнем воды в барабане и манометры. Основной арматурой, устанавливаемой на КА, являются задвижки, вентили и клапаны.

Б5.В1. Что такое водный режим работы парового котла? Какое влияние оказывают накипь и зола на работу КА? Какие меры борьбы против этих явлений применяют в КУ?

ВОДНЫЙ РЕЖИМ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ

Схемы ступенчатою испарении воды в паровом котле. Ступенча­тое испарение позволяет получать пар требуемою качества при сниженном количестве продувочной воды, для чего в верхнем бара­бане 2 котла устанавливают перегородки 4 с отверстиями, которые разделяют водяной объем барабана на ряд уменьшающихся отсе­ков — ступеней (рис. 6.а), а паровое пространство остается обидим. Обычно барабан разделяют на три отсека — два торцевых меньших размеров и один средний большего размера. Поверхность нагрева котла, подсоединенная к каждому из отсеков, должна иметь само­стоятельный циркуляционный контур.

Вся питательная вода подается в первый — средний отсек, над которым размещен штуцер с вентилем для отвода пара из бараба­на. Через отверстия в перегородках проходит вся продувочная вода, которая в концевых отсеках (циркуляционных контурах) должна превратиться в пар. При этом но направлению к концевым отсекам концентра­ция солей в котловой воле уве­личивается, а количество полу­чаемою пара уменьшается. Ос­новное количество пара полу­чается в среднем чистом от­секе, в котором та счет большой продувки (равной расходу кот­ловой воды в крайних отсеках) образуется пар с более низким солесодержанием.

На рис 6,6 показана схема испарения с выносными цикло­нами 7, в которые Поступает котловая вода с повышенной концентрацией солей, откуда они удаляются продувкой. Су­хой остаток котловой воды в чистом отсеке должен быть не выше 1500 мг/л.

Вода непрерывной продувки подается в расширитель 1 (рис. 7), в котором давление ее падает до атмосферного. В ре­зультате часть воды испаряется и образовавшийся пар 5 посту­пает в деаэратор, где тепло его используется. Оставшаяся вода проходит в сливной коло­дец через теплообменник 12, где также используется часть тепла продувочной воды.

Для соблюдения установ­ленных норм качества пара осуществляют периодическую или непрерывную продувку, т.е. часть воды из паровых котлов выпускают и заменяют ее питательной водой. Периодическая продувка при наличии непрерывной служит для выпуска шлама. Непрерывную продувку в барабанных котлах выполняют из верх­них барабанов 9 (см. рис. 7). где концентрируется наибольшее количество солей, а периодическую — из нижних барабанов или коллекторов-грязевиков и нижних коллекторов-экранов.

Непрерывная продувка должна обеспечивать при работе когда постоянный вывод избытка солей нз котловой воды. Котловая вода непрерывной продувки нз барабана 9 отводится в аппарат, называемый сепаратором непрерывной продувки, в котором происходит расширение воды и отделение пара. Из сепаратора пар (выпар) от­водится в деаэратор питательной воды, а горячая вода, содержащая соли, — в дренаж 11 или используется для подогрева сырой воды.

Образование накипи. Накипь образуется в котле из-за накаплива­ния солей при испарении воды, в результате чего из котловой воды выпадают в осадок те соли, для которых будет достигнут предел их растворимости. Эти соли, вступая в химические реакции, образуют труднорастворимые соединения, дающие плотный осадок.

В зависимости от состава солей, находящихся в воде, различают накипь: силикатную — с повышенным содержанием кремния, плот­ную, трудно удаляемую при очистке котла; сульфатную — с содержа­нием сернокислого кальция более 50%, рыхлую, сравнительно легко удаляемую; карбонатную — с преимущественным содержанием угле­кислого кальция и магния, легко удаляемую; смешанную, в кото­рой нет ярко выраженного преобладания тех или иных солей.

Накипь и шлам плохо проводят тепло (в 20 — 30 раз хуже железа). Особенно вредно масло, так как теплопроводность его в 20 раз меньше теплопроводности накипи и в 200 — 600 раз меньше тепло­проводности железа. Поэтому использование воды, содержащей масло свыше допустимых норм, запрещается.

Накипь, отлагающаяся на стенках барабана котла и труб, пре­пятствует их охлаждению. Температура труб повышается, в резуль­тате чего под давлением пара на них могут образовываться отду-лины и даже разрывы. При загрязненной поверхности нагрева работа котла неэкономична, температура уходящих газов увеличи­вается, что приводит к снижению кпд котла и перерасходу топлива.

Надежная и экономичная работа котла и паровой турбины возможна при обеспечении отсутствия внутренних отложений на поверхностях нагрева, снижении до возмож­ного минимума коррозии конструкционных материалов и получении в котле пара высокой чистоты. Эти задачи ре­шаются организацией рационального водного режима, включающего в себя надлежащую обработку питательной воды в сочетании с определенными конструктивными мероприятиями и соответствующую очистку питательной и добавочной воды от имеющихся в них газообразных и твердых примесей. Последние могут находиться как в растворен­ном, так и взвешенном состоянии.

Вместе с питательной водой в кот­лы поступают различные минеральные примеси, в том чис­ле соединения кальция и магния, оксиды железа, алюминия, меди и пр. Все примеси, находящиеся в воде, делятся на трудно- и легкорастворимые. К числу труднорастворимых примесей относятся соли и гидрооксиды Са и Mg, а также оксиды конструкционных материалов. В питательной воде и с учетом ее состава в котловой воде могут присутствовать катионы Са²⁺, Mg²⁺ и анионы SO₄^2-, SiO₂^2-,PO₄^3- и т.п

Борьба с отложениями на внешних поверхностях нагрева в топочных камерах ведется путем поддержания такого режима горения топлива, при кот среда в топочной камере окислительная, процесс горения полный и отсутствует попадание факела на стены. В газоходах необходимо при всех нагрузках выдерживать скорости газов, препятствующие отложению частиц, вынесенных из топочного устройства. Чрезмерное увеличение указанной скорости дымовых газов ведет не только к разрушению слоя отложений, но и износу металла. С целью защиты рабочих поверхностей нагрева в местах наиболее интенсивного износа на трубах устанавливают уголки и накладки на сгибах змеевиков и приваривают прутки на прямых участках труб.

Б5.В2. Какова методика составления калькуляции себестоимости выработки теплоты и пара КУ? Что такое приведенные годовые затраты?

КАЛЬКУЛЯЦИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ПАРА, ВЫРАБАТЫВАЕМОГО КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКОЙ

Средства, затраченные на эксплуатацию котельной установки, состоят из постоянных и переменных.

К постоянным средствам относят амортизационные отчисления, содержание персонала, отчисления на текущий ремонт, общеко­тельные и прочие расходы, к переменным — стоимость топлива, во­ды и электроэнергии.

Самой крупной статьей расходов на эксплуатацию котельной установки (60 — 80%) являются затраты на топливо. Поэтому даже незначительная экономия топлива приводит к большой экономии денежных средств. Затраты на воду определяют умножением годо­вой потребности в воде на стоимость воды.

Отчисления на амортизацию принимают в процентах стоимости зданий, сооружений и оборудования котельной установки. Для ка­ждого вида сооружений и оборудования установлена определенная продолжительность срока их работы и норма амортизации.

Расходы на содержание персонала складываются из зарплаты эксплуатационного и управленческого персонала. Кроме того, имеются общекотельные и прочие расходы на охрану труда и тех­нику безопасности, содержание пожарной и сторожевой охраны, на выгрузку топлива на территории котельной и вывоз шлака, стои­мость эксплуатационных материалов, налоги, сборы и прочие обя­зательные отчисления.

Себестоимость единицы выработанной продукции, руб/т, можно определить, разделив общую сумму годовых расходов на годовую выработку пара:

По СНиП II-35-76 Ч.2 «КУ» сравнение тэп вариантов следует производить по приведенным затратам, опред. По формуле:

П= С + Е_пК,

где П — приведенные затраты; С — годовые эксплуатационные расходы; К — капитальные вложения; Е_н — нормативный коэффициент эффек­тивности капитальных вложений. Экономически целесообразным признается вариант с наименьшими приведенными затра­тами. При равных приведенных затратах предпочтение отдается варианту с наимень­имми капитальными вложениями.

При сравнении вариантов, отличающихся продолжительностью строительства или воз­можностью осуществления строительства оче­редями, следует учитывать влияние разновременности капитальных вложений на их эффективность, кот определяется в соответствии с Типовой методикой определения экономической эффективности капитальных вложений.

Капитальные затраты. Стоимость сооружения зависит от затрат на основное и вспомогательное оборудование, на основное здание и вспомогательное сооружение, на проектирование, строительство зданий и монтаж оборудования. Существует несколько способов определения стоимости оборудования источника теплоснабжения: по сметам, по укрупненным показателям и по приближенным данным. Наиболее точное – составление смет. Если обозначить через общие капиталовложения в источник теплоснабжения, а черезего установленную тепловую производительность, то удельные капиталовложения будут:

Эксплуатационные затраты на производство тепловой энергии в виде горячей воды или пара состоят из нескольких частей. Первая часть зависит от капитальных затрат, вторая отражает затраты на з/п и третья связана с выработкой энергии. Первые две части затрат для данной установки постоянны, а третья – переменна. Эксплуатационные затраты определяются за год работы установки, т.к. условия работы меняются в зависимости от сезона и включают:

С_АМОР – затраты на амортизацию оборудования и строений, включающую расходы на кап.ремонт;

С_ТЕК.Р – затраты на текущий ремонт оборудования;

С_З.П – затраты на з/п персонала;

С_ТОП – затраты на топливо, доставляемое в КУ;

С_ЭЛ.ЭН – затраты на электроэнергию, получаемую из электросетей;

С_В – затраты на воду, израсходованную в установке;

С_ПРОЧ – прочие расходы

С_ГОД = С_АМОР + С_ТЕК.Р + С_З.П + С_ТОП + С_ЭЛ.ЭН + С_В + С_ПРОЧ

Затраты на амортизацию исчисляются определенным процентом от стоимости, для этого необходимо распределить капитальные затраты по их основным направлениям. Для зданий котельных принята норма амортизации в 3,1-3,5%от затрат на их строительство и складывается из отчислений на реновацию в 1,5-1,8% и отчислений на кап.ремонт в 1,6-1,7%.

Для определения затрат на з/п находят коэффициент штатного персонала m_ШТ, общее кол-во персонала сост. M_ШТQ_, чел

Затраты на топливо, подаваемое в котельную, связаны с его кол-вом, стоимостью топлива, способом транспорта от места добычи и числом часов использования установленных КА.

Затраты на электроэнергию определяются по установленной мощности электродвигателей и величине загрузки в течение года. Расходы электроэнергии на освещение и некоторые другие нужды котельных невелики, и их можно не учитывать. Установленная мощность электродвигателей зависит от теплопроизводительности и типа котельной, системы теплоснабжения, вида основного оборудования, вида топлива и способа его сжигания.

Имея сумму годовых эксплуатационных затрат, найденную по ф-ле, и зная годовую выработку тепловой энергии, можно найти себестоимость выработанной тепловой энергии, руб/МВт (руб/Гкал):

С_ВЫР = С_ГОД /Q_ВЫР

Б6.В1. Принципиальные схемы газового и воздушного трактов котельной установки. Каковы методика расчёта и способы преодоления аэродинамического сопротивления газовоздушного тракта котельной установки? Ответ сопроводите необходимыми формулами и рисунками.

Нормальная работа котла возможна при условии не­прерывной подачи в топку воздуха, необходимого для го­рения топлива, и удаления в атмосферу продуктов сгора­ния после их охлаждения и очистки от твердых частиц. Схемы организации подачи воздуха в топку и перемещения продуктов сгорания в газоходах котла показаны на рис. 1.

В системе с естественной тягой (рис. 1, а) сопротив­ления движению потока воздуха и продуктов сгорания пре­одолеваются за счет разности давлений воздуха, поступа­ющего в топку, и продуктов сгорания, удаляемых через дымовую трубу в атмосферу. В этом случае весь газоводушный тракт находится под разрежением. Эта система применяется в котлах малой мощности при малых сопро­тивлениях движению потоков воздуха и продуктов сгора­ния. В системе, представленной на рис. 1,6, сопротивле­ния воздушного и газового трактов преодолеваются за счет разрежения, создаваемого дымососом и трубой. Такая система применяется в котлах малой мощности, работаю­щих на газе и мазуте и не имеющих воздухоподогревате­ля. В системе, представленной на рис. 1, в, подача воз­духа в топку осуществляется вентилятором, а продукты сгорания удаляются дымососом. В этом случае воздушный тракт находится под давлением, а газовый тракт под раз­режением. При наличии различных сопротивлений движе­нию в системе параллельных потоков воздуха применяет­ся подача его в каждый поток индивидуальными вентиля­торами, что уменьшает общий расход электроэнергии на их привод (рис. 1, г). При применении рециркуляции час­ти воздуха, подогретого в воздухоподогревателе, для по­вышения температуры воздуха перед входом в последний или при подаче части продуктов сгорания в топку для сни­жения температуры в ней система газовоздушного тракта усложняется дополнительными вентиляторами и дымосо­сами. Системы, представленные на рис.1, в и г, приме­няются преимущественно в современных котлах средней и большой мощности. В системе, представленной на рис.1д, сопротивления воздушного и газового тракта прео­долеваются вентилятором. При этом газоходы котла нахо­дятся под давлением. Такая система используется для кот­лов, работающих на газе и мазуте. При всех системах газо­воздушного тракта охлажденные продукты сгорания должны проходить очистку от частиц уноса и желательно от токсичных газов и удаляться наружу высокими дымовыми трубами, что способствует их рассеиванию в атмосфере.

Рис. 11.1. Схемы газовоздушного тракта котлов:

а — система с естественной тягой, создаваемой дымовой трубой; б — система с подачей воздуха и удалением продуктов сгорания дымососом и трубой; в — система с подачей воздуха вентилятором и удалением продуктов сгорания ды­мососом и трубой; г — система с подачей воздуха раздельно в пылеприготови-тсльную установку и топку двумя вентиляторами и с удалением продуктов сгора­ния дымососом и трубой; д — система с подачей воздуха вентилятором и с уда­лением продуктов сгорания за счет давления в газовом тракте; 1 — котел; 2 — золоуловитель; 3 — дымовая труба; 4 — воздухоподогреватель; 5 — пылспригото-вительная установка; 6 — вентилятор; 7 — дымосос

Продукты сгорания топлива удаляются из КА за счет тяги (разрежения), создаваемого с помощью либо дымовой трубы, либо трубы и дымососа. Эти устройства преодолевают сопротивление КУ движению потока газов, иногда содержащего твердые частицы. Сопротивления или потери давления газов и воздуха вызываются трением об ограждения, сопротивлением в местных устройствах, пучках труб или при изменениях сечения. Методика аэродинамического расчета КУ разработан ЦКТИ и используется для подсчета газовых и воздушных сопротивлений и для выбора дымовых труб и тягодутьевых устройств. Согласно Н.М. Аэродинамич. расчет КУ при аэродинамических расчетах определяются перепады давлений на участках газовоздушных трактов подсчетом их сопротивлений и возникающей на данном участке или в установке самотяги

Сопротивление, возникающее при движении потока га­зов, состоит из сопротивления трения при течении потока в прямом канале постоянного сечения, в том числе при про­дольном омывании пучка труб; местных сопротивлений, свя­занных с изменением формы или направления потока, ко­торые условно считают сосредоточенными в одном сечении и не включающими сопротивление трения; сопротивления поперечно омываемых пучков труб, в которых раздельно сопротивление трения и местные сопротивления определить нельзя. Сопротивление трения пропорционально длине га­зохода, коэффициенту трения и кинетической энергии пото­ка и обратно пропорционально сечению газохода. Местные сопротивления определяются геометрической конфигураци­ей участка газохода и пропорциональны кинетической энергии потока.

Сопротивление трения для изотермического потока, т. е. при постоянной его плотности и вязкости, Па, определяется по формуле

где -коэффициент сопротивления трения, который зави­сит от относительной шероховатости стенок канала и чис­ла Re; /, d_Э — длина и эквивалентный диаметр канала, м; w — скорость потока, м/с; р — плотность газа, кг/м³.

Местное сопротивление, как указано выше, условно счи­тается сосредоточенным в определенном сечении газохо­да; в действительности потеря энергии потока, вызванная изменением формы или направления газохода, происходит на относительно длинном участке газохода. Поэтому при­нято, что местное сопротивление представляет собой раз­ность между фактической потерей энергии на этом участка и потерей, которая имела бы место от трения при неизмен­ных форме и направлении газохода.

Все местные сопротивления, Па, определяются по формуле

где — коэффициент местного сопротивления.

Значения меняются в широких пределах в зависимо­сти от конфигурации газохода.

Сопротивление пучков труб при поперечном их омыва­нии определяется по формуле

Значение коэффициента местного сопротивления в данном случае зависит от количества рядов труб, их расположе­ния и числа Re.

Когда подсчитываем суммарное сопротивление обязательно учитываем самотягу:

, Па

Самотяга возникает на всех элементах, кот имеют перепады высот

,Па

Z₂ – Z₁ – отметки начала и конца потока, - плотность воздуха при реальных хар-ках наружного возд (для зимы),- средн плотность д.г при средней температуре, допустимой в трубе.

Физически самотяга объясняется тем, что подъем пото­ка газа с начального уровня на некоторую высоту сопро­вождается опусканием такого же объема воздуха с этой высоты до начального уровня. В результате затрата рабо­ты на подъем газа сопровождается получением работы за счет опускания такого же объемного количества воздуха с той же высоты. При равных температурах газа и атмос­ферного воздуха затрата работы на подъем газа компен­сируется работой, совершаемой при опускании воздуха, и результативная работа равна нулю. Если температура га­за выше температуры атмосферного воздуха и плотность его ниже, чем у воздуха, то работа, затрачиваемая на подъ­ем газа, меньше работы, совершаемой при опускании того же объема воздуха, и избыточная работа может быть за­трачена на преодоление сопротивлений движению газа.

Б6.В1. Что понимают под водным режимом работы котельных агрегатов? Что такое продувка парогенератора и какие виды его продувок выполняют? Ответ сопроводите необходимыми формулами и рисунками.

В барабанных котлах с естественной и многократной при­нудительной циркуляцией для исключения возможности об­разования накипей необходимо, чтобы концентрация солей в воде была ниже критической, при которой начинается их выпадение из раствора. С целью поддержания требуемой концентрации солей из котла продувкой выводится некото­рая часть воды и вместе с ней удаляются соли в таком ко­личестве, в каком они поступают с питательной водой. В результате продувки количество солей, содержащееся в воде, стабилизируется на допустимом уровне, исключаю­щем их выпадение из раствора. Применяют непрерывную и периодическую продувки котла. Непрерывная продувка обеспечивает равномерное удаление из котла накопивших­ся растворенных солей и осуществляется из места наиболь­шей их концентрации в верхнем барабане. Периодическая продувка применяется для удаления шлама, осевшего в эле­ментах котла, и производится из нижних барабанов и кол­лекторов котла через каждые 12—16 ч.

Схема непрерывной продувки котлов показана на рис.1. Вода непрерывной продувки подается в расширитель, где поддерживается давление меньшее, чем в котле. В ре­зультате часть продувочной воды испаряется и образовав­шийся пар поступает в деаэратор. Оставшаяся в расшири­теле вода удаляется через теплообменник и после ее ох­лаждения сливается в дренажную систему.

Непрерывная продувка р, %, устанавливается по до­пустимой концентрации в воде котла растворимых приме­сей, чаще всего по общему солесодержанию, и выражается в процентах паропроизводительности котла: p.= D_nv/(D. 100) (1)

где D_ПР и D — расходы продувочной воды и номинальная паропроизводительность котла, кг/ч.

Рис. 1 Схема непрерывной продувки котла при одноступенчатой системе испарения: 1 – труба с отверстиями по длине для отвода продувочной воды; 2 – труба для подвода питательной воды

Расход питательной воды D_ПВ при наличии непрерывной продувки составляет

D_ПВ =D + D_ПР (2)

Количество воды, удаляемое непрерывной продувкой, устанавливается из уравнения солевого баланса котла

D_ПВ S_ПВ = DS_П + D_ПР 5_ПР + DS_0TJI, (3)

где D_ПВ — расход питательной воды, кг/ч; S_ПВ, S_П и S_ПР — солесодержания питательной воды, пара и продувочной воды, кг/кг;S_отл — количество веществ, отлагающихся на поверхностях нагрева, отнесенное к 1 кг получаемого пара,

В котлах низкого и среднего давления количество солей, уносимых паром, незначительно, и член DS_n в уравнении (3) можно приравнять нулю. Отложение солей на по­верхностях нагрева при нормальном водном режиме кот­ла не допускается, и член DS_0TJI в этом уравнении также должен быть равен нулю. Тогда количество воды, удаляе­мое с продувкой,

D_ПР=D_ПВS_ПВ/S_ПР (4)

Подставляя значение D_ПВ из выражения (2) с учетом формулы(1) определяем продувку, %,

(5)

В котлах высокого давления уносом паром примесей вследствие растворимости в паре гидроксидов металлов и SiO₂, а также отложением их пренебрегать нельзя и вели­чину продувки следует определять с учетом члена DS и уравнения (12.3) по формуле

(5а)

Применение непрерывной продувки, являющейся ос­новным средством поддержания требуемого качества воды барабанного котла, связано с увеличением расхода пита­тельной воды и тепловыми потерями. На каждый килограмм продувочной воды расходуется теплота, кДж/кг,

(6)

Где - энтальпии продувочной и питательной воды, кДж/кг

Правилами технической эксплуатации непрерывная про­дувка при питании котла смесью конденсата и обессолен­ной воды или дистиллята должна быть не более 0,5; при добавке к конденсату химически очищенной воды — не бо­лее 3; если потери пара, отбираемого на производство, пре­вышают 40 % — не более 5 %.

При указанных нормах продувки и частичном исполь­зовании теплоты продувочной воды потери теплоты с про­дувкой составляют 0,1—0,5 % теплоты топлива

Б7.В1. КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

Котельные установки – это комплекс зданий и сооружений, здания и помещения с котлом или парогенератором и вспомогательным оборудованием предназначенным для выработки теплоты в целях теплоснабжения.

Согласно ГОСТ Р 50831-95 «Установки котельные. Общие технические требования» пункт 3, Котельная установка: совокупность котла и вспомогательного оборудования.

Примечание: В котельную установку могут входить кроме котла: тягодутьевые устройства, устройства для очистки поверхностей нагрева, топливоподача и топливоприготовление, оборудование шлакозолоудаления, золоулавливающие и другие газоочистные устройства, газовоздухопроводы, трубопроводы воды, пара и топлива, арматура, гарнитура, автоматика, водоподготовительное оборудование и дымовая труба.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ.

Котельная установка предназначена для получения тепловой энергии органического топлива путём его сжигания. Теплота продуктов сгорания при этом передаётся рабочему телу – теплоносителю, который доставляет её по тепловым сетям теплопотребителю. Основными рабочими телами в котельной установке (топливо твёрдое) является: топливо, воздух, продукты сгорания (дымовые газы, зола, шлак), вода, водяной пар. В процессе получения тепловой энергии рабочие тела движутся по трактам обмениваясь между собой теплотой. Количество и название трактов котельной установки соответствует рабочим телам.

Тракты:

• топливный

• газовый

• золошлаковый

• воздушный

• водяной

• паровой

Часто некоторые тракты объединяют попарно:

• газовоздушный = газ + воздух

• золошлаковый = зола + шлак

В процессе получения тепловой энергии участвует основное и вспомогательное тепломеханическое оборудование. Это оборудование определённым образом размещается в пространстве, объединяется соответствующими трубопроводами, газо- и воздухопроводами и размещается обычно в здании котельной установки. Объединение оборудования в единое целое при получении тепловой энергии зависит от вида сжигаемого топлива и требуемого теплоносителя для потребителя.

СТРУКТУРНАЯ СХЕМА КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ ПО ЦИКЛАМ.

При производстве тепловой энергии в котельной установке в производственном процессе можно выделить отдельные циклы. Эти циклы отражают основные технологические процессы и функциональные группы оборудования. Они могут быть замкнутыми (полностью) и условно замкнутыми.

В котельной установке (отопительно производственной) работающей на твёрдом органическом топливе можно выделить следующие циклы:

1. Топливно – шлаковый цикл. Он включает оборудование для складирования, подготовки, подачи и сжигания топлива, а также оборудование для удаления шлака и золы. Цикл условно замкнутый (через окружающую среду).

2. Воздушно – газовый цикл. Обеспечивает подачу воздуха на горение, перемещение высокотемпературных дымовых газов по газовому тракту (через теплообменное оборудование) и удаление их в атмосферу. Этот цикл условно –замкнутый через атмосферу.

3. Пароводяной цикл. Предназначен для питания котлов водой, для получения водяного пара, для распределения пера по группам потребляющего оборудования.

4. Цикл технологического теплопотребления. Обеспечивает подачу водяного пара от РОУ по тепловым паровым сетям к потребителям и возврат конденсата в котельную установку. Он полностью замкнутый.

5. Цикл теплоснабжения. Этот цикл для получения горячей воды, для отопления, вентиляции, конденсир. Возд., горячего водоснабжения, транспорта её по водяным тепловым сетям к потребителям и возврата охлаждённой воды в котельную установку. Цикл может быть полностью замкнутым.

Если из котельной выходит два вида теплосети, то установка производственно отопительная.

6. Цикл подготовки питательной и подпиточной воды. Предназначен для восполнения потерь теплоносителя в циклах 3-4-5. Цикл условно замкнутый.

На рисунке 1.1 представлена принципиальная тепловая схема котельной установки с паровыми котлами.

Вода их водопровода подается насосом 6, подогревается в охладителе непрерывной продувки из паровых котлов и в пароводяном подогревателе 9 до температуры 20 ... 30. Далее вода проходит через водоподготовительную установку (ВПУ) и часть её направляется в подогреватель химически очищенной воды 11, а другая часть проходит через охладитель выпара деаэратора 9 и поступает в головку деаэратора питательной воды 3. В этот деаэратор направлены также потоки конденсата и пар после РОУ (19) с давлением 0,15 МПа для подогрева деаэрируемой воды до 104. Деаэрированная вода при помощи питательных насосов 10 подается в экономайзеры паровых котлов и охладитель РОУ.

Часть выработанного котлами пара редуцируется в РОУ и расходуется для подогрева сырой воды и деаэрации. Вторая часть потока химически очищенной воды подогревается в подогревателе 11, частично в охладителе выпара 2 и направляется в деаэратор подпиточной воды для тепловых сетей 1. Так как температура подпиточной воды обычно ниже 100, вода после деаэратора 1 проходит водо-водяной теплообменник 13 и подогревает химически очищенную воду.

Подпиточным насосом 12 вода подается в трубопровод перед сетевым насосом 14, который прокачивает сетевую воду сначала через охладитель конденсата 15 и затем через подогреватель сетевой воды 16, откуда вода идет в тепловые сети.

Деаэратор п6дпиточной воды 1 также используется пар низкого давления.

При закрытой системе теплоснабжения расход воды на подпитку тепловых сетей незначителен.

В этом случае довольно часто не выделяют отдельного деаэратора для подготовки подпиточной воды тепловых сетей, а используют деаэратор питательной воды паровых котлов.

На приведенной схеме (см. рис. 1.1) предусматривается использование теплоты непрерывной продувки паровых котлов .

Для этой цели предусмотрен сепаратор непрерывной продувки 5, в котором вода частично испаряется за счет снижения ее давления от 1,4 до 0,15 МПа. Образующийся пар отводится в паровое пространство деаэратора, горячая вода направляется в водо-водяной подогреватель сырой воды 8. Охлажденная вода сбрасывается в продувочный колодец 7.

Принципиальная схема котельной с паровыми котлами и отдельно стоящими пароводяными подогревателями для открытых систем теплоснабжения отличается от приведенной тепловой схемы паровой котельной при закрытой системе только установкой дополнительного деаэратора для деаэрации подпиточной воды тепловых сетей и установкой баков-аккумуляторов.

Конденсат от пароводяных подогревателей под давлением греющего пара во всех случаях рекомендуется направить прямо в деаэратор питательной воды паровых котлов З, минуя конденсатные баки 18 и насосы 17.

На рисунке 1.2 приведена принципиальная тепловая схема с водогрейными котлами

Вода из обратной линии тепловых сетей поступает к сетевым насосам З. Туда же подводится вода от подпиточных насосов 6, компенсирующая утечки воды в тепловых сетях. К насосам 3 подается и горячая сетевая вода, теплота которой частично использована в теплообменниках для подогрева химически очищенной воды 9 и сырой воды 5.

Для обеспечения температуры воды перед котлами, заданной по условиям предупреждения коррозии, в трубопровод за сетевым насосом 3 подают необходимое количество горячей воды, вышедшей из водогрейных котлов 1. линию, по которой подают горячую воду, называют рециркуляционной.

Вода подается рециркуляционным насосом 2, перекачивающим нагретую воду. При всех режимах работы тепловой сети, кроме максимально зимнего, часть воды из обратной линии после сетевых насосов З, минуя котлы, подают по линии перепуска в количестве Мпер в подающую магистраль, где вода, смешиваясь с горячей водой из котлов, обеспечивает заданную расчётную температуру в подающей магистрали тепловых сетей. Добавка химически очищенной воды подогревается в теплообменниках 9, 8 и 11 и деаэрируется в деаэраторе 10. Воду для подпитки тепловых сетей из баков 7 забирает подпиточный насос 6 и подает в обратную линию.

Даже в мощных водогрейных котельных, работающих на закрытых системах теплоснабжения, можно обойтись одним деаэратором подпиточной воды с невысокой производительностью. Уменьшается также мощность подпиточных насосов, оборудование водоподготовительной установки и снижаются требования к качеству подпиточной воды по сравнению с котельными для открытых систем. Недостаток закрытых систем - некоторое удорожание оборудования абонентских узлов горячего водоснабжения.

Для сокращения расхода воды на рециркуляцию её температуры на выходе из котлов поддерживается, как правило, выше температуры подающей линии тепловых сетей. Только при расчётном максимально зимнем режиме температуры вды на выходе из котлов и в подающей линии тепловых сетей будут одинаковы. Для обеспечения расчётной температуры воды на входе в тепловые сети к выходящей из котлов воде подмешивается сетевая вода из обратного трубопровода. Для этого между трубопроводами обратной и подающей линии после сетевых насосов монтируют линию перепуска.

ОБОРУДОВАНИЕ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ (БЛОЧНОЕ).

Оборудование обеспечивающее процессы в циклах котельной установки разбивают на две группы:

I. основное

II. дополнительное.

К основным группам оборудования относят:

1. оборудование для подготовки топлива

2. оборудование для производства пара или горячей воды

3. оборудование для подготовки теплоносителя (пар, вода)

4. оборудование для подготовки питательной и подпиточной воды.

К дополнительной группе оборудования относят:

1. электротехническое оборудование

2. оборудование автомат. и контрольно – измерительные приборы.

Котельная установка – это комплекс из шести технологических групп оборудований и большого количества установок каждой группе, связанных между собой согласно технологии получения пара и горячей воды. Целью проектирования котельной установки является наиболее рациональной объединение отдельных групп оборудования нормально функционирующее целым.

Б7.В2. Виды коррозии котельного агрегата. Какие методы дегазации воды и с какой целью их применяют в отопительно-производственных котельных установках? Принципиальная схема вакуумной деаэрации воды и область её применения.

В результате физико-химических процессов, возникающих при взаимодействии металла с омывающей его средой, может возникать процесс разрушения металла, который называют коррозией. Если коррозийный процесс сопровождается протеканием электрического тока, его называют электрохимической коррозией. Если процесс коррозии подчиняется законам химических гетерогенных реакций и при этом не возникает электрический ток, его называют химической коррозией.

Кислород и углекислота, растворённые в воде, вызывают коррозию стенок котлов, причем с повышением давления пара коррозия увеличивается.

В питательной воде паровых и в подпиточной воде водогрейных котлов содержание кислорода не должно превышать . Свободная углекислота в питательной воде должна отсутствовать. Растворённые газы и воздух удаляют из воды дегазацией. В настоящее время известно несколько способов дегазации: термический, химический, электромагнитный, а также высокочастотный и ультразвуковой.

Электромагнитный, высокочастотный и ультразвуковой способы ещё недостаточно освоены. При химическом способе дегазации из воды удаляется только кислород. При обработке воды, предназначенной для питания паровых котлов и подпитки тепловых сетей, должно быть предусмотрено не только глубокое обескиислороживание, но и удаление свободной углекислоты, т.е. вода по существу должна подвергаться дегазации, а не только деаэрации. Таким образом, широко распространённый термин «деаэрация» имеет более широкое значение.

Наибольшее распространение получили термические способы дегазации воды как наиболее эффективные, надёжные и рентабельные.

Для дегазации воды в котельных установках преимущественно применяются деаэраторы атмосферного типа, и вакуумные деаэраторы.

Вакуумные деаэраторы имеют преимущества для подготовки воды, отпускаемой на цели горячего водоснабжения.

Применение вакуумных деаэраторов для подпитки тепловых сетей исключает потери конденсата, подаваемого на деаэрацию.

По этим причинам применение вакуумных деаэраторов в котельных как с паровыми, так и с водогрейными котлами весьма перспективно, но оно может быть осуществлено только при условии разработки такой конструкции деаэраторов, которая обеспечит необходимое качество дегазации исходной воды при достаточной простоте и надёжности эксплуатации. Вакуумные деаэраторы часто применяются только в котельных с водогрейными котлами или в тепловых пунктах, где отсутствует пар.

Подпиточная вода после химической водоподготовки с температурой около 20, пройдя через охладитель выпара и теплообменник, поступает в головку деаэратора. Охладитель выпара обеспечивает более устойчивую работу эжектора. Из головки вода стекает в бак-аккумулятор. В баке по змеевику циркулирует часть горячей воды, выходящей из котлов. Змеевик подогревает воду в баке до температуры насыщения, соответствующей создаваемому разряжению.

Из бака-аккумулятора вода подпиточным насосом подаётся к всасывающей линии сетевых насосов и частично ответвляется к водоструйному эжектору. Проходя через эжектор она создаёт в нём разрежение, благодаря чему к эжектору подсасывается выпар. Смесь воды и выпара сливается в растворённый бак, где газ удаляется в атмосферу. Расходный бак связан с приёмным устройством. Из приёмного устройства вода за счёт разряжения засасывается в головку. Головка и бак могут быть приняты стандартными.

Приведённая схема требует автоматического регулирования. Установка должна быть снабжена регуляторами: уровня прямого действия, температуры в баке и на выходе из змеевика и вакуума в деаэраторе.

Б8.В1. Какова сущность процесса коррозии металла в котельных агрегатах? Какие виды коррозии и способы борьбы с ней Вам известны? Ответ сопроводите необходимыми формулами и рисунками.

В результате физико-химических процессов, возникаю­щих при взаимодействии металла с омывающей его средой, может возникать процесс разрушения металла, который на­зывают коррозией. Если коррозионный процесс сопровож­дается протеканием электрического тока, его называют электрохимической коррозией. Сущность электрохимичес­кой коррозии состоит в том, что при соприкосновении ме­талла с электролитами создаются условия для возникнове­ния на поверхности обратимых и необратимых электродов, разность потенциалов которых и обусловливает наличие коррозионного тока. Если процесс коррозии подчиняется законам химических гетерогенных реакций и при этом не возникает электрический ток, его называют химически) коррозией. Для условий работы металла поверхностей нагрева при относительно высокой их температуре характер на электрохимическая коррозия.

ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНАЯ КОРРОЗИЯ НАРУЖНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

В результате воздействия продуктов сгорания высокой температуры на поверхности металла образуется оксидная пленка. При высокой температуре металла процесс обра­зования окалины усиливается. Наиболее интенсивная вы­сокотемпературная коррозия имеет место при наличии сер­нистых соединений в продуктах сгорания. В области высо­ких температур газов при соприкосновении газов с горячи­ми поверхностями нагрева имеет место образование SОз из S02 при наличии локальных избытков кислорода. В ча­стности, нагретый до высокой температуры металл паропе­регревателя служит катализатором окисления S02 в SОз, при этом наибольшую каталитическую активность имеет пленка окалины. Каталитическое воздействие на об­разование SОз оказывает также слой золы при температу­ре примерно 600 С. При наличии оксидов серы в газах про­исходит соединение их со щелочными компонентами золы и образование сульфитов, которые разрушающе действуют на защитную пленку окалины.

Трубки выходных ступеней пароперегревателей наиболее подвержены газовой коррозии. Повреждение трубок паро­перегревателей, по-видимому, вызывается окислением S02 в SОз и образованием при этом сульфидных оксидов же­леза на поверхности труб, разрушающе действующих на защитную пленку окалины.

Наличие в золе топлива оксида ванадия также усиливает газовую высокотемпературную коррозию вслед­ствие растворяющего ее действия на защитные пленки ока­лины. В частности, в минеральных примесях мазута оксид ванадия достигает 70% в пересчете на. Обычно ва­надиевая высокотемпературная коррозия наблюдается на трубках пароперегревателя котлов высокого и сверхвысо­кого давления и на поверхности стальных неохлаждаемых деталей, находящихся в области высоких температур га­зов. Опасность ванадиевой коррозии может быть снижена путем увеличения скорости газового потока и мероприяти­ями по уменьшению отложения золы, защитой трубок, на­пример, графитовыми покрытиями.

НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ КОРРОЗИЯ НАРУЖНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

Низкотемпературная коррозия возникает при конденса­ции на поверхности нагрева водяных паров и образовании жидкой пленки, являющейся электролитом. Конденсация водяных паров возникает при температуре поверхности на­грева ниже точки росы, которая опре~еляется парциальным давлением водяных паров в продуктах сгорания, увеличи­вающимся с повышением влажности топлива и содержания в нем водорода.

Наиболее активно низкотемпературная коррозия прояв­ляется в воздухоподогревателях, в которых имеют место наиболее низкие температуры греющего и нагреваемого теплоносителей. Температура стенки трубы воздухоподо­гревателя, ос, исходя из баланса теплоты внутренней и внешней ее поверхности, определяется по формуле:

,

где и- температуры продуктов сгорания на выходе из воздухоподогревателя и воздуха на входе в него, С;и- коэффициенты теплоотдачи со стороны воздуха и га­за, Вт/(м2·К).

На рис. 25.4 показаны схемы повышения температуры поступающего в воздухоподогреватель воздуха путем рециркуляции горячего воздуха. Рециркуляция воздуха сни­жает температурный напор в воздухоподогревателе, повы­шает температуру уходящих газов и расход электроэнергии на дутье. При применении отдельного вентилятора для ре­циркуляции воздуха загрузка вентилятора остается неиз­менной и расход электроэнергии на рециркуляцию воздуха несколько уменьшается.

На рис. 25.4, в показана схема подогрева воздуха, по­ступающего в воздухоподогреватель в паровом подогрева­теле. Подогреватель устанавливается между напорной стороной дутьевого вентилятора и входной ступенью возду­хоподогревателя. Он представляет собой трубчатый тепло­обменник, внутри труб которого проходит отработавший пар турбины при температуре около 120 С. Снаружи трубы омываются потоком воздуха. В этом случае расход элек­троэнергии на дутье меньше, чем при применении рецирку­ляции, а использование отработавшего пара на подогрев воздуха несколько повышает регенерацию и за счет этого экономичность электростанции. Паровой подогрев воздуха при пропуске постоянного количества пара через подогре­ватель обеспечивает более высокий подогрев воздуха при пусках и остановках котла, что уменьшает коррозию воз­духоподогревателя и при этих режимах. В некоторых уста­новках подогрев воздуха в паровых калориферах осуще ствляют за счет пара низкого давления, получаемого в га· зовых испарителях, установленных за котлом.

Для исключения низкотемпературной коррозии в пер­вом ходе воздухоподогревателя возможно применение в нем эмалированных трубок или изготовление их из некорроди­рующих материалов. В котлах, работающих на сернистых мазутах, присадка доломита J( мазуту, применяемая для предотвращения высокотемпературной коррозии, также снижает и низкотемпературную коррозию в экономайзерах и воздухоподогревателях.

КОРРОЗИЯ МЕТАЛЛА ВНУТРЕННИХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

При электрохимической коррозии в водной среде одно­временно происходят окисление металла с переходом его ионов в раствор и накоплением эквивалентного количества электронов в металле и ассимиляция избыточных электро­нов частицами, находящимися в растворе электролита. Баланс этих реакций и дает токообразующую реакцию, являющуюся причиной коррозийного процесса, в результате которого может возникать твердая фаза продуктов корро­зии.

При повышенных температурах металлической стенки определяющее значение имеет химическая коррозия, при которой происходят диффузионные процессы в металличе­ской стенке, в результате чего на ее поверхности образует­ся защитная пленка.

Химическая коррозия возникает при взаимодействии с металлом агрессивных газов 02 и С02, а также пара при высоких температурах стенки. Соответственно различают кислородную и пароводяную коррозии.

При температуре металла например выше 250 С на его поверхности образуется оксидная пленка в виде плотного слоя, состоящего в основном из , препятствующая дальнейшему развитию коррозии. Образованию плотной пленкиспособствует повышенное значение рН воды. Наличие растворенной в воде СО2 увеличивает коррозию, поскольку повышается кислотность среды, понижается рН и уменьшается прочность защитной пленки из продуктов коррозии. Для кислородной коррозии характерно появле­ние местных изъязвлений, в том числе в местах соедине­ния отдельных деталей.

Взаимодействие водяного пара с металлом происходит при температурах выше 500 С путем диффузии. Это взаи­модействие является окислительно-восстановительным про­цессом, при котором происходят следующие реакции:

Образующаяся в результате процесса пароводяной кор­розии пленка защитных оксидов при температуре ниже 570 С преимущественно состоит из .

В испарительных поверхностях нагрева в результате взаимодействия металла с едким натрием Na (ОН) при вы­сокой его концентрации в воде (более 3 %) возникает щелочная коррозия. Разновидностью щелочной коррозии яв­ляется межкристаллическая коррозия - каустическая хруп­кость металла, которая возникает в вальцовочных соедине­ниях под влиянием высоких механических напряжений при наличии высокой щелочности воды. Предотвращение ще­лочной коррозии достигается уменьшением агрессивных свойств воды путем поддержания в ней в определенном соотношении концентраций гидратной щелочи и других ионов.

Б8.В2. В чём заключается принцип действия дымовой трубы КУ? Какими причинами определяется выбор высоты дымовой трубы при естественной и искусственной тяге? Ответ сопроводите необходимыми формулами и ссылками на нормативные документы.

Действие дымовой трубы основано на самотяге. Разность плотностей столба наружного и холодного воздуха и пото­ка газов приводит к разрежению в дымовой трубе. Самотя­га трубы будет тем больше, чем выше температура газов в трубе и ниже температура воздуха. Полезная тяга, раз­виваемая дымовой трубой, Па, определяется по формуле

где - самотяга трубы;- высота трубы;и- плотности атмосферного воздуха и газов;- потери давления на трение в трубе;- потеря давления при истечении газов из трубы.

Потери на трение в трубе, Па, при значении коэффици­ента трения в кирпичных и железобетонных трубах л=0,03 определяется по формуле:

,

- скорость газов на выходе из трубы.

Потеря давления при истечении газов из трубы:

где .

Диаметр устья дымовой трубы, м, определяется по фор­муле:

,

где - количество газов, поступающих в трубу.

Скорость газов на выходе из трубы, при естественной тяге принимают не менее 6-10 м/с во избежание задува­ния газов в трубу и 15-25 м/с при искусственной тяге. Вы­сота дымовой трубы, м, обеспечивающая необходимое раз­режение в топке при естественной тяге, определяется по формуле :

,

где - барометрическое давление воздуха при 20 С на уровне устья трубы;-барометри­ческое давление воздуха при данной температуре, Па;- плотность газов при средней температуре в трубе с учётом снижения температуры в трубе на 2-5 С;- плотность газов при 0 С.

Минимально допускаемая высота дымовой трубы, при которой обеспечивается требуемое рассеивание вредных вы­бросов, определяется исходя из ПДК

Б9.В1. Что такое водный режим работы и продувка парового котла? Как производят расчёт величины и выбор вида расчётной продувки? Какие виды продувок котельных агрегатов различают в производственно-отопительных котельных установках? Дайте принципиальную схему продувочных трубопроводов котельной установки.

В барабанных котлах с естественной и многократной принудительной циркуляцией для исключения возможности образования накипи необходимо, чтобы концентрация солей в котловой воде была ниже критической, при которой начинается их выпадение из раствора. Для предотвращения образования накипи, коррозии и угрозы повреждения котельного агрегата со стороны воды организуют специальный водный режим работы парового котла. Цель этого режима: обеспечить нормальную работу составных частей котельного агрегата связанной с наличием примесей в питательной и котловой воде и с получением пара требуемого качества. Обеспечивают такой режим продувкой котла. Продувка – это удаление части котловой воды с находящимися в ней примесями с целью снижения концентрации каждой примеси в котловой воде до величины допустимой по нормам. Различают 2 вида продувок: непрерывную и периодическую. Непрерывная продувка обеспечивает равномерное удаление из котла накопившихся растворенных солей и осуществляется из места наибольшей их концентрации из верхнего барабана. Периодическая продувка применяется для удаления шлама, осевшего в элементах котла, и проводиться из нижних барабана и коллекторов через каждые 12…16ч.Непррывная продувка устанавливается по допустимой концентрации в воде котла растворимых примесей, чаще всего по общему солесодержанию. Относительно паропроизводительности котла доля непрерывной продувки р составляет:

Где Dпр и D – соответственно расходы продувочной воды и номинальная паропроизводительность котла, кг/ч

Расход питательной воды Dп.в. при наличии непрерывной продувки устанавливается из уравнения солевого баланса:

Где Sп.в., Sп., Sпр. – соответственно солесодержание питательной воды, пара, продувочной воды, мг/кг. Поскольку солесодержание пара значительно меньше солесодержания питательной и продувочной воды членом DSп можно пренебречь, следовательно: Рекомендуется от каждого котла до сепаратора вести свой трубопровод с продувочной водой.

ВОДНЫЙ РЕЖИМ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ

Схемы ступенчатою испарении воды в паровом котле. Ступенча­тое испарение позволяет получать пар требуемою качества при сниженном количестве продувочной воды, для чего в верхнем бара­бане 2 котла устанавливают перегородки 4 с отверстиями, которые разделяют водяной объем барабана на ряд уменьшающихся отсе­ков — ступеней (рис. 6.а), а паровое пространство остается обидим. Обычно барабан разделяют на три отсека — два торцевых меньших размеров и один средний большего размера. Поверхность нагрева котла, подсоединенная к каждому из отсеков, должна иметь само­стоятельный циркуляционный контур.

Вся питательная вода подается в первый — средний отсек, над которым размещен штуцер с вентилем для отвода пара из бараба­на. Через отверстия в перегородках проходит вся продувочная вода, которая в концевых отсеках (циркуляционных контурах) должна превратиться в пар. При этом но направлению к концевым отсекам концентра­ция солей в котловой воле уве­личивается, а количество полу­чаемою пара уменьшается. Ос­новное количество пара полу­чается в среднем чистом от­секе, в котором та счет большой продувки (равной расходу кот­ловой воды в крайних отсеках) образуется пар с более низким солесодержанием.

На рис 6,6 показана схема испарения с выносными цикло­нами 7, в которые Поступает котловая вода с повышенной концентрацией солей, откуда они удаляются продувкой. Су­хой остаток котловой воды в чистом отсеке должен быть не выше 1500 мг/л.

Вода непрерывной продувки подается в расширитель 1 (рис. 7), в котором давление ее падает до атмосферного. В ре­зультате часть воды испаряется и образовавшийся пар 5 посту­пает в деаэратор, где тепло его используется. Оставшаяся вода проходит в сливной коло­дец через теплообменник 12, где также используется часть тепла продувочной воды.

Для соблюдения установ­ленных норм качества пара осуществляют периодическую или непрерывную продувку, т.е. часть воды из паровых котлов выпускают и заменяют ее шпательной водой. Периодическая продувка при наличии непрерывной служит для выпуска шлама. Непрерывную продувку в барабанных котлах выполняют из верх­них барабанов 9 (см. рис. 7). где концентрируется наибольшее количество солей, а периодическую — из нижних барабанов или коллекторов-грязевиков и нижних коллекторов-экранов.

Непрерывная продувка должна обеспечивать при работе когда постоянный вывод избытка солей нз котловой воды. Котловая вода непрерывной продувки нз барабана 9 отводится в аппарат, называемый сепаратором непрерывной продувки, в котором происходит расширение воды и отделение пара. Из сепаратора пар (выпар) от­водится в деаэратор питательной воды, а горячая вода, содержащая соли, — в дренаж 11 или используется для подогрева сырой воды.

Б9.В2. Какое основное оборудование входит в состав ГРП или ГРУ и как оно компонуется? Дайте принципиальные схемы газопроводов котельной установки и в пределах котельного агрегата.

Газорегу­ляторные пункты (ГРП) и газорегуляторные установки (ГРУ) предназначены для снижения входного давления газа до заданно­го выходного (рабочего) и поддержания его постоянным незави­симо от изменения входного давления и потребления газа. Коле­бания давления газа на выходе из ГРП (ГРУ) допускаются в пре­делах 10 % рабочего давления. Кроме того, в ГРП (ГРУ) осущест­вляются: очистка газа от механических примесей, контроль вход­ного и выходного давления и температуры газа, предохранение от повышения или понижения давления газа за ГРП (ГРУ), учет рас­хода газа. В зависимости от давления газа на вводе различают ГРП (ГРУ) среднего (свыше 0,005 до 0,3 МПа) и высокого (свыше 0,3 до 1,2 МПа) давления. ГРП размещаются следующим образом:

1)в отдельно стоящих зданиях;

20встроенными в одноэтажные производственные здания или котельные;

3)в шкафах на наружных несгораемых стенах;

4)на отдельно стоящих опорах.

ГРУ размещаются в газифицированных зданиях непосредствен­но в помещениях котельных или цехов, где находятся газоисполь-зующие агрегаты, или в смежных помещениях, соединенных с ними открытыми проемами и имеющих не менее чем трехкратный воз­духообмен в час. Подача газа от ГРУ к потребителям в других от­дельно стоящих зданиях не допускается.

Принципиальные технологические схемы ГРП и ГРУ аналогичны, можно выделить три линии: основную, обводную (байпасную) и рабочую. На основ­ной линии газовое оборудование располагается в следующей по­следовательности: запорное устройство на входе (задвижка) для отключения основной линии; продувочный газопровод ; фильтр для очистки газа от разных механических примесей; предохранительно-запорный клапан, автоматически отключающий подачу газа при повышении или понижении давления газа в рабочей ли­нии за установленные пределы; регулятор давления газа, кото­рый снижает давление газа и автоматически поддерживает его на заданном уровне независимо от расхода газа потребителями; за­порное устройство на выходе.

Байпасную линию составляют продувочный газопровод, два запорных устройства (задвижки), которые используются для ручного регулирования давления газа в рабочей линии во время выполнения ремонтных работ на отключенной основной линии.

На рабочей линии (линия рабочего давления) устанавлива­ется предохранительно-сбросной клапан (ПСК), который служит для сброса газа через сбросную свечу в атмосферу при повышении давления газа в рабочей линии выше установленного предела.

В ГРП установлены следующие контрольно-измерительные при­боры: термометры для измерения температуры газа и в помеще­нии ГРП; расходомер газа (газовый счетчик, дроссельный расхо­домер); манометры для измерения входного давления газа и дав­ления в рабочей линии, давления на входе и выходе из газового фильтра.

1- газовый коллектор

2- ответвление к котлу (отпуск)

3- отключающее устройство на опуске

4- ПЗК на котле

5- регулирующая газовая заслонка

6- газовый запальник

7- ЗУ перед горелками

8- горелки

9- продувочный газопровод

10- кран на продувочном газопроводе

11- кран к манометру

12- манометр

Б10.В1. Что понимают под водным режимом работы котла? Каковы основные требования к качеству пара и котловой воды для парогенераторов с давлением цара до 4 Мпа? Продувка паровых котлов, виды продувок, способы снижения величины продувки.

В барабанных котлах с естественной и многократной принудительной циркуляцией для исключения возможности образования накипи необходимо, чтобы концентрация солей в котловой воде была ниже критической, при которой начинается их выпадение из раствора. Для предотвращения образования накипи, коррозии и угрозы повреждения котельного агрегата со стороны воды организуют специальный водный режим работы парового котла. Цель этого режима: обеспечить нормальную работу составных частей котельного агрегата связанной с наличием примесей в питательной и котловой воде и с получением пара требуемого качества. Обеспечивают такой режим продувкой котла. Показатели качества пара и питательной воды паровых котлов должны соответствовать ГОСТ 20995-75 "Котлы паровые стационарные давлением до 4 МПа. Показатели качества питательной воды и пара". Требования к качеству котловой (продувочной) воды паровых котлов по общему солесодержанию (сухому остатку) следует принимать по данным заводов-изготовителей котлов. Величину щелочности котловой воды по фенолфталеину в чистом отсеке котлов со ступенчатым испарением и в котлах без ступенчатого испарения следует принимать >= 50 мкг-экв/л при конденсатно-дистиллятном питании и >= 500 мкг-экв/л - при питании котлов с добавкой умягченной воды.

Продувка – это удаление части котловой воды с находящимися в ней примесями с целью снижения концентрации каждой примеси в котловой воде до величины допустимой по нормам. Различают 2 вида продувок: непрерывную и периодическую. Непрерывная продувка обеспечивает равномерное удаление из котла накопившихся растворенных солей и осуществляется из места наибольшей их концентрации из верхнего барабана. Периодическая продувка применяется для удаления шлама, осевшего в элементах котла, и проводиться из нижних барабана и коллекторов через каждые 12…16ч. Наилучшим методом снижения величины пролдувки является питание котлов обессоленной и дегазированной водой. Практически такую воду получить нельзя, но приблизиться можно. Это достигается термическим методом в основном на крупных станциях и водном транспорте. Следующий метод: максимальное увеличение доли конденсата в котловой воде, т.е. максимальный возврат конденсата в КУ. Так же методы:

1) для уменьшения величины продувки надо стремиться к снижению доли добавочной воды в составе котловой

2) добавочная вода должна иметь минимальное загрязнение примесями, для этого применяют умягчение и дегазацию.

Для экономии теплоты теряемой с продувочной водой и снижением продувки стремятся к тому, чтобы количество продувочной воды было минимально возможное. Эффективным методом снижения величины продувки является ступенчатое испарение. Сущность метода состоит в том, что водяной объем и парообразующие циркуляционные контуры котла делят на несколько отсеков. Эти отсеки соединены по пару и разъединены по воде. Питательная вода подается только в первый отсек (чистый отсек), а продувку производят из последнего по ходу воды отсека (солевого отсека). Метод Э.И. Рома.

Рис. 1. Схема продувки парогенератора при ступенчатой системе испарения.

а — с солевыми отсеками внутри барабана; б — с выносными сепараторами второй ступени испаре­ния; 1 — подвод питательной воды: 2 — отвод пара; 3 — продувка чистого отсека; 4 — продувка солевого отсека; 5 — испарительные поверхности нагрева, включенные в солевой отсек; 6 — испа­рительные поверхности нагрева, включенные в чистый отсек.

ВОДНЫЙ РЕЖИМ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ

Схемы ступенчатою испарении воды в паровом котле. Ступенча­тое испарение позволяет получать пар требуемою качества при сниженном количестве продувочной воды, для чего в верхнем бара­бане 2 котла устанавливают перегородки 4 с отверстиями, которые разделяют водяной объем барабана на ряд уменьшающихся отсе­ков — ступеней (рис. 6.а), а паровое пространство остается обидим. Обычно барабан разделяют на три отсека — два торцевых меньших размеров и один средний большего размера. Поверхность нагрева котла, подсоединенная к каждому из отсеков, должна иметь само­стоятельный циркуляционный контур.

Вся питательная вода подается в первый — средний отсек, над которым размещен штуцер с вентилем для отвода пара из бараба­на. Через отверстия в перегородках проходит вся продувочная вода, которая в концевых отсеках (циркуляционных контурах) должна превратиться в пар. При этом но направлению к концевым отсекам концентра­ция солей в котловой воле уве­личивается, а количество полу­чаемою пара уменьшается. Ос­новное количество пара полу­чается в среднем чистом от­секе, в котором та счет большой продувки (равной расходу кот­ловой воды в крайних отсеках) образуется пар с более низким солесодержанием.

На рис 6,6 показана схема испарения с выносными цикло­нами 7, в которые Поступает котловая вода с повышенной концентрацией солей, откуда они удаляются продувкой. Су­хой остаток котловой воды в чистом отсеке должен быть не выше 1500 мг/л.

Вода непрерывной продувки подается в расширитель 1 (рис. 7), в котором давление ее падает до атмосферного. В ре­зультате часть воды испаряется и образовавшийся пар 5 посту­пает в деаэратор, где тепло его используется. Оставшаяся вода проходит в сливной коло­дец через теплообменник 12, где также используется часть тепла продувочной воды.

Для соблюдения установ­ленных норм качества пара осуществляют периодическую или непрерывную продувку, т.е. часть воды из паровых котлов выпускают и заменяют ее шпательной водой. Периодическая продувка при наличии непрерывной служит для выпуска шлама. Непрерывную продувку в барабанных котлах выполняют из верх­них барабанов 9 (см. рис. 7). где концентрируется наибольшее количество солей, а периодическую — из нижних барабанов или коллекторов-грязевиков и нижних коллекторов-экранов.

Непрерывная продувка должна обеспечивать при работе когда постоянный вывод избытка солей нз котловой воды. Котловая вода непрерывной продувки нз барабана 9 отводится в аппарат, называемый сепаратором непрерывной продувки, в котором происходит расширение воды и отделение пара. Из сепаратора пар (выпар) от­водится в деаэратор питательной воды, а горячая вода, содержащая соли, — в дренаж 11 или используется для подогрева сырой воды.

Б10.В2. Какие основные схемы газопроводов применяют в котельных установках? В чём состоит задача гидравлического расчёта газопроводов? Дайте принципиальную схему газопроводов в пределах котлоагрегата.

Газораспределительная сеть города может иметь газопроводы различного давления. В зависимости от этого могут быть следующие схемы:

1) одноступенчатая, при которой распределение газа и подача его потребителям осуществляется по газопроводам одного давления (низкого или среднего);

2) двухступенчатая, при которой подача газа осуществляется по газопроводам высокого и среднего давления, а распределение по потребителям — по потребителям низкого и среднего давления;

3) трехступенчатая и многоступенчатая, в которой используются газопроводы низкого, среднего и высокого давлений.

Связь между газопроводами разных давлений, входящих в сис­тему газоснабжения, должна осуществляться только через газорегуляторные пункты, газорегуляторные установки (ГРУ).

Распределительные газопроводы по принципу построения делятся на кольцевые, тупиковые и смешанные. Первые состоят из колец одного давления, соединенных между собой, что обеспечи­вает равномерность распределения давления в сети и возможность при аварии отключить поврежденный участок с возможно меньшим нарушением газоснабжения объектов. Тупиковая схема этого не позволяет, но она наиболее проста и дешева. Смешанные системы, совмещающие в себе элементы кольцевой и тупиковой, применяются наиболее часто.

Задача гидравлического расчета газопроводов состоит в том чтобы создать условия для недопущения снижения давления газа при движении от ГРУ(ГРС) до горелок ниже нормируемой величины.

Рис 2. Схема подачи газа от ГРП к котлоагрегатам:

1 — общая магистраль; 2 — регуляторы расхода; 3 — запорные органы — задвижки; 4 — краны самосмазывающиеся к горелкам; 5 — запорные задвижки с электроприводом; 6 — свечи (трубопрово­ды для продувки и выхлопа газа; 7 —устройство для розжига горелок (запальники); 8 —предо­хранительный клапан; 9 — диафрагма для измерения расхода газа.

Б11.В1. Какие основные принципиальные схемы (дайте необходимые рисунки) мазутного хозяйства возможны к применению в котельных установках? Укажите основные требования нормативных документов к применяемому в схемах оборудованию.

Мазут используется в качестве основного и единственного вида топлива; резервного и аварийного топлива, когда основным топливом является газ; растопочного топлива, когда основным является сжигаемое в пылевидном виде твердое топливо. Доставка мазута к котельным установкам обычно осуществляется железнодорожным транспортом в цистернах. К установкам, находящимся на нефтеперерабатывающих заводах или на небольшом расстоянии от них, мазут подается по трубопроводам.

Мазутное хозяйство при доставке мазута железнодорожным транспортом состоит из следующих сооружений и устройств: сливной эстакады с промежуточной емкостью; мазутонасосной с насосами для перекачки мазута; мазутохранилища с железобетонными или мёталлическими резервуарами; систем мазутопроводов между емкостями мазута, мазутонасосной и котельными установками; устройств для подогрева мазута и очистки сточных вод; установок для приема, хранения и ввода в мазут жидких присадок; систем пожаротушения.

Структурная схема мазутного хозяйства показана на рис.1 Приемное устройство мазутного хозяйства предусматривается для приема цистерн вместимостью 50—60 т, Длина фронта слива мазута самотеком в приемные лотки должна обеспечивать слив суточного расхода мазута при разгрузке маршрута цистерн в три ставки. Время разогрева и слива цистерн 6—9 ч. Разогрев мазута в цистернах обычно осуществляется непосредственно насыщенным паром с давлением 0,6—1,2 МПа. При таком способе разогрева происходит значительное обводнение мазута — до 8 % и имеет место значительный расход пара — до 100 кг/т. Лотки для слива мазута обогреваются паровыми трубчатыми подогревателями. Приемная промежуточная емкость основного мазутного хозяйства принимает не менее 20 % вместимости цистерн, устанавливаемых в одну ставку под разгрузку. Приемная емкость растопочного мазутного хозяйства должна быть вместимостью не менее 120 м³. В приемных емкостях предусматривается установка эмеевиковых поверхностных подогревателей, обогреваемых насыщенным паром с давлением до 1,2 МПа.

Количество и подача насосов, перекачивающих мазут из приемных емкостей в мазутохранилище, выбирают из условий минимального остатка мазута в лотках и промежуточных емкостях со сливом его из цистерны примерно за 5 ч. Вместимость мазутохранилищ выбирается в зависимости от способа доставки мазута, назначения мазутного хозяйства и расхода мазута. При доставке мазута по железной дороге для основного мазутного хозяйства промышленных ТЭЦ вместимость мазутохранилища принимается равной пятнадцатисуточному, при резервном мазутохозяйстве десятисуточному, а при доставке мазута по трубопроводам — трехсуточному расходу. Когда мазут — резервное топливо для котлов, работающих на газе, вместимость мазутохранилища рассчитывается на десятисуточный, а когда он является аварийным топливом — на пятисуточнй расход.

Рис1 Структурная схема мазутного хозяйства

1-железнодорожная эстакада , 2-емкость промежуточная3 -мазутонасосная, 4резервуары ж/б, 5-установка для приема жидких присадок, 6-резервуар воды для пожароту-шения7-нефтеуловитель, 8-станция очистки сточных вод,9-цистерна с мазутом 10-промежуточные мазутные баки11-бытовые помещения 12-КИП 13-щитовая

Требования нормативных документов

Масса топлива поступющего в топливохранилище, определяется путем обмера. Сливные устройства для мазута, доставляемого автомобильным транспортом предусматривают на разгрузку одной автомобильной цистерны. Для слива топлива из ж/д цистерн предусматривают приемные лотки между рельсами, лотки с бетонными отмостками по обеим сторонам. Уклон лотков и труб не менее 0,01Для перекачки топлива из приемного резервуара в топливохранилище предусматривается не менее 2-х насосов

Для хранения мазута предусматривают ж/б резервуары. Для хранения основного и резервного топлива предусматривается не менее 2-х резервуаров, для аварийного установка 1 . Для разогрева топлива в ж/д цистернах резервуарах, сливных лотках, приемных емкостях используется пар. Используется рециркуляционная система подогрева . Для разогрева мазута использыются2-а теплообменника. Количество насосов для подачи топлива в котельную не менее 2-х . Прокладку трубопроводов предусматривают надземную, подземная прокладка допускается в непроходных каналах со съемными перекрытиями.

Б11.В2. Чем руководствуются при выборе мест расположения котельных установок? Архитектурная компоновка здания КУ и основные конструкции частей здания. Основные требования СНиП П-35-76* к объёмно-планировочным решениям КУ.

При размещении котельной, служащей в качестве источника теплоснабжения предприятия и жилого района, ее стремятся разместить ближе к центру тепловых нагрузок, учтя направление господствующих ветров (розу ветров), расположение жилых массивов, зеленых насаждений, рельеф местности, уровень грунтовых вод, источников водоснабжения, возможность создания золошлаковых отвалов и ряд других обстоятельств, регламентированных соответствующими строительными и другими нормами и правилами, а также возможность дальнейшего расширения на расчетный срок развития данного района. При этом создают возможность соединения с проектируемой котельной имеющихся или строящихся котельных и тепловых сетей других районов. Территория, на которой намечено разместить котельную, должна иметь надежный грунт, могущий слvжить естественным основанием зданию и сооружениям. Земляные и другие работы по планировке должны быть минимальными. Здание котельной, приеморазгрузочные устройства для твердого и жидкого топлива, пути железнодорожного транспорта, как правило, следует располагать параллельно горизонталям природного рельефа. При размещении устройств для удаления из котельной шлака и золы также должен быть учтен рельеф территории. В том случае, когда шлак и зола не могут быть использованы для нужд строительства или других целей, их отвалы следует размещать на наиболее близких к котельной, непригодных или малопригодных для других целей земельных участках за пределами территории котельной, предлочтительно в оврагах или заболоченных местах. Размеры шлакозолоотвала выбираются исходя из работы котельной в течение 1О—25 лет. Отвод воды с территории и из здания котельной должен быть осуществлен и увязан с сетью промышленной, ливневой и хозяйственной каналивации всей площадки предприятия или территории, отведенной для строительства котельной. Стоки от химической водоподгоговки мазутного и масляного хозяйства, обмывки внешних по верхностей натрева котлоагрегатов, кислотных и других промывок оборудования должны быть нейтрализованы очищены от загрязнений твердыми частицами, нефтепродуктами и другими веществами охлаждены до температуры ниже 40°С и лишь после этого спущены в канализацию. При проектировании котельных для промышленных предприятий дороги, сооружения и здания однако вогоназначения следует обьединять. Территория котельной, если котельная размещается вне промышленного предприятия и имеет открытые площадки с находящимися на них оборудованием, складами, транспортными устройствами и связями, должна быть благоустроена, защитная зона озеленена и отделена оградой сетчатого типа высотой в 2,4 м. Между зданиями, сооружениями, складом топлива и другими устройствами должны быть предусмотрены соответствующие строительным нормам и правилам расстояния (разрывы) и дороги, обеспечивающие возможность осуществлении транспортных и пожарных операций. Главный въезд на территорию и кольцевую дорогу вокруг котельной выполняют со стороныпостоянного торца здания котельной. Присоединение территории котельной к ж/д дорогам проектируется по согласованию с управлением дороги.

ЗДАНИЯ КОТЕЛЬНЫХ

Котельные принято подразделять на закрытые, полуоткрые и открытые: в з а к р ы т ы х котельных все оборудование размещено в здании; в п о л у от к р ы т ы хвспомогательное оборудование — деаэраторы, баки, золоуловители, дымососы и вентиляторы — установлены вне здания; в о т к р ы т ы х котельных на основном оборудовании— котлоагрегатах — выполняются укрытия мест постоянного обслуживания, а в здании размещаются только щиты управления, насосы и фильтры химводоочистки. Здания котельных можно выполнять отдельно стоящимиили примыкающими к другим зданиям —сблокированными. Блокирование помещений котельных с производственными цехами ,применяется на некоторых предприятиях, в коммунально-бытовых и в хозяйственных корпусах лечебных учреждений. Котельная отделяется от других помещений специальной капитальной противопожарной стеной; непосредственно над котлоагрегатами не размещают никаких помещений. Иногда котельные размещаютвнутри производственных, общественных, жилых зданий, выделяя для них часть помещений; такие котельные называют встроенными.Установка котлоагрегатов всех типов ивидов внутри производственных помещений осуществляется выделением для котельной с несгораемыми перегородками, полом и потолком помещения с высотой не менее2м. Современные здания котельных, как правило, выполняются каркасным и, одноэтажными, с пролетами одного направ-ления, одинаковой шйрины и высоты. При необходимости размещать оборудование в несколько этажей применяются здания павильонного типа со встроенными этажерками. Размеры пролетов зданий принимают равными 12,18,24 и ЗО м; для небольших котельньх допускаются пролеты в 6 и 9 м. -Несущйми элементами здания, кроме колонн, при малых про-летах 6, 9 и 12 м, небольшой высоте до 7,2 м и отсутствииопирания нa стены грузоподъемных механизмов могут яв-ляться наружные стены с пилястрами При пролете 12. м и более используются только колонны, шаг которых принимают равным 6 или 12 м. Для много-этажной части здания котельной, например со стороныпостоянного торца, надлежит использовать сетки колоннс размером 6 на 7 и б н-а 9 м. Высота зданий котельных зависит от величины пролета и выполняется кратной раз-мера от 0,6 до 1,8 м. Если часть здания котельной выбранамногоэгажной, то отметки этажей должны составлять 3,6; 4,2 и 6 м, кроме первого этажа, который может иметьвысоту в 7,2 м. При высоте здания до 7,2 - м его несущиенаружные стены можно выполнять из кирпича или штуч-ных камней. Здание котельной может иметь золовой этаж с уровнем пола на отметке территории только в случаяхприменения специальной схемы шлакозолоудаления илипри высоком уровне грунтовых вод: специально выделить золовой этаж не следует.Если в котельной устанавливается оборудование, дающеединамические нагрузки на фундамент дробилки, мельницы,дымососы, вентиляторы и т. д., для него сооружают фунда-менты, не связанные сполом и стенами здания. Наружные стены, цоколь и внутренние стены зданий с несущими колоннами выполняются из навесных панелей, изго-товленных йз легких бетонов, керамзитобетона и штучных камней; перегородки изготовляются из гипсобетонных и других панелей. В стенах и перегородках выполняются проемы для дверей, окон и отверстия для пропу-ска газовоздухопроводов и трубопроводов и монтажа

оборудования блоками. Конструкция торцевой стены в здании котельной со стороны расширения должна допускать производство строительных монтажных работМеждуэтажные перекрытия выполняются из бетонных плит, их кладут на ригели, опирающиеся на выступыколонн: Покрытия зданий котельных состоят из желе-зобетонных плит с утеплением из пено- или газобетона, защищаемых битумом и рулонным материалом, наклеиваемым на выровненную цементаной стяжкой поверхность. Более широко распространены кровельныеармопенобетонные плиты с размерами 1,5Х6 м, совме-щающие настил и изоляцию. Поверх покрытия кладется гидроизоляциоиный ковер с нанесением на него защит-ного слоя мастики, с гравием, применение фонарей ог-раничено. Полы должны быть прочными, тепло- и влаго-устойчивыми, несгораемыми, не разрушаться от времен-ного воздействия масла, кислот и щелочей. В полу помещения котельной прокладываются каналы для удаления шлака и золы, подвода воздуха к топочным устройствам, для электрических и других кабелей, трубопроводов для воды и канализации в полу иногдаоставляют и проемы дляфундаментов под оборудование. Пол может быть сплош-ным из нескольких слоев или из плит. Окна чаще всего выполняются в виде отдельных проемов или лент большой протяженности; проемы больших размеров разделяютсяна части стойками и балками к ним крепятся оконные пе-реплеты, и они передают нагрузку от переплетов и ветро-вую нагрузку на несущие части здания. Подоконникивыполняются с углом 50⁰, высота проема кратной 0,6 и до 4,8 м. Двери по ширине принимаются равными 1,0; 1,5и -2,0 м и ло в~соте 2,4 м; их изготовляют стальными с ме-таллическим каркасом или из дерева с обшивкой войлоком, пропитанным глиной, и обивкой стальным листомВыходные двери из помещения котельных должны откры-ваться наружу и не иметь запоров; остальные— внутрь изакрываться. Из котельной должно быть не менее двух вы-ходов с пожарной лестницей. Ворота из помещения ка – ввиде двух половин, распахивающихся наружу.

Б12.В1. . Какие системы и схемы (дайте их рисунки) шлакозолоудаления применяют в промышленных и отопительных котельных установках? Назовите преимущества и недостатки различных схем, а также требования СНиП II-35-2001 для разработки этих схем.

Для удаления шлака и золы из топок, золовых бункеров котлов и золоуловителей и далее из помещения котлов на золоотвал применяют механическую, пневматическуюи гидравлическую системы шлакозолоудаления.

МЕХАНИЧЕСКАЯ CИCТЕMA ШЛАКОЗОЛОУДАЛЕНИЯ

При механической системе шлакоудаления выгрузка шлака из бункеров осуществляется скребковыми транспор-терами или шнеками, а золы — клапанами-мигалками или вращающимися лопастными затворами. Шлак и зола сбрасываются в приемный канал, расположенный в золовом помещении, и далее с помощью скреппера, горизонтально-вертикального подъемника или другими

механизмами подаются в сборный бункер, находящийся за пределами котлов. Транспорт шлака и золы на золоотвал или на завод для переработки осуществляется автомашинами или железнодорожными вагонами. На рис. 28.1показана система механического шлакозолоудаления соскрепером. Механические системы шлакозолоудаления не требуютбольших затрат электроэнергии и воды, которые составляют 2—3 кВт.ч/т и 0,2—0,5 м3/т, однако не обеспечивают удаления больших масс шлака и золы и не решают вопроса внешнего их транспорта. Вследствие этого механические системы шлакозолоудаления применяются только для ко-

тельных установок малой мощности.

ПНЕВМАТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ШJIАКОЗ0Л0УДАЛЕНИЯ

Пневматический транспорт шлака и золы основан на способности потока газов при достаточной скорости перемещать сыпучие материалы. Пневмошлакозолоудаление может быть осуществлено по нагнетательной и всасывающей схемам. В первом случае система находится под давлением, во втором — под разрежением. Применяют обычно системы, осуществляемые по всасывающей схеме, при которых в качестве транспортирующего агента используется воздуха вся система находится под разрежением, создаваемымпаровыми эжекторами. или вакуум-насосами.

Рис. 28.2. Схема пнеиматнческого шлакоудаления:

1 шлаkовый бункер; 2— шлакодробилка; 3 — насадка для, приема шлака; 4— насадка для приема золы; 5—телескопическая насадка; .6—сварное колено; 7—запорный кран; 8—шлакозолопровод; 9—осадительная камера; 10-циклон; 11—бункер; 12—вагон.

На рис. 28.2 показана схема пневматической системы шладакозолоудаления, работающей под разрежением, создаваемым паровыми эжекторами. Шлак после измельчения до размеров меньше 35 мм в валковых дробилках, установленных под каждым шлаковым бункером, и зола из золовых бункеров поступают во всасывающие насадки, подхватываются воздухом, поступающим через насадки в системуи транспортируются по трубопроводам в циклон, где проходит отделение золы и шлака от воздуха. Из циклона зола и шлак поступают в сборный бункер и далее в железнодорожные вагоны или автомашины, которыми вывозятся на золоотвал или для переработки. Воздух из циклона отсасsвается через пылеуловитель паровыми эжекторами и вмес с паром сбрасывается в ДЫМОВУЮ трубу.Концентрация золы. и шлака, взвешенных в воздухе,долж-на превышать 4—7 кг/кг. Диаметр золопроводов обычно, выбирают 90—120 мм. Скорость потока при транспортешлакозоловой смеси должна быть более 25 м/с. При транспорте одной золы скорость принимают не менее 12 м/с При этом разрежение, создаваемое эжекторами или вакуум-насосами, должно быть 30—40 кПа. Расход пара эжекторами составляет 0,8—1 кг/кг транспортируемой масса шлака и золы. Расход энергии на дробление 0,8 кВт-ч/т. Транспорт щлака и золы может производиться стояние до 200 м при подъеме их до 30 м. Достойнства систем пневмошлакозолоудаления являются простота устройства и обслуживания, возможность непосредственного использования получаемых в сухом виде шлака и золы для, различных целей, а также отсутствие загрязненных сточных вод. Недостатками системы являются быстрый износ шлакозолопроводов, а также ограниченный радиус действия что определяет необходимость дополнительного применения внешнего колесного трапспорта. Пневмошлакозолоудаление применяют для котельных установок малой производительности при нецелесообразности устройства гидрозолоудаления, а также в случае необходимости получения сухого шлака и золы по условиямих дальнеишего использования В котельных установкахбольшой производительности пневматический транспорт золы применяют в сочетании с гидрозолоудалением.

ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ШЛАК0З0Л0УДАЛЕНИЯ

В гидравлических системах шлакозолоудаления в качестве транспортирующего агента используется вода. Транспорт шлака и золы в помещении котлов производится в каналах без давления, и системы различаются способом внешнего транспорта смеси воды, шлака и золы (гидромассы) золоотвал применяют преимущественно следующие системы внешнего транспорта гидромассы: совместный транспортгидромассы шлака и золы по общим трубопроводам на золоотвал, раздельныи транспорт гидромассы шлака и гидромассы золы по индивидуальным трубопроводам. При совместном транспорте для перекачки гидромассы применяют эжектирующие гидроаппараты или багерные насосы, а инода гидропневматические эрлифт насосы При раздельномюранспорте для перекачки гидромассы шлака применяют шюдроаппараты или багерные насосы, а гидромассы золы —шламовые насосы.На рис. 28.3 показана схема совместного шлакогидроудаления с багерными насосами. Из топки шлак выпадает в шлакосмывную шахту, где производится непрерывное охлождение его водой. Накапливающиися в шахте шлак периодически смывается водой, подаваемой под давлением через сопло; смесь шлака и воды через решетку поступает вканалы гидрошлакозолоудаления. Зола из бункеров под газоходами котла и золоуловителя через золосмывные или :золоспускные устройства также направляется в каналы гидрошлакоудадения. В каналы подается дополнительно вода под давлением через побудительные сопла. Гидромасса самотеком поступает из каналов в приемные бункера багерной насосной.В верхней части бункеров установлены решетки, через которые проходят зола и мелкий шлак; крупные же куски шлака размером более 60 мм задерживаются на решеткеи направляются в валковые дробилки, а после дроблениявместе с остальной гидромассой поступают через металлоуловитель в багерные насосы. Багерными насосами гидромасса по трубопроводам подается на золоотвал.На рис. 28.4 показаны схемы раздельного гидрошлакозолоудаления с багерными и шламовыми насосами. Такие системы отличаются применением индивидуальных каналов,насосов и трубопроводов для раздельноготранспорта шлакаи золы. Для транспорта золы от золовых бункеров до самотечных каналов системы, нахбдящихся в помещении котлов, применяют пневматический транспорт

Рис.28.3 Схемы гидрошлакоудаления

а-с багерными насосами, б-с гидроаппаратами, в-золоотстойник1-шахта, 2-брызгально-оросит. устройство, 3-смывное сопло, 4-канал, 5-побудительное сопло, 6-зу,7-бункер,8-золосмывной аппарат, 9-шибер, 10-насос, 11-трубопровод, 12-топка, 13-шла-ковый ббункер, 14-металлоуловитель, 15-багерный насос, 16-трубы, 17-шибер, 18-предварительный металлоуловитель,19-кран, 20-решетка, 21-дробилка, 22-дренажный насос.

Рис. 28.4. Схема раздельного гидрошлакозолоудаленияс багерными и шламовыми насосами:

а — система шлакоудаления; 6 — система золоудаления; 1 — Шлакосмывная шахта; 2— шлакосмывное сопло;3— побудительные сопла в канале; 4 — металлоуло-витель; 5— решетка; 6— шлакодробнлка; 7— багерный насос; 8-золовый бункер; 9— шлюзовой питатель золы; 10— шламовый насос

Б12.В2. Для чего служат периодическая и непрерывная продувки парогенераторов?

Расчёт величины продувки. Каковы назначение и варианты ступенчатого

испарения? Дайте принципиальную схему использования продувочной воды вКУ.

В барабанных котлах с естественной и многократной принудительной циркуляцией для исключения возможности образования накипи необходимо чтобы концентрация солей в котловой воде была ниже критической при которой начинается их выпадение из раствора для поддержания требуемой копцентрации солей из котла с продувкой выводится некоторая часть воды и вместе с ней удаляются соли в таком количестве, в котором они поступаюпитательной водой. В результате продувки количество солей, содержащихся в котловой воде, стабилизируется на допустимом уровне, исключающемих выпадение из раствора. Различают два видапродувок: непрерывную и периодическую. Н е п р е р ы в н ая продувка обеспечивает равномерное удаление из котла нако-пившихся растворенных солей и осуществляется из местанаибольшей их концентрации в верхнем барабане. П е р и од и че с кая продувка применяется для удаления шла-ма, осевшего в элементах котла, и проводится из нижних барабанов и коллекторов через каждые 12... 16 ч.

Схема непрерывной продувки котлов показана на рис.15.7 Вода непрерывной продувкя подается в расширитель, где поддерживается давление, меньшее, чем в котле, В результате часть продувочной воды испаряется, и образовавшийся пар поступает в деаэратор. Оставшаяся в расширителе вода направляется в теплообменник и после охлаждения сливается в дренажную систему. Непрерывная продувка устанавливается по допустимой концентрации в воде котла растворимых примесей, чаще всего по общему солесодержанию. Относительно паропроизводительности котла доля непрерывной продувки р составляет,%:

р = D_пр/D100, где D_пр и D — соответственно расходы продувочной воды и номиналъная паропроизводительность котла, кг/ч. Расход питательной воды Dпв при наличии непрерывной продувки устанавливается из уравнения соленого баланса котла DпвSпв= DSп +DпрSпр

Sпв, Sп, Sпр - солесодержание пит воды, пара, продувочной воды. мг/кг. Т.К. солесодержание пара значит. меньше чем, солесоде-ржания питательной и продувочной воды, пренебрегаютDSп и для определения доли прдувки используют формулу Р=Sпв/(Sпр-Sпв)100

1— труба с отверстиями по длине дляотвода продувочной воды; 2— труба дляодвода питательной воды; стрелкамивверх показан ход воды в подъемных трубах, а стрелками вниз — в опускных

По Правилам технической эксплуатации непрерывная продувка должна составлять не более 0,5 % при питании котла смесью конденсата и обессоленной воды или дистиллята, не более З % при добавке к конденсату химически очищенной воды и не более 5 %, если потери пара, отбираемого на производство, превышают 40 %. При указанных нормах продувки и частичном использовании теплоты продувочной воды потери теплоты с продувкой составляют 0,1 ... 0,5 % теплоты топлива.

Ступенчатое испарение воды

Уменьшение потерь теплоты и потерь воды с продувкой достигается при ступенчатом испарении . Суть ступенчатого испарения заключается в том, что испарительная система котла разделяется на несколько частей, каждая из которых подключается к своему отсеку барабана. (рис. 15.8)Отсеки соединены по пару и разделены по воде. Питательная вода подается в первый (чистый) отсек. Питание второго (солевого отсека осуществляется котловой водой, поступающей из первого отсека, т е во второй отсек поступает продувочная вода первого отсека. Существуют схемы с большим числом ступеней испарения, в которых продувочная вода второго отсека направляется в третий отсек и т д . Непрерывная продувка котла ведется из последнего отсека (второго при двухступенчатом испарении, третьего — при трехступенчатом) Концентрация солей в отсеке, откуда осуществляется непрерывная продувка, является наибольшей, поэтому для вывода солей из котла требуется меньший процент продувки. Системы ступенчатого испарения и продувки обычно выполняют из двух или трех отсеков При двухступенчатом испарении система делится на две неравные части — чистый отсек, куда подается вся питательная вода и где вырабатывается 75 85 % пара, и соленой отсек, где вырабатывается 25...15 % пара При трехступенчатом испарении последняя, третья, ступень выполняется в виде выносного циклона, и производителъность этой ступени составляет обычно 5…10 %

Б13.В1. Какие методы использования теплоты уходящих газов котельных Вам известны? Чем отличается контактный водяной экономайзер (дайте его рисунок) от поверхностного? Каковы требования СНиП 11-35-76* к его применению.

Тепло, заключенное в уходящих дымовых газах, можно частично использовать путем подогрева питательной воды в водяном экономайзере. Поверхностные водяные экономайзеры широко применяются для нагрева питательной воды котельных установок и в качестве теплофикационных для нагрева сетевой воды. Применяются: чугунные рифленые и стальные гладкотрубные. Чугунные являются некипящего типа. Для чугунных экономайзеров t_дг недолжна превышать 425 градусов во избежании перегрева ребер. При t_ух.г150,200 градусов используются контактные экономайзеры. В них обеспечивается непосредственный контакт между продуктами сгорания и нагреваемой водой,это обеспечивает охлаждение уходящих газов до t=40,что ниже точки росы.При этом используется не только физ. Телота продуктов сгорания,но и теплота конденсаии содержащихся в них паров.

ПО конструктивному исполнению контактные экономайзеры могут быть:

1форсунчатые 2пенные 3циклонные 4вихревые 5насадочные

Контактные экономайзеры являются стационарными декарбонизаторами, которые служат для снижения в воде углекислого газа.

Б13.В1. В чём заключается сущность натрий-катионирования? Какие операции производят при работе NA-R-установок? Каково назначение в установке бака промывочной воды? Дайте принципиальную схему NA-R-установки и укажите основные требования СНиП Н-35-76* к оборудованию схемы.

В зависимости от качества исходной воды и требований к качеству обработанной воды в практике применяют следующие методы ионного обмена: натрий-катионирование, водород-катионирование, хлор-ионирование, аммоний-катионирование. Натрий-катионирование - наиболее распространенный метод обра­ботки воды. Заключается в фильтровании ее через слой катионита, содер­жащего обменный ион натрия.

При этом протекают следующие реакции:

Са(НСО)з + 2NaR -> CaR₂ + 2NaHCO₃

Mg(HCO)₃ + 2NaR -> MgR₂ + 2NaHCO₃

CaCl₂ + 2NaR -> CaR₂ + 2NaCl

MgSO₄ + 2NaR -> MgR₂ + Na₂SO₄

1 -Солерастворитель2 -Эжектор раствора соли3 -Ионообменный фильтр, в- водопровод, с-соляной раствор, n- промывочная вода, ов- обратная вода

.

Схема обвязки NA –катионного фильтра

Как видно из приведенных реакций, кальциевые и магниевые соли, содержащиеся в воде, вступают в обменные реакции с катионитом, заме­щая в нем натрий и, тем самым, умягчая воду. Вместо кальциевых и маг­ниевых солей в обрабатьшаемой воде образуется эквивалентное количест­во лепсо растворимых натриевых солей. Следовательно, солесодержание при обработке воды не снижается, а несколько увеличивается. Щелочность воды и анионный состав при натрий-катионировании не изменяются.

Схема работы Na-катионитного фильтра приведена на рис см.выше

Основная операция процесса - умягчение. При умягчении происходит реакция обмена катионов Са²⁺ и Mg²⁺ на катионы Na⁺. По мере прохожде­ния ионного обмена катионит истощается и уплотняется, обменные реак­ции замедляются вплоть до проскока катионов Са²⁺ и Mg²⁺ в обработанную воду. Для восстановления обменной способности катионита его регенери­руют. Регенерация включает 3 операции: взрыхление, пропуск регенераци-онного раствора, отмывка катионита. Взрыхление осуществляется обрат­ным потоком воды, подаваемой из бака, расположенного выше фильтра, или с помощью насоса. Затем через слой катионита пропускают регенера-ционный раствор поваренной соли NaCl. Последней операцией является отмывка (промывка) катионита от остаточных продуктов регенерации.

В практике применяются две схемы умягчения воды по методу Na-катионирования: одноступенчатая и двухступенчатая.

Одноступенчатым Na-катионированием можно получить воду с оста­точной жесткостью до 0,1 мг-экв/кг. При необходимости более глубокого умягченния воды (до 0,01 - 0,02 мг-экв/кг) следует применять двухступен­чатое (последовательное) натрий-катионирование.

Число ступеней катионирования определяется требованиями к обра­ботанной воде; так для паровых экранированных котлов, где требуется глубокое умягчение воды, целесообразно применение схемы двухступен­чатого Na-катионирования; для горячего водоснабжения, требуется час­тичное умягчение воды, достаточно одной ступени катионирования.

Водород-катионирование. Обработка воды методом водород-катионирования (Н-катионирования) состоит в фильтровании ее через слой катионита, содержащего в качестве обменных ионов катионы водорода. Протекающие в водородном фильтре реакции сводятся к замене катионов Са2+, Mg2+ и Na+ на катион водорода. При этом протекают следующие хи­мические реакции:

Са(НСОз)₂ + 2HR -> CaR₂ + 2Н₂О + СО₂

Mg(HCO₃)₂ + 2HR -> MgR₂ + 2Н₂О + CO₂

СаС1₂ + 2HR -> CaR₂ + 2HC1

MgSO₄+2HR-> MgR₂ + H₂SO₄

NaCl + HR -> NaR + HC1

NaCl +HR-> NaR + HC1

Na₂SO₄ -+ 2HR -^ 2NaR + H₂SO₄

2HR + Na₂SiO₃ -» 2NaR + H₂SiO₃

Принцип работы Н-катионитного фильтра аналогичен работе Na-катионитного фильтра. Регенерация фильтра производится раствором сер­ной кислоты.

Различают следующие схемы H-Na-катионирования:

-H-Na-катионирование с «голодной» регенерацией фильтров;

-параллельное H-Na-катионирование;

-последовательное H-Na-катионирование;

-совместное H-Na-катионирование.

H-Na-катионирование с «голодной» регенерацией фильтров применяется для обработки вод с повышенной карбонатной жесткостью при сравнительно малом содержании солей натрия.

Параллельное H-Na-катионирование применяется в тех случаях, когда вода, поступающая на фильтры, имеет Жк > 0,5 Ж_o при < 7мг- экв/кг и когда необходимо получить умягченную воду с заданной остаточной щелочностью не выше 0,35 мг-эквУкг.

Совместное H-Na-катионирование применяется в тех слу­чаях, когда сумма анионов сильных кислот в воде, поступающей на фильт­ры, не превышает 3,5 мг-экв/кг и когда получаемая по этой схеме щелоч­ность не вызовет заметного увеличения продувки котлов сверх установленных норм.

Натрий-хпор-ионирование. Натрий-хлор-ионитный метод основан на умягчении воды с одновременным снижением щелочности и осуществля­ется путем последовательного фильтрования обрабатываемой воды через натрий-катионитный фильтр первой ступени, хлор-анионитный фильтр и затем натрий-катионитный фильтр второй ступени.

Вторую ступень натрий-катионирования, как правило, совмещают в одном фильтре с хлор-ионированием, при этом внизу загружается катио-нит, а сверху сильноосновный анионит типа АВ – 17.

В этом методе катионю и анионит регенируются поваренной солью NaCl (Na+ регенерирует катионит, Сl^- - аиионит). В фильтрах первой сту­пени происходит умягчение воды но реакциям (см.выше начало вопроса). Во второй сту­пени (в совмещенном натрий-хлор-ионитном фильтре) в слое анионига происходит обмен анионов SO^2-₄, NO^-₃, NO^-₂, НСО3^-₃ содержащихся в воде. на хлор, а в слое катионита «проскочившие» катионы жесткости обмени­ваются на Na⁺

При этом в анионите протекают следующие реакции: Na₂SO₄ + 2АнС1 -> AнSO₄ + 2NaCl

NaNO₃ + AнCI -> AнNO₃ + NaCl

NaHCO₃ + AнCI -» AнHCO₃ + NaCl

Методом натрий-хлор-ионирования воды можно снизить жесткость воды до 0,01 мг-экв/кт и щелочность до 0,2 мг-экв/кг.*

Б14.В1. 1 Что такое тепловая схема КУ? Какие виды тепловых схем КУ разрабатывают и чем они отличаются друг от друга?

Тепловая схема представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного тепломеханического оборудования объединяемого линиями трубопроводов для основного рабочего тела вода и пар.