Загрузил Evgeny Rybalka

КОНТРОЛЬНАЯ ПО КОТЛАМ

Реклама
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РФ
ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА ТОТ
КОНТРОЛЬНЫЕ ЗАДАНИЯ
по предмету «Котельные установки и парогенераторы»
ВАРИАНТ 9
Выполнил:
студент хабаровской группы
ускоренного обучения №2
Рыбалка
Евгений Юрьевич
Проверил:
преподаватель
Воротников
Евгений Гаврилович
г. Владивосток
2003 г.
ЗАДАНИЕ 1
ВОПРОС 9: Изложите основные принципы классификации паровых котлов.
ОТВЕТ: Котлы в основном классифицируются по назначению, по транспортировке, по
параметрам рабочей среды, по характеру сжигания топлива, по способу шлакоудаления, по
виду сжигаемого топлива и другим признакам.
По назначению котлы бывают:
 Энергетические,
 Отопительные
 Промышленные отопительные.
По транспортировке котлы бывают:
 Стационарные,
 Судовые,
 Паровозы.
По параметрам рабочей среды котлы бывают:
 Низкого давления,
 Среднего давления,
 Высокого давления,
 Сверхкритического давления.
По характеру сжигания котлы бывают:
 слоевые,
 пылеугольные (факельные),
 вихревые,
 с кипящим слоем.
По способу шлакоудаления котлы бывают:
 с сухим (твердым) шлакоудалением,
 с жидким шлакоудалением.
По виду сжигаемого топлива котлы бывают:
 угольные,
 мазутные,
 газовые,
 комбинированные.
По роду рабочей среды котлы бывают:
 паровые,
 водогрейные.
По движению рабочей среды котлы бывают:
 с естественной циркуляцией,
 с принудительной циркуляцией,
 прямоточные.
По характеру взаимодействия рабочей и греющей среды котлы бывают:
 водотрубные,
 жаротрубные.
По компановке котлы бывают:
 П-образные,
 Т-образные,
 N-образные.
Паровые котлы также бывают: производящими насыщенный пар, перегретый пар, с
промежуточным пароперегревателем и без промежуточного пароперегревателя.
ВОПРОС 19: Плавкостные характеристики золы и их влияние на конструкцию котла,
предназначенного для работы на данном топливе.
ОТВЕТ [1,2]:
Свойства золы играют большую роль в организации работы парового котла. Мельчайшие
твердые частицы золы подхватываются потоком топочных газов и уносятся из топочной камеры, образуя летучую золу. Часть золы, расплавленной в ядре факела, выпадает в низ топочной камеры или прилипает к ограждающим стенам топки и при затвердевании образует
шлаки, т. е. твердые растворы минералов, химический состав которых может отличаться от
состава летучей золы.
Особое значение при организации процесса сжигания топлива имеют характеристики
плавкости золы. Температуры плавления отдельных минералов и их сплавов сильно различны и находятся в пределах 2900-600°С. Поэтому плавление золы не происходит при какой-либо определенной температуре, а представляет процесс постепенного размягчения от
твердого до жидкого состояния с ростом температуры. Температуры плавления золы определяют стандартным методом конусов, когда из золы прессуется пирамидка высотой 13 мм и
диаметром основания 6 мм и помещается в печь. В процессе нагрева отмечают следующие
характерные значения температуры:
t1 — начало деформации, когда появляется первое изменение формы пирамидки, t1=10001200°С;
t2 — размягчение, когда вершина пирамидки касается основания или принимает каплеобразную форму, t2=1100-1400°C;
t3— жидкоплавкое состояние, соответствующее началу растекания по плоскости, t3=
1200-1500°С.
Температуры плавкости золы приводятся в таблицах энергетических топлив.
В зависимости от характеристики плавкости золы все энергетические угли разделяются
на три группы: с легкоплавкой золой (t3 не более 1 350° С), с золой средней плавкости (t3 в
пределах 1850—1 460°С) и с тугоплавкой золой (t34 более 1450° С). Большинство энергетических углей СССР имеют легкоплавкую золу.
Для топлив, с легкоплавкой золой, охлаждение в топочной камере газообразных продуктов сгорания необходимо до температуры, обеспечивающей затвердевание уносимой ими летучей золы (наиболее часто до l 000—1 150°С). Однако для топлив с тугоплавкой золой, когда нет опасности шлакования конвективных и полурадиационных поверхностей, расположенных на выходе из топки, также требуется довольно глубокое охлаждение топочных газов
— до температуры порядка 1 200—1 300оС. Это требование объясняется тем, что при температурах свыше 1200—1 300° С передача тепла излучением газов, заполняющих топочный
объем, более эффективна, чем передача тепла.конвекцией в пучках труб.
Поэтому, в зависимости от сжигаемого топлива, при одинаковой тепловой мощности,
конструктивные параметры котлов могут существенно отличаться. Экранные поверхности
топочной камеры должны обеспечить охлаждение продуктов сгорания до заданной температуры на выходе из топки, что достигается выбором необходимых размеров стен и, следовательно, объема топочной камеры. Также нужно сопоставить минимальный объем топки из
условия сгорания топлива и объем топки из условия охлаждения газов до заданной температуры. Как правило, для всех твердых топлив высота топочной камеры определяется условиями охлаждения газов до заданной температуры. Для топлив с легкоплавкой золой высота
топочной камеры выше, чем для топлив с тугоплавкой золой.
В зависимости от физических свойств золы в энергетике применяются котлы с твердым и
жидким шлакоудалением. Для жидкого шлакоудаления, как правило, применяются сухие
топлива с малой зольностью и легкоплавкой золой.
Наибольшее распространение имеют топки с твердым шлакоудалением. Это однокамерные топки, нижняя часть которых представляет собой холодную воронку. Ядро факела
располагается несколько ниже центра топочной камеры. В зоне холодной воронки и в верхней части топки температуры продуктов горения более низкие, чем в ядре факела. Взвешенные в потоке топочных газов частички золы, попадая из ядра факела в области относительно
пониженных температур, охлаждаются и затвердевают. Небольшая часть золы (примерно
10—15% общей зольности топлива) выпадает в шлаковый бункер, расположенный под холодной воронкой. Остальная зола уносится продуктами сгорания в газоходы котла.
Факельные топки с жидким шлакоудалением бывают однокамерные и двухкамерные.
В однокамерных топках с жидким шлакоудалением низ топочной камеры выполняют в
виде горизонтального или наклонного пода. На высоте примерно 4—5 м от пода экраны закрывают теплоизоляционным материалом, что резко снижает их тепловосприятие. Все это
обусловливает поддержание вблизи пода топки весьма высоких температур (порядка 1500—
1600°С), при которых шлак находится в жидком состоянии. Жидкий шлак непрерывно удаляется через летку в. шлаковую ванну, заполненную водой.
В полуоткрытой топке с жидким шлакоудалением поверхности нагрева камеры сгорания
полностью закрыты теплоизоляционным материалом.
В двухкамерных топках процессы сгорания топлива и охлаждения продуктов сгорания
разделены. Между камерами горения и охлаждения располагается шлакоулавливающий пучок футерованных (т. е. закрытых теплоизоляционным материалом) труб, предназначенный
для улавливания расплавленных капелек шлака, содержащихся в потоке продуктов сгорания.
Неуловленные частички золы затвердевают в камере охлаждения.
Плавкостные свойства золы топлива учитываются при выборе сжигания твердого топлива: слоевом, факельном или в «кипящем» слое.
ВОПРОС 29. Изложите основные закономерности кинетики химических реакций
применительно к процессу горения топлив.
ОТВЕТ [1]:
Горение топлива в топочной камере определяется сложными физическими и химическими процессами. Из физических явлений, подготавливающих и сопровождающих воспламенение и последующее горение, следует особо выделить процесс смесеобразования топлива и окислителя (аэродинамический фактор). К химическим факторам в первую очередь
относятся температура и концентрация реагирующих веществ. В топочных устройствах приходится иметь дело со сложными полями скоростей, концентраций и температур, которые в
совокупности определяют кинетику химических реакций.
Протекающие при горении топлива химические реакции совершаются с выделением
теплоты. Такие реакции называют экзотермическими. К ним относятся реакции горения углерода, водорода, серы в атмосфере воздуха. В условиях высоких температур в ядре факела
могут протекать и реакции, идущие с поглощением теплоты. Они являются эндотермическими реакциями. К ним, например, относятся реакция образования окислов азота:
N2+O2=2NO—180 кДж/моль или реакция восстановления двуокиси углерода до окиси на
раскаленной поверхности коксовой частицы при недостатке кислорода: C+CO2=2СО—7,25
МДж/кг.
При горении топлива в топочных камерах скорость прямого процесса несоизмеримо
больше скорости обратного, поэтому химическое равновесие этих реакций смещено в сторону образования конечных продуктов, и в указанных условиях эти реакции можно считать необратимыми.
Интенсивность горения характеризуется скоростью реакции. Под скоростью реакции
понимают массовое количество вещества, реагирующее в единице объема в единицу времени. При неизменной концентрации реагирующих веществ во времени скорость реакции
определяется константой скорости реакции k, которая зависит от температуры и природы
вступающих в реакцию веществ. Эта зависимость выражается законом Аррениуса
k = k0e-E/RT,
где k0 — предэкспоненциальный множитель; Е — энергия активации; R — газовая постоянная; Т — абсолютная температура процесса.
Таким образом, скорость реакции с ростом температуры быстро увеличивается.
В топочных устройствах горение происходит при постоянной подаче топлива и окислителя (воздуха) в зону горения и, следовательно, при практически постоянной концентрации
реагирующих веществ во времени. В этих условиях максимальная скорость реакции может
быть достигнута при соотношении концентраций исходных веществ, близком к стехиометрическому. При избытке горючего (богатая смесь) или при малой его концентрации (бедная
смесь) скорость реакции снижается ввиду уменьшения тепловыделения на единицу объема.
Горение может происходить не при любой концентрации горючего в смеси, а лишь в
определенном соотношении с 'воздухом (окислителем). Существует нижний предел концентраций горючего (НЦ), ниже которого горение становится невозможным, и верхний предел
(ВП), когда дальнейшее увеличение концентрации горючего в смеси также прекращает горение . Во всем диапазоне концентраций между этими пределами горение возможно.
Если весь объем окажется заполненным готовой для горения газовоздушной смесью, то
при внесении источника зажигания реакция окисления распространяется с такой большой
скоростью на весь объем, что происходит резкое увеличение температуры и давления. Такой
характер процесса называют взрывным горением или просто взрывом. В этих случаях говорят о верхнем и нижнем пределах взрываемости смеси, имея в виду, что во всем диапазоне
концентраций между верхним и нижним пределами готовая газовоздушная смесь способна к
взрыву. Температура смеси, начиная с которой система способна к самоускоре нию реакции,
называется температурой воспламенения.
Соотношение тепловыделения и теплоотвода при различных уровнях температуры горючей смеси можно изобразить графически (рис. 29.1.). Выделение теплоты на начальном
этапе химической реакции можно определить из уравнения -
Количество теплоты, отводимой из зоны реакции, находят по уравнению
В формулах Сmгор —концентрация горючего вещества; Vсм — объем готовой горючей
смеси; q — тепловой эффект реакции на единицу массы горючего;  — коэффициент теплоотдачи; S — поверхность охлаждающих стен; Т, Ts — температура горючей смеси и охлаждающих стен.
РИС. 29.1 Графическое определение температуры воспламенения (Тв), горения (Тг) и
потухания (Тп) при заданной температуре поверхности теплоотвода (Ts).
Кривая тепловыделения на начальном этапе реакции представляет собой экспоненту со
значительным ростом QP. В области высоких температур рост QP тормозится возможностями
подвода окислителя, т. е. условиями смещения. Линия теплоотвода, если принять =const,
будет представлять собой прямую с углом наклона, определяемым коэффициентом.
Если первоначально нагреть горючую смесь в камере и окружающие ее стенки до Ts1, то
за счет тепловыделения при реакции смесь примет температуру T1>TS1. В точке 1 QP=Qo и
дальнейший разогрев смеси невозможен. Состояние в точке 1 характеризуется незначительным тепловыделением и низкой температурой. Эта область медленного окисления, которое может продолжаться длительно.
Повысим температуру охлаждающих стен до TS2. Снова первоначально Qp>Qo, и температура смеси растет. Наконец, в точке 2 Qp= Qo, однако, в отличие от точки 1 состояние
здесь неустойчиво. Достаточно небольшого увеличения температуры, как снова QP>Qo, и
тепловыделение растет быстрее отвода теплоты. Температура в точке 2 и является температурой воспламенения Тв. Далее процесс реакции быстро нарастает до состояния (точка 3)
устойчивого высокотемпературного процесса окисления — горения. Этот процесс будет
устойчивым, пока обеспечивается подвод горючего и окислителя. Если в последующем
начать усиленный отвод теплоты (более крутая линия Qo), то температура горения будет
снижаться и затем в точке 4 высокотемпературный процесс оборвется, так как Qo станет
больше Qp во всей области температур до точки 5. Температура горючей смеси в точке 4
называется температурой потухания. Потухание горения всегда происходит при более высокой температуре, чем воспламенение, так как концентрация исходных веществ в зоне активного горения ниже, чем начальная при воспламенении.
ВОПРОС 39: Опишите основные типы конструкций горелок для твердого (пылевидного
топлива).
ОТВЕТ [1]:
Необходимая интенсивность горения и полнота выгорания пылевидного топлива в топочном объеме достигаются правильной организацией подачи и последующим смешением
топлива (аэропыли) с вторичным воздухом, что обеспечивается горелочными устройствами,
называемыми в дальнейшем горелками. В горелках не происходит воспламенения топлива.
Их задача состоит в том, чтобы подготовить два самостоятельных потока—пылевоздушную
смесь и вторичный воздух — к воспламенению топлива и активному горению в топке. Для
этого необходимо обеспечить подсос топочных газов в свежую струю аэропыли для ее прогрева и своевременное смешение воспламенившегося топлива с остальной частью вторичного воздуха. С этой целью потоки горячего воздуха и аэропыли вводят в топочный объем с
различными скоростями и с разной степенью крутки.
Различают два основных типа горелок: вихревые и прямоточные. Через вихревые горелки пылевоздушная смесь и вторичный воздух подаются в виде закрученных струй, образующих в топочном объеме конусообразно расходящийся факел . Такие горелки выполняются круглыми в сечении. Прямоточные горелки подают в топку чаще всего параллельные
струи аэропыли и вторичного воздуха. Перемешивание струй определяется главным образом
взаимным расположением горелок на стенах топки и созданием необходимой аэродинамики
струй в объеме топки. Эти горелки могут быть круглого или прямоугольного сечения.
Вихревые горелки выполняют следующих видов: двухулиточные с закручиванием аэропыли и вторичного воздуха в улиточном аппарате (рис. 39.1,а); прямоточно-улиточные, в которых аэропыль подается по прямоточному каналу и раздается в стороны рассекателем, а
вторичный воздух закручивается в улиточном аппарате (рис. 39.1,6); улиточно-лопаточные с
улиточным закручиванием потока аэропыли и аксиальным лопаточным закручивателем вторичного воздуха (рис. 39.1,в); лопаточные, в которых вкручивание потоков вторичного воздуха и аэропыли обеспечивается аксиальным и тангенциальным лопаточными аппаратами.
РИС 39.1. ВИДЫ ВИХРЕВЫХ ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ГОРЕЛОК.
а — двухулиточная горелка; б — прямоточно-улиточная горелка ОРГРЭС; в — улиточно-лопаточная горелка ЦКТИ —
ТКЗ; 1—улитка пылевоздушной смеси; /' — входной патрубок палевоздушной смеси; 2 — улитка вторичного воздуха; З'
— короб ввода вторичного воздуха; 3 — кольцевой канал для выхода пылевоздушной смеси в топку; 4 — то же для вторичного воздуха; 5 — основная мазутная форсунка; 5' — растопочная мазутная форсунка; 5 — рассекатель на выходе
пылевоздушной смеси; 7 — взвихривающие лопатки для вторичного воздуха; 8 — подвод третичного воздуха по осевому
каналу; 9 — управление положением рассекателя: 10 — завихритель осевого потока воздуха; 11— обмуровка топки; АБ
— граница воспламенения пылевоздушной смеси; В — подсос топочных газов к корню факела.
Вихревые горелки универсальны и применимы для любого твердого топлива, но наибольшее распространение они получили при сжигании топлив с малым выходом летучих.
РИС. 39.2. ПРЯМОТОЧНЫЕ ПЫЛЕУГОЛЬНЫЕ ГОРЕЛКИ
менных углей с высоким выходом летучих.
Прямоточные горелки, ввиду
более низкой турбулизацией потока,
создают дальнобойные струи с малым углом расширения и с вялым
перемешиванием первичного и вторичного потоков. Поэтому успешное
сжигание топлива достигается взаимодействием струй разных горелок в
объеме топочной камеры. Они могут
быть установлены неподвижно или
выполнены как поворотные, что облегчает наладку топочного режима
(рис. 39.2,а). Горелки прямоугольного типа,, особенно вытянутые по высоте, характеризуются высокой
эжекцией окружающей газовой среды с боковых сторон струи. Поэтому
такие горелки при внешней подаче
аэропыли (рис. 39.2,6) имеют преимущества по условиям воспламенения перед горелками с внутренней
подачей пыли. Прямоточные горелки применяют в основном для сжигания высокореакционных топлив:
бурых углей, торфа, сланцев и ка-
ВОПРОС 49. Сформулируйте общие требования к конструкциям горелок.
ОТВЕТ [1,3]:
Горелки на стенах топочной камеры располагают таким образом, чтобы обеспечить
наибольшую полноту сгорания топлива в ядре факела, создать благоприятные условия для
удаления шлаков из топки в заданном твердом или жидком виде и исключить возможность
шлакования стен топочной камеры. При выборе типа и расчете оптимального размещения
горелок учитывают особенности их рабочих характеристик. Так, вихревые горелки создают
более короткий факел по длине и широкий угол его раскрытия по сравнению с прямоточными. Интенсивное перемешивание первичного и вторичного потоков воздуха происходит за
счет энергии вихревого движения, что обеспечивает глубокое выгорание топлива в ядре факела (до 90—95%). Количество горелок в зависимости от их типа и расположения в топке
котлов разной мощности рекомендуется выбирать по табл. II-За (для АШ, ПА и Т) и II-Зб
(для каменных и бурых углей).
Определяющим конструктивным параметром вихревых горелок является диаметр амбразуры Da . Горелки размещают на достаточном расстоянии друг от друга (2,2- 3,0)Da и от
боковых стен (l,6-2,0)Da, чтобы исключить раннее взаимодействие факелов и наброс факела
на стены. Относительные расстояния между горелками разных типов в зависимости от их
расположения, а также от горелок до ограждающих поверхностей указаны в табл. II-4.
Вихревые горелки имеют тепловую
мощность от 25 до 100 МВт. Наиболее распространены двухулиточные и улиточнолопаточные горелки, последние бывают
большой тепловой мощности (75—100
МВт). Основным показателем аэродинамической характеристики горелки с закручивающим аппаратом является параметр
крутки п . Его значения для промышленных
горелок находятся в пределах 1,5—5, большие значения (п=3-5) относятся к закручиванию потока вторичного воздуха. С
увеличением степени крутки потока увели-
чивается угол раскрытия струи и расширяются ее границы, увеличиваются размеры зоны рециркуляции газов к устью факела, что обеспечивает более быстрый прогрев и воспламенение
топлива. Горелки с повышенным значением параметра п используют при сжигании малореакционных, трудно воспламеняющихся топлив (с относительно низким выходом летучих
веществ). Лопаточный взвихривающий аппарат может быть выполнен поворотным, что позволяет производить оптимальную настройку аэродинамики горелки.
На полноту сгорания топлива в вихревых горелках сильное влияние оказывает соотношение аксиальных скоростей первичного и вторичного потоков воздуха в горелке. Скорость
первичного потока (аэропыли) обычно составляет w1= 16-25 м/с. Более высокие скорости характерны для мощных горелок. Оптимальная скорость вторичного воздуха составляет
w2=(l,3-l,4)w1.
Скорость пылевоздушной смеси на выходе из прямоточных горелок принимают: w1=
20-28 м/с, а оптимальную скорость вторичного воздуха w 2=(l,5-l,7)w1.
Скорости пылевоздушной смеси w1, вторичного w2 и сбросного воздуха на выходе из
горелок при номинальной паропроизводительности котельного агрегата выбираются по данным табл. II-5.
При сжигании углей марок АШ и ПА для интенсификации воспламенения пыли целесообразно пыль в топку транспортировать горячим воздухом, а сушильный агент из мельничной системы подавать через сбросные горелки. Рекомендуемая скорость сбросного воздуха в
горелках указана в табл. II-5. Размещение сопл для сброса сушильного агента зависит от конструкции топки и рода топлива. В однокамерной топке при встречном и угловом расположении горелок (при соотношении сторон топки, меньшем или равном 1,3) сопла сброса целесообразно устанавливать по углам, по тангенциальной схеме (диаметр центрального круга касания осей сопл равен 1 —1,5 м). При соотношении сторон топки больше 1,3 сопла рекомендуется размещать над каждой из основных горелок верхнего ряда. Расстояние по высоте
между нижней кромкой сопла сброса и верхней кромкой горелки принимается равным диаметру амбразуры для вихревых и двойной ширине амбразуры— для прямоточных горелок.
При фронтальном расположении горелок сопла сброса устанавливаются на задней стене топки на уровне верхних горелок. В полуоткрытой топке с пережимом при сжигании низкореакционных топлив (АШ, ПА, Т) сопла сброса помещаются в камере горения над каждой из ос-
новных горелок верхнего яруса. При сжигании бурых и каменных углей в полуоткрытых
топках с жидким шлакоудалением сопла сброса можно устанавливать при сушке топлива газами в пережиме камеры сгорания, при сушке воздухом — над основными горелками. Сопла
сброса наклонены вниз на 10—15°. В топке с вертикальными предтопками они размещаются
на противоположной стене топки, против места выхода газов из предтопков в виде вертикальных щелей с отношением сторон 1:8 — 1 : 10.
Скорости в амбразурах и соплах шахтно-мельничных топок выбираются по данным
табл. II-6.
.
Амбразуры следует располагать как можно ближе к холодной воронке. Минимальное расстояние от боковой грани крайних амбразур до прилегающих стен должно быть не менее 400
мм. При тесном размещении мельниц рекомендуется крайние мельницы и горелки установить с поворотом осей внутри топки до 15°. При амбразурах с рассекателями для фрезерного
торфа сопла вторичного воздуха помещаются над и под амбразурами: угол наклона верхних
сопл вниз 45—55°, нижних вверх — 25—30°. Сопла вторичного воздуха на задней стене следует устанавливать на уровне амбразур горизонтально или с наклоном вниз до 15°.
Расход первичного воздуха в горелках при транспорте пыли горячим
воздухом лли сушильным агентом
принимается по данным табл. II-7 и
уточняется из расчета системы пылеприготовления.
При транспорте пыли горячим
воздухом коэффициент избытка воздуха в горелках при номинальной
нагрузке котельного агрегата должен
составлять не менее аг=1,05 от теоретически необходимого для полного
сгорания поданного в горелки топлива.
ЗАДАНИЕ 2
ВОПРОС 59. Как влияет нивелирная составляющая на гидравлическое сопротивление
при подъемном и опускном движении потока?
ОТВЕТ[1]: При движении в трубе воды, пароводяной смеси и пара за счет сопротивления создается перепад давления между любыми ее сечениями. Общее уравнение полного перепада давления:
Полный перепад давления между двумя произвольными сечениями обогреваемой трубы
представляется в виде суммы перепадов, возникающих от сопротивления трения ртр, местных сопротивлений рм , ускорения руск и нивелирного перепада рнив .
Отличительная особенность контуров с вертикальным подъемным и вертикальным
подъемно-опускным движением рабочей среды— малое число ходов и потому относительно
малая длина труб и малое число гибов. Гидравлическое сопротивление таких систем невелико. Однако ввиду вертикального расположения труб нивелирный напор составляет уже существенную часть полного перепада давления, особенно при малых нагрузках, когда вклад
гидравлического сопротивления существенно меньше, тогда
Соотношение между рг и рнив в полном перепаде давления оказывает существенное
влияние на гидравлическую устойчивость потока в прямоточных элементах.
В вертикальных панелях с восходящим или подъемно-опускным движением и малым
числом ходов [П-, U- и N-образные панели],
у которых высота соизмерима с развернутой
длиной трубы, гидравлическая характеристика также определяется недогревом воды
до кипения на входе в панель и давлением.
Особенностью гидравлики этих панелей является сильное влияние нивелирного напора
рнив. Нивелирная составляющая полного
перепада давления оказывает воздействие
как при ДКД, так и при СКД. Принципиальной разницы в значении нивелирной составляющей нет. Однако более сильное влияние рнив проявляется при ДКД.
В одноходовой вертикальной панели с
подъемным движением рабочей среды (рис.
11.11) приходится преодолевать и гидравлическое сопротивление и нивелирный
напор, поэтому они в формуле положительны
и перепад давления между нижним и верхним
коллекторами определяется их суммой
При данном обогреве и расходах среды,
близких к нулю, трубы заполнены паром,
плотность которого мала и потому нивелирной составляющей в этой зоне расходов
пренебрегают.
Из рис. 11.11 следует, что гидравлическая характеристика такой панели стабильна: каждому значению перепада соответствует только один определенный расход.
При опускном движении (рис. 11.12) гидравлическое сопротивление рг положительно,
а нивелирный напор рнив способствует движению, поэтому он в формуле отрицателен, в
связи с чем перепад давления между коллекторами определяется их разностью
При опускном движении имеет место неустойчивость в расходе рабочей среды: одному
значению перепада соответствуют два резко различных расхода. Зона многозначности в реальных панелях охватывает большой диапазон изменения расходов (до 1000— 2000 кг/(м2с)).
Из сопоставления рис. 11.11 и 11.12 следует, что в восходящем потоке рнив улучшает
гидравлическую характеристику, при опускном движении, наоборот, ухудшает ее.
ВОПРОС 69. Как влияют внутренние отложения на температурный режим обогреваемых труб?
ОТВЕТ[1]: В эксплуатации почти всегда существует потенциальная угроза образования
отложений примесей, находящихся в воде в растворенном и взвешенном состояниях.
При наличии отложений на внутренней поверхности нагрева температура стенки определяется по формуле
,
где tр.с. – температура рабочей среды, qвн – интенсивность обогрева на внутренней поверхности, α2 – коэффициент теплоотдачи от внутренней стенке рабочей среде, отл - толщина отложений, отл – коэффициент теплопроводности.
Чем больше слой отложений отл и меньше их теплопроводность отл, тем больше термическое сопротивление переходу теплоты от стенки к рабочей среде через этот слой, тем
выше температура стенки. Теплопроводность отложений зависит от состава примесей в воде
и колеблется в очень широких пределах: от 0,1 — 0,5 Вт/(м-К) для минеральных и до 3 — 5
Вт/ (м- К) для железоокисных отложений. Поскольку теплопроводность отложений существенно ниже теплопроводности металла, поэтому даже небольшие отложения при толщине
слоя в десятые доли миллиметра и интенсивном обогреве, характерном для топочных экранов, могут приводить к высоким значениям температур, недопустимым по условиям надежной работы металла поверхностей нагрева. Слой отложений растет со временем работы агрегата, и это ограничивает длительность непрерывной его работы. Поэтому одной из важнейших задач является предотвращение или ограничение образования отложений на поверхностях нагрева со стороны рабочей среды.
ВОПРОС 79. Каким образом влияют коллекторы на распределение среды по подключенным к ним трубам (коллекторный эффект)?
ОТВЕТ[1]: Коллекторы различают входные или распределительные , в которые поступает рабочее тело и далее распределяется по параллельным трубам, выходные или собирающие, в которых собирается рабочее тело и затем выдается в следующий элемент парового котла, и промежуточные или смесительные, предназначенные для выравнивания нетождественности работы труб.
Смесительные коллекторы наибольший эффект дают при однофазном потоке (паре или
воде). Их широко применяют для выравнивания нетождественности работы змеевиков пароперегревателей.
Влияние входных и выходных коллекторов на работу поверхностей нагрева различно.
Большое значение эти коллекторы имеют для пароперегревателя в зависимости от способа
подвода пара во входной коллектор и отвода из него пара через выходной коллектор. В некоторых конструкциях применялся сосредоточенный торцевой подвод и отвод пара.
В схеме z, например (рис. 11.22), при распределении по змеевикам осевая скорость пара во
входном коллекторе вх снижается, в соответствии
с чем падает скоростной напор 2вх1,/2 (рис. 11.22,
а), переходя в статическое давление pвхст, а к выходу собирающего коллектора, наоборот, статическое давление pвыхст понижается. Из рис. 11.22, б
следует, что крайние левые змеевики, например,
работают с перепадом давления, равным
pзм+pвхст+ pвыхст ,т. е. большим, чем крайние
правые, имеющие перепад давленийpзм . Различие
в перепаде давлений в змеевиках, а следовательно, и их нетождественность равны сумме статических напоров во входном и выходном коллекторах, т. е. pвхст+ pвыхст . Такое различие
относится не только к крайним змеевикам гидравлической системы, но в равной мере и к
любым сравниваемым сечениям по длине коллекторов, однако значения pвхст и pвыхст берутся в соответствующих сечениях.
В других схемах с сосредоточенным торцевым подводом и отводом пара достигаются
более благоприятные результаты, однако нетождественность работы системы параллельных
труб остается еще значительной. Так,
например, при сосредоточенном торцевом
подводе и отводе пара по схеме П (рис.
11.23) условия входа пара аналогичны
схеме z и поэтому характер распределения
статического давления вдоль раздающего
коллектора сохраняется, т. е. давление увеличивается по ходу среды. В собирающем
коллекторе статическое давление падает к
выходу.
Из рис. 11.23 следует, что крайние левые змеевики находятся в перепаде давления
pвхст+ pзм, а крайние правые pвыхст+ pзм. Различие в перепадах давления крайних левых и правых змеевиков определяется разностью статических напоров во входном и выходном коллекторах pвхст-  pвыхст. Поскольку удельный объем среды после обогрева в змеевиках больше, чем до обогрева, влияние собирающих коллекторов на распределение среды по
параллельным змеевикам существеннее для любой гидравлической системы.
Уменьшить влияние коллекторов можно увеличением рзм либо уменьшением рст в
коллекторах. Однако и то, и другое нецелесообразно, так как первое требует повышения рабочего давления в котле и увеличения собственного расхода, а второе — увеличения размеров коллекторов и расхода металла на них.
Уменьшить влияние скоростного напора можно заменой торцевого подвода и отвода
пара (рис. 11.24,а и б) подводом и отводом посредине коллектора (рис. 11.24,в), при котором
осевая скорость уменьшается в два, а скоростной напор — в четыре раза. Лучшие результаты
достигаются рассредоточением подвода пара в распределительный коллектор и отвода пара
из собирающего коллектора. Уже при двух подводящих и отводящих трубах (рис. 11.24,г)
осевая скорость и скоростной напор снижаются соответственно в 4 и 16 раз. В современных
котлах с перегревателями свежего пара, включенными между несколькими подводящими и
несколькими отводящими трубами, коллекторы оказывают небольшое влияние на распределение пара. В промежуточных пароперегревателях, у которых сопротивление змеевиков относительно невелико, а сопротивление коллекторов из-за большой скорости пара в них,
наоборот, значительно, влияние коллекторов может оказаться существенным. В экономайзерах ввиду малого удельного объема воды осевая скорость в коллекторах незначительна, в
связи с чем не возникает вопроса о влиянии скоростного напора. В прямоточных котлах и
котлах с многократной принудительной циркуляцией сопротивление парообразующих змеевиков велико, поэтому влиянием изменения давления по длине коллекторов также пренебрегают.
ВОПРОС 89. Каковы условия устойчивой работы подтопленного дырчатого щита?
ОТВЕТ[1]: В отличие от совместного движения, в котором движутся обе фазы рабочей
среды, различают процессы, в которых перемещается только легкая фаза при средней нулевой скорости тяжелой фазы w п>0, w в=0. Такой процесс называют барботажем пара через
жидкость. Барботаж пара представляет собой специфическую форму движения двухфазной
смеси, в которой пузырьки легкой фазы (пара) всплывают через толщу более тяжелой фазы
(воду). Слой пароводяной смеси, в котором происходит барботаж пара, называют динамическим (подвижным) двухфазным слоем.
Обычно барботажный процесс организуется подачей пара под распределительный щит с
отверстиями. Пройдя отверстия щита, паровая струя дробится на отдельные пузыри, всплывающие (барботирующие) через толщу воды к поверхности раздела фаз. По установившейся
терминологии эту поверхность называют зеркалом испарения. В процессе барботажа пузырьки пара увлекают за собой воду, создавая циркуляцию ее, которая у стенок или между
цепочками пузырей опускается. В результате при барботаже устанавливается нулевой средний расход воды w в=0 при положительном расходе пара w п>0.
Поскольку отверстия в щите выполняют равномерно распределенными, то и пар по сечению аппарата также распределяется равномерно. В целях организации движения воды
распределительный щит выполняют не на все сечение аппарата, а оставляя периферийный
канал для опускного движения воды. Закраины щита предотвращают неорганизованный
прорыв пара мимо отверстий щита и при достаточном подводе пара облегчают формирование паровой подушки под распределительным щитом. Нормальная работа распределительного щита возможна в случае образования под ним паровой подушки, при которой устанавливается непрерывное истечение пузырей через отверстия щита. В момент образования паровой подушки возникает определенная (минимальная) скорость пара в отверстиях щита
w"мин. Для устойчивого существования паровой подушки необходимо, чтобы действительная
скорость истечения пара через отверстия была больше минимальной, т. е. w">w"мин. Это
условие легко выполняется при малом диаметре отверстий щита d1, когда отрывной диаметр
пузырей водяного пара d0 превышает диаметр отверстий размером 2—3 мм.
В паровых котлах ТЭС и парогенераторах АЭС в целях предотвращения перекрытия
шламом погруженные в воду парораспределительные щиты выполняют с диаметром отверстий 8—12 мм и более. Образование паровой подушки в этих условиях возможно только при
слиянии отдельных пузырей пара под щитом, и тогда через отверстия щита будет проходить
сплошной поток пара в виде струй. При струйном режиме пар может увлекать из водяного
объема аппарата небольшое количество отдельных капель жидкости, однако это не оказывает существенного влияния на гидродинамику распределительного щита.
Образование устойчивой паровой подушки требует создания гидростатического напора,
определяемого разностью масс столбов воды и пара на высоте, равной толщине паровой подушки :
Этот напор затрачивается на преодоление гидравлического сопротивления в отверстиях
и создание избыточного давления, необходимого для преодоления сопротивления и прорыва
водяной пленки в момент выхода пара в водяной объем над щитом (рис. 13.3). Прорыв водяной пленки возникает под действием силы
2R1σ, создающей давление
Тогда
Совместное решение уравнений позволяет определить минимальную толщину слоя пара, обеспечивающую устойчивое состояние паровой подушки:
где σ — поверхностное натяжение; отв — коэффициент сопротивления распределительного щита, зависящий от относительного живого сечения отверстий в щите; R1=d1/2.
Распределитель пара в виде
дырчатого щита обеспечивает
устойчивое образование паровой
подушки и эффективность
устройства только в узком диапазоне нагрузок, близких к номинальной. Увеличение паровой
нагрузки аппарата приводит к росту высоты паровой подушки
пропорционально квадрату отношения нагрузок (Dx/Dном)2 и
прорыву пара мимо дырчатого
щита. Уменьшение нагрузки связано с неравномерным распределением пара по сечению аппарата.
ВОПРОС 99. Как обеспечивается безнакипный водный режим барабанного котла?
ОТВЕТ[1]: Барабанные котлы часто питают умягченной водой, т. е. водой, содержащей
легкорастворимые соединения, в основном соли натрия.
В результате присоса охлаждающей воды в конденсатор поступают еще соли кальция и
магния, характеризующиеся очень малой растворимостью (миллиграммы и десятки миллиграммов на 1 кг воды), к тому же уменьшающейся с ростом температуры. В процессе парообразования при высоком давлении сравнительно легко достигается концентрация, вызывающая образование накипи. Не всегда соединения кальция и магния образуют отложения в
виде накипи. Некоторые из них образуют шлам. В зависимости от его состава шлам [например, Mg3(PO4)2] может прикипать к поверхности нагрева. Прикипающий шлам также является нежелательным. Кальций и магний могут образовать неприкипающий шлам [например,
3Са3(РО4)2 х Са(ОН)2; 3MgO*2SiO2*2H2O], находящийся в котловой воде во взвешенном состоянии, основная масса которого удаляется непрерывной продувкой. Небольшая часть шлама как более тяжелая скапливается в нижних коллекторах и удаляется периодической продувкой.
Для корректирования водного режима и перевода солей жесткости в неприкипающий
шлам необходимы коррекционные добавки. В качестве таких добавок для связывания кальция обычно применяют соли фосфорной кислоты (например, тринатрийфосфат Na3PO4).
Водный режим, основанный на вводе фосфатов, называют фосфатным. Для образования неприкипающего легкоподвижного шлама ввод фосфатов осуществляют в щелочной среде, в
связи с чем тринатрийфосфат вводят не в питательную воду, в которой щелочность мала, а в
барабан, где достаточна щелочность воды из-за многократного упаривания. Такой режим получил название фосфатно-щелочного. Реакцию получения шлама можно записать так:
Образовавшиеся соединения удаляют с продувкой. Для надежного связывания солей
кальция поддерживают определенный избыток фосфатов в котловой воде. Избыток PО43- для
котлов без ступенчатого испарения 5— 15 мг/кг, для котлов со ступенчатым испарением в
чистом отсеке 2—6 мг/кг, в солевом — не более 30—50 мг/кг.
В процессе фосфатирования в результате гидролиза фосфат-ионов образуются гидроксильные ионы, еще в большей степени повышающие щелочность воды:
В результате при фосфатно-щелочном режиме гидратная щелочность котловой воды
может оказаться значительной (рН>11), вызывающей коррозию металла.
Для поддержания умеренной щелочности при питании котлов турбинным конденсатом
с добавкой химически очищенной воды дозируют не только Na3PO4, но и смесь Na3PO4 с
кислой солью фосфорной кислоты Na2HPC>4.
На электростанциях, питаемых турбинным конденсатом и маломинерализованной добавочной водой (химически обессоленной водой или дистиллятом испарителей), щелочность
воды поддерживают только гидролизом фосфатов. Такой режим получил название режима
чисто фосфатной щелочности. Фосфаты непрерывно вводят в барабан дозирующими насосами.
ВОПРОС 109. Как влияет растворимость примесей в рабочей среде СКД на отложения?
ОТВЕТ[1]: Температура рабочего процесса оказывает существенное влияние на растворимость веществ в Н2О при СКД, особенно в зоне больших теплоемкостей. Растворимость
большинства примесей в водном теплоносителе снижается с повышением температуры так
же, как и плотность и диэлектрическая проницаемость.
Описанные закономерности свидетельствуют о том, что основная масса примесей,
находящихся в рабочей среде паровых котлов СКД, должна выпадать в сравнительно узком
диапазоне изменения теплофизических параметров — зоне больших теплоемкостей. Исключение составляет растворимость продуктов коррозии железа, главным образом магнетита
Fe3O4, которая мало изменяется с температурой. Она мало зависит и от плотности теплоносителя, а следовательно, и от состояния рабочей среды. Это приводит к тому, что отложения
продуктов коррозии железа склонны к «размазыванию» по всей поверхности котла и турбины. Вместе с тем толщина железоокисных отложений сильно зависит от тепловой нагрузки.
Поэтому на интенсивно обогреваемых поверхностях нагрева (НРЧ прямоточных котлов) железо-окисных отложений существенно больше, чем на других поверхностях с меньшей тепловой нагрузкой.
ЗАДАНИЕ 3
ВОПРОС 119: В чем сущность низкотемпературной сернистой коррозии?.
ОТВЕТ [2]:
Дымовые газы содержат в том или ином количестве водяные пары и продукты сгорания
серы. Серный ангидрид обладает способностью соединяться с парами воды, в результате чего образуются пары серной кислоты. При омывании дымовыми газами низкотемпературных
поверхностей нагрева происходит конденсация серной кислоты на более холодной, чем газы,
металлической стенке. В результате создаются условия для интенсивного разрушения металла в результате низкотемпературной сернистой коррозии.
Коррозионный процесс является электрохимическим, причем жидкая пленка играет
роль электролита. Интенсивность разрушения металла зависит от концентрации серной кислоты. На рис. 14-14 показана скорость коррозии некоторых материалов при выдерживании
их в кипящем растворе серной кислоты. Зависимость скорости коррозии образцов от концентрации серной кислоты у всех металлов качественно одинакова. Определенной концентрации, характерной для каждого металла, отвечает максимальная величина скорости коррозии. За пределами этой концентрации интенсивность коррозии данного металла снижается.
При отсутствии серного ангидрида в дымовых газах на поверхностях нагрева могут
конденсироваться чистые водяные пары. Повреждения в этом случае имеют характер кислородной коррозии. Благодаря легкому доступу кислорода к металлу через тонкую пленку
воды скорость коррозии становится достаточно
большой, хотя и меньшей, чем при наличии
серной кислоты.
Таким образом, коррозионные повреждения происходят лишь в той части поверхности
нагрева, где имеет место конденсация паров
воды или серной кислоты, причем интенсивность коррозии зависит от концентрации серной кислоты и свойств, материала поверхности
нагрева.
Наиболее высокая температура стенки,
при которой происходит конденсация паров,
называется точкой росы. Очевидно, что коррозии подвержены лишь те участки поверхности
нагрева, температура металла которых лежит
ниже температуры точки росы. Как показали
опыты, точка росы зависит не только от влажности дымовых газов, но и от содержания серного ангидрида в них.
Температура конденсации чистого водяного пара определяется величиной его парционального давления:
где VH20, VС.Г — объемы водяных паров и сухих газов топлива, м3/кг, р — абсолютное
давление в газоходе, ат.
Объем продуктов сгорания
зависит от элементарного состава топлива и коэффициента избытка воздуха. В табл. 14-2 приведены расчетные значения температуры конденсации водяных
паров для некоторых топлив при
α=1,5. Из табл. 14-2 видно, что
температура точки росы чистых
водяных паров в общем невелика и не превышает 60° С даже
для таких влажных топлив, как
торф. Поэтому если в топливе
нет серы, то коррозию можно
легко предотвратить повышением температуры наиболее холодной части поверхности
нагрева до сравнительно невысокой температуры.
При сжигании топлива содержащаяся в нем сера преимущественно окисляется в сернистый ангидрид, и только менее 5% переходит в серный ангидрид за счет последующего
окисления сернистого ангидрида при движении газов через поверхности нагрева.
Образование серного ангидрида стехиометрически происходит по уравнению
Эта реакция обратима. Вследствие экзотермичности реакции при снижении температуры равновесие смещается в сторону образования SO3. Поэтому при низкой температуре процесс окисления SO2 в S03 происходит более полно, хотя реакция протекает медленно.
Несмотря на малое время пребывания газов в зоне температур (425—625° С), благоприятных для окисления SO2 в SОз, наличие катализаторов (окись железа и др.) приводит к
образованию заметного количества SОз.
Зола топлив может содержать как катализаторы, так и вещества (ингибиторы), замедляющие протекание реакции. Этим объясняется наблюдаемый в эксплуатации факт, что при
одном и том же содержании серы в различных топливах образуется разное количество SОз и
имеет место различная интенсивность коррозии.
Окисление сернистого ангидрида в серный происходит лишь при наличии в дымовых
газах свободного кислорода. Следовательно, снижением избытка воздуха можно уменьшить
количество образующегося S03. Как показали исследования, уже при избытке воздуха, равного 1,03—1,05, серный ангидрид практически не образуется, тем самым устраняется сернистая коррозия.
На рис. 14-15 изображена диаграмма равновесного состояния
системы водяные пары — H2SO4.
Нижняя кривая отвечает концентрации серной кислоты в жидкой
фазе при определенной температуре раствора. Верхняя кривая дает
концентрацию кислоты в паровой
фазе. При снижении температуры
смеси водяных паров и SO3 происходит конденсация серной кислоты, причем ее концентрация определяется точкой пересечения линии постоянной температуры с нижней кривой. Как видно из
рис. 14-15, сильноконцентрированный раствор серной кислоты получается при небольшой
концентрации SO3 в водяном паре. - Зависимость, характеризующая начало конденсации
серной кислоты для различных парциальных давлений паров воды и серной кислоты'в дымовых газах, дана на рис. 14-16. Из ее рассмотрения следует, что присутствие даже чрезвычайно малого количества SO3 увеличивает температуру точки росы на 100РС и больше.
Концентрация серной кислоты в растворе, находящемся на поверхности нагрева, определяется ее температурой и парциальными давлениями паров воды и серной кислоты в газах. В
пределах одной и той же поверхности нагрева температура стенки меняется, а вместе с ней
изменяется и концентрация серной кислоты.
Каждый металл, как следует из рис. 14-14, наиболее интенсивно корродирует при определенной концентрации серной кислоты. Поэтому .наибольшее разрушение металла будет в
том месте поверхности нагрева, где температура стенки отвечает наиболее опасной концентрации H2SO4. В области с более высокой или более низкой
температурой коррозионный износ будет меньше. Этим объясняется тот факт, что коррозионные
повреждения носят локальный характер. Они имеют место лишь в
определенной области значений
температуры стенки.
Выполнение воздухоподогревателя из другого металла не приводит к устранению коррозии, а
лишь смещает коррозионную зону
в область других температур.
Этим объясняется трудность в
подборе металла, хорошо противостоящего коррозии в широком диапазоне концентраций серной кислоты.
В настоящее время для
устранения коррозионных повреждений стремятся сжигать мазут с малыми избытками воздуха, что возможно при определенной конструкции топок и горелочных устройств.
ВОПРОС 129: По какому принципу классифицируются пароперегреватели по характеру
теплообмена?.
ОТВЕТ [2]:
В современных энергетических котлах пароперегреватель является одной из основных
тепловоспринимающих поверхностей нагрева. Повышение параметров перегретого пара
сильно увеличивает долю тепла, получаемую в пароперегревателе, по отношению к общему
приращению энтальпии в котле. Это приводит не только к увеличению его размеров,
Но и к изменению места расположения пароперегревателя в котле. Для обеспечения высокого перегрева пара пароперегреватель размещается в области с высокой температурой газа. Так, конвективный пароперегреватель обычно располагается в газоходе, непосредственно
примыкающем к топке. В этом случае температура газа перед пароперегревателем достигает
1000 —1100° С.
При еще более высокой температуре находится поверхность пароперегревателя, выполненная в виде плоских трубных лент, заполняющих верхнюю часть топочной камеры. Такой
вид поверхности нагрева получил название полурадиационной или ширмовой.
Наряду с этим в котлах высокого и сверхвысокого давления появился так называемый
радиационный пароперегреватель, выполненный в виде экранов, покрывающих потолок и
стены топочной камеры.
Таким образом, пароперегреватель современных котлов выполняется из нескольких частей и классифицируется по характеру теплообмена: конвективной, радиационной и полурадиационной частью. Такой пароперегреватель называется комбинированным. В зависимости
от параметров пара, вырабатываемого котлом пароперегреватель может быть с наиболее
развитой радиационной либо конвективной частью. Чем выше параметры пара, тем больше
потребность в радиационной части пароперегревателя.
В котлах высокого и сверхвысокого давления наряду с перегревом свежего пара имеет
место промежуточный перегрев пара, после того как он отработал в цилиндре высокого давления турбины. Поверхность нагрева, где происходит дополнительный перегрев пара, называется вторичным, или промежуточным, пароперегревателем.
По направлению движения греющей и обогреваемой сред различают пароперегреватели
работающие по прямоточной, противоточной, прямоточно-противоточной схеме.
ВОПРОС 139: В чем преимущества и недостатки паропарового теплообменники как регулятора температуры?.
ОТВЕТ [1]:
Паровое регулирование получило широкое применение и осуществляется главным образом в двух вариантах: охлаждение пара в поверхностных пароохладителях— теплообменниках и вспрыскивание в поток перегретого пара чистого конденсата — впрыскивающие пароохладители. При этом поверхность пароперегревателя выбирают с запасом, а излишний
перегрев пара снимают в пароохладителе. Впрыскивающие и поверхностные пароохладители
применяют для регулирования температуры свежего пара. Для вторичного перегрева этот
метод регулирования осуществляют в паропаровых теплообменниках ППТО. Впрыск конденсата в поток вторично-перегретого пара экономически не оправдан, так как образующееся за счет впрыска дополнительное количество перегретого пара вместе с основным потоком
пара поступает в турбину, минуя ее ЦВД.
Если основной пароперегреватель выполнить радиационным, а промежуточный — конвективным, то при снижении нагрузки котла температура свежего пара будет повышаться, а
вторично-перегретого пара понижаться.
Для стабилизации температуры пара в обоих пароперегревателях при снижении нагрузки целесообразно отнять избыточную теплоту от свежего пара и передать его вторично-перегретому пару. Для этого используют ППТО, способствующие перераспределению теплоты, передаваемой радиацией и конвекцией.
Секция ППТО состоит из системы 10—20 трубок диаметром 25—35 мм, помещенных в коллектор диаметром 300—400 мм (рис. 18.20). Для лучшей компенсации температурных удлинений трубной системы и компактности устройства теплообменнику придают U-образную
форму. Внутри трубок движется перегретый пар, а в коллекторе — вторично-перегретый
пар, регулирование температуры которого достигается обводом (байпасированием) части потока помимо теплообменника.
Паро-паровые теплообменники выполняют
многосекционными. В мощных агрегатах
число секций достигаeт нескольких десятков. Секции включают между собой параллельно. Диапазон регулирования температуры пара составляет 30—40°С.
Паро-паровые теплообменники являются частью поверхности нагрева промежуточного
пароперегревателя, воспринимающей теплоту от перегретого пара и располагаемой вне
газового тракта; остальная часть теплоты
воспринимается в поверхностях нагрева,
размещаемых в конвективном газоходе. Все
эти поверхности включаются между собой
последовательно.
Основные принципиальные схемы включения ППТО показаны на рис. 18.21. В схеме
(рис. 18.21,а) весь перегретый пар проходит ППТО. Температура вторично-перегретого пара
регулируется его расходом путем байпасирования через клапан парового байпаса (КПБ) части потока пара среднего давления мимо ППТО, что вызывает соответствующее изменение
коэффициента теплоотдачи от стенки к пару а2 и температурного напора в ППТО. Недостатком схемы являются большие энергетические потери из-за значительного гидравлического сопротивления по тракту перегретого пара.
В схеме, показанной на рис. 18.21,6, ППТО при поминальной нагрузке практически не
используются. Перегретый пар почти целиком проходит через КПБ, минуя ППТО, через который при этой нагрузке проходит только около 5% перегретого пара. С понижением
нагрузки уменьшается расход через ППТО вторично-перегретого пара, а прикрытием КПБ
увеличивают при этом долю проходящего через него перегретого пара. Этим обеспечивается
поддержание постоянной температуры пара промежуточного перегрева при пониженных
нагрузках блока. Недостаток схемы: наличие регулирующей арматуры большого поперечного сечения на высокие или сверхкритические параметры пара.
Промежуточное место между двумя
рассмотренными схемами занимает схема
включения ППТО, показанная на рис.
18.21,в. Здесь в тракте свежего пара предусмотрен нерегулируемый проток через
ППТО. Этот проток пара устанавливается
при номинальной нагрузке. Во всех
остальных режимах относительное значение этого расхода (Dne/DST) сохраняется
постоянным.
Для распределения потока вторичноперегретого пара на основной, проходящий через ППТО, и байпасный, направляемый мимо него, и для регулирования этих
потоков обычно применяют КПБ.
Таким образом, преимущество паропаропарового регулирования в сравнении
с впрыском конденсата в поток вторичноперегретого заключается в экономичности
данного способа. Недостатком является
повышенная металлоемкость, наличие регулирующей арматуры большого поперечного сечения на высокие или сверхкритические параметры пара и повышенное сопротивление по
тракту перегретого пара.
ВОПРОС 149: Как защищают воздухоподогреватели от коррозионных повреждений?.
ОТВЕТ [1]:
Из всех методов защиты низкотемнературных поверхностей нагрева наиболее эффективными являются повышение рабочей температуры металла выше точки росы tт.р, и сжигание топлива при минимальных избытках воздуха.
Общепринятым методом защиты от низкотемпературной газовой коррозии является повышение температуры металла выше точки росы . Конденсация водяных паров особенно вероятна при пуске и малой нагрузке, т. е. при низкой температуре продуктов сгорания. Однако
эти режимы составляют сравнительно небольшую долю общей длительности работы котла.
К тому же при низкой нагрузке коррозионный процесс существенно ослабевает. Из формулы
для определения местной температуры рабочей поверхности воздухоподогревателя
следует, что при данных условиях обогрева температура стенки в наиболее холодном
месте на входе воздуха в воздухоподогреватель зависит от входной температуры воздуха tB, и
коэффициента теплоотдачи от стенки к воздуху α2. Следовательно, для повышения температуры стенки необходимо повысить tB и уменьшить α2. Однако последнее противоречит
обшей тенденции создания малогабаритных поверхностей нагрева.
Универсальным методом предотвращения газовой коррозии является повышение входной температуры воздуха, что реализуется применением его предварительного парового подогрева либо рециркуляцией горячего воздуха.
При любом методе повышения температуры воздуха на входе в воздухоподогреватель в
качестве дополнительного мероприятия целесообразно выделить его холодную часть в отдельную секцию, в которой происходит наибольший коррозионный износ. Ремонт такого
ТВП упрощается, так как заменяется только выделенная секция. В РВП для увеличения срока службы и удобства ремонта набивку холодного пакета выполняют толщиной 1,0 — 1,5 мм
против 0,5 — 0,8 мм набивки горячего пакета.
На новых газомазутных котлах в начальной зоне подогрева воздуха, в которой низкотемпературная коррозия особенно велика, вместо стальных устанавливают воздухоподогреватели из стеклянных трубок диаметром 30 — 40 мм при толщине стенки около 4 мм.
Конструкция стеклянного воздухоподогревателя подобна трубчатому с металлическими
трубками, но стеклянные трубки располагаются в коридорном порядке горизонтально: продукты сгорания проходят пучок труб с наружным поперечным смыванием, нагреваемый воздух движется внутри труб.
Зона рабочих температур воздухоподогревателя: от 10 на входе до 80 — 85°С на выходе. Предварительный подогрев воздуха до 10°С в зимнее время обеспечивается калорифером.
Для борьбы с низкотемпературной сернокислотной коррозией в последнее время началось внедрение антикоррозионных покрытий металлической поверхности нагрева и выполнение поверхностей нагрева из керамических материалов.
В качестве антикоррозионного покрытия применяют кислотоупорные и термостойкие
эмали. Эмалью покрывают металлическую набивку холодной части РВП. Толщины эмалированного покрытия и металлического листа примерно одинаковы (0,5—0,6 мм). Эмалированные поверхности нагрева подвержены низкотемпературной коррозии в значительно
меньшей степени, чем металлические; золовые отложения на них меньше и удаление их легче.
Чем выше содержание серы в топливе, тем при прочих равных условиях интенсивнее
низкотемпературная газовая коррозия. Особенно быстро протекает коррозия низкотемпературных поверхностей нагрева при сжигании сернистого мазута.
Сжигание сернистого мазута с минимальными избытками воздуха является эффективным средством снижения низкотемпературной сернокислотной коррозии. Чем меньше ат и
избыток кислорода, тем меньше содержание SO3 и продуктах сгорания, тем меньше их коррозионная активность. В определенном интервале температур наблюдается налипание частиц летучей золы на поверхность нагрева, а влажная пленка, образующаяся при достижении
tт.р и придающая поверхности клейкие свойства, цементирует частицы золы в плотную массу. Последняя часто загромождает проходное сечение для продуктов сгорания, а иногда полностью закупоривает отдельные трубы воздухоподогревателя.
Для улучшения условий эксплуатации при сжигании сернистых мазутов в топливо или
продукты его сгорания вводят присадки: ВНИИНП—106, водный раствор хлористого магния
и др. Присадки понижают tт.р и нейтрализуют образующийся на поверхности нагрева раствор
серной кислоты. Плотные отложения переводятся в рыхлые, легко удаляемые дробеочисткой. Жидкие присадки, кроме того, уменьшают количество отложений, улучшают процесс
сжигания мазута, уменьшают забивание форсунок коксом. При сжигании твердого топлива
присадки в умеренном количестве не дают положительных результатов. Добавление присадок в количестве, соизмеримом с зольностью твердого топлива, сложно и экономически невыгодно.
В ряде установок воздух подогревается в количестве, превышающем потребности для
горения топлива. Теплота избыточного воздуха используется в теплофикации, например, для
подогрева или опреснения воды, подогрева мазута или сушки твердого топлива и т. п. При
этом решаются некоторые вопросы и самого котла — уменьшается температура уходящих
газов и для повышения КПД и для повышения эффективности электрофильтров.
Схема избыточного воздуха
выгодно используется в двухцелевых установках, в которых теплоноситель — воздух свободен от
загрязнений и подогревается до
высокой температуры. В двухцелевых установках на уходящих
газах температура теплоносителя
— уходящих газов существенно
ниже, и они коррозионно-активны
и заметно загрязнены. Теплота
избыточного воздуха может быть
получена в различных схемах
воздухоподогревателя (рис. 19.23)
и различных его типах. Трубчатые воздухоподогреватели предпочтительнее, они выдают чистый
неозоленный воздух и менее склонны к забиванию их золой при низкой температуре уходящих газов.
ВОПРОС 159: Каковы функции каркаса парового котла?.
ОТВЕТ [1]:
Каркас парового котла представляет собой металлическую конструкцию, предназначенную для установки всех элементов котла: барабана, поверхностей нагрева и коллекторов,
обмуровки, изоляции и обшивки, трубопроводов и коробов, помостов и лестниц обслуживания и др. Различают каркасы с самостоятельным фундаментом, не связанным со строительной конструкцией здания, и каркасы, совмещенные с несущими конструкциями здания.
В конструкциях с самостоятельным фундаментом каркас воспринимает всю весовую
нагрузку котла и передает ее на фундамент. Нагрузка на фундамент складывается из массы
котла и его каркаса и массы рабочего тела — воды и пара. В южных районах, где по климатическим условиям допускают открытую или полуоткрытую компоновку оборудования, каркас воспринимает еще ветровую, а часто и сейсмическую нагрузку.
Каркас состоит из несущих вертикальных колонн, горизонтальных балок и опорных
ферм, хребтовых балок, потолочного перекрытия, связей и стоек. Все соединения элементов
каркаса электросварные.
Число несущих колонн зависит от мощности агрегата. Обычно колонны устанавливают
только по углам топочной камеры и конвективного газохода. В агрегатах большой паропроизводительности с сильно развитыми поперечными размерами между угловыми устанавливают еще дополнительные колонны. Все колонны по высоте обвязаны поперечными балками
или фермами. Они увеличивают устойчивость каркаса, предотвращают продольный изгиб
колонн, служат для опоры барабана в барабанном котле, подвески поверхностей нагрева и
опорных конструкций для помостов обслуживания и передают весовую нагрузку от последних на колонны. Вспомогательные стойки и горизонтальные балки имеют меньшее сечение и
служат для придания каркасу большей жесткости и крепления топочных экранов, коллекторов, коробов горячего воздуха и пр.
Колонны каркаса передают на фундамент весьма большую сосредоточенную нагрузку.
Для уменьшения удельного давления на фундамент нижнюю часть колонн заканчивают
опорными башмаками. Расход металла на каркас зависит от мощности агрегата и составляет
0,8—1,2 кг на 1 кг часовой паропроизводительности. Несущие колонны и балки необогреваемы. Этим облегчаются условия работы металла и предупреждаются большие термические
напряжения.
Применение газоплотных сварных экранов и облегченной обмуровки позволило резко
(до 30—50%) уменьшить массу котла. В этих условиях каркас здания способен без особых
усилений воспринимать нагрузку от подвески к нему облегченного котла. Барабан и все поверхности нагрева топки и конвективной шахты вместе с изоляцией, обшивкой и другими
элементами подвешивают к мощным перекрытиям здания со свободным расширением вниз.
При этом каркас котла служит лишь для обеспечения жесткости конструкции агрегата и его
подвески к зданию. В таких конструкциях каркас обеспечивает жесткость сварных экранных
панелей, воспринимает давление газового тракта (в котлах с наддувом), служит опорой для
помостов и лестниц.
Подвесные конструкции позволяют упразднить фундамент котла, освободить место под
ним для размещения вспомогательного оборудования, значительно экономить металл, расходуемый на каркас, ускорить строительные работы.
ВОПРОС 169: Особенности развития котлостроения в технически развитых странах
на современном этапе?.
ОТВЕТ [4]:
Начиная с 1950-х годов в разработке и производстве угольных паровых котлов для тепловых эпектростанций (ТЭС) достигнуты большие успехи. В течение первых двух-трех десятилетий этого периода главное внимание уделялось повышению мощности котлов. В 1970-х
годах приоритетным стало направление снижения вредных выбросов оксидов азота и серы, а
также золы с целью защиты окружающей среды.
В 1980-х годах на первый план вышли вопросы топливных ресурсов и глобального потепления, которые остаются наиболее важными и сегодня. Основной путь разрешения этих
вопросов — повышение КПД производства. Наиболее важным моментом этого процесса является переход к широкому использованию прямоточной котельной технологии в 1970-х годах. Главными причинами этого перехода стати стремление обеспечить улучшенную эксплуатационную гибкость и маневренность, а также возможность использования режимов скользящего давления. Однако КПД цикла оставался низким, так как параметры пара к тому времени практически не выросли. Дальнейший переход к циклам сверхкритического давления
(СКД) прошел относительно легко с учетом накопленного опыта эксплуатации прямоточных
котлов.
Определяющим фактором в повышении КПД ТЭС в 1980-х годах стала интенсивная
дискуссия о глобальном потеплении. Ответом энергетической индустрии на нее стало увеличение параметров цикла, а также дальнейшая оптимизация других составляющих технологического процесса. В результате за последние 15 лет достигнуто существенное повышение
КПД ТЭС — с 38 до 45% и даже более.
В отдельных случаях КПД цикла достигал 48% за счет применения двукратного промперегрева, отказа от использования впрыска воды в промежуточный пароперегреватель для
регулирования его температуры, использования морской воды для охлаждения конденсаторов и других мероприятий. Впервые в Европе двукратный промперегрев был реализован на
энергоблоке мощностью 475 МВт ТЭС GKM Mannheim (Германия), пущенном в мае 1982 г.
Там же на паровом котле был установлен вынесенный рекуперативный паро-паровой теплообменник типа "биф-люкс" для регулирования температуры промежуточного перегрева путем передачи части тепла свежего пара промежуточному пару. Это исключило использование впрыска питательной воды в промежуточный пароперегреватель и связанные с ним
большие энергетические потери. Подобные теплообменники довольно широко использовались и в отечественной котельной технике, в основном на котлах энергоблоков мощностью
до 300 МВт.
Ограничения в росте параметров пара на нынешнем этапе связаны главным образом с
отсутствием необходимых конструкционных материалов.
В табл. 1 и 2 приведены данные по некоторым угольным энергоблокам СКД, введенным
в эксплуатацию в последние годы. Мощность отдельных энергоблоков достигает 1000 МВт.
Технология СКД кроме Европы и США нашла применение и в ряде государств Азии (Япония, Китай, Южная Корея). Наиболее свежие примеры недавно введенных энергоблоков —
ТЭС Вай Гао Квиа, Шанхай, Китай (2 х 900 МВт), ТЭС Енгхунг, Южная Корея (2 х 800
МВт), ТЭС Нидерауссем, Германия (1 х 1012 МВт). На рис. 4, 5 приведены компоновки и
продольные разрезы паровых котлов этих энергоблоков.
Вследствие небольшой тепловой инерции и незначительного испарительного объема
прямоточные котлы допускают быстрое изменение нагрузки даже в условиях работы на
скользящем давлении до 6% в минуту), а также возможность ускоренных пусков из горячего
состояния после кратковременных остановов.
Другой важной особенностью прямоточной технологии является возможность регулирования выходной температуры пара путем изменения расхода питательной воды. Это особенно важно в условиях сжигания угля и лигнита, когда вследствие загрязнения поверхностей нагрева существенно снижается тепловосприятие испарительных экранов и пароперегревателей. Прямоточная конструкция котла позволяет в определенной степени компенсировать это снижение без изменения количества впрыскиваемой воды в пароперегреватель.
Высокая эксплуатационная гибкость энергоблоков СКД подтверждается статистикой их
работы. Сравнение различных энергоблоков похожей конструкции доказывает, что они могут работать как в базовом режиме, так и в условиях двухсменной эксплуатации с ежедневными пусками и остановами при практически одинаковой степени надежности.
Не менее важным качеством является готовность работы энергоблоков. Статистические
данные свидетельствуют о близких показателях готовности установок СКД и докритического давления в условиях циклических нагрузок. Анализ дополнительной информации по вынужденным остановам различных котлов СКД подтверждает высокий уровень готовности
этой технологии.
Кроме установок СКД в настоящее время применяются две другие технологии использования угля для чистой и экономичной генерации энергии. Во-первых., это технология сжигания в кипящем слое под давлением (PFBC) и, во-вторых, технология комбинированного
цикла с внутрицикловой газификацией угля (IGСС). Однако несмотря на огромные усилия
ни одна из этих технологии сегодня не может составить конкуренцию традиционной усовершенствованной технологии СКД. Сложность некоторых компонентов и высокая степень
интеграции снижают гибкость, надежность и готовность эксплуатации таких энергоустановок. Экономичность новых энергоблоков СКД по крайней мере такая же, а кроме того имеется еще значительный потенциал для дальнейшего ее повышения. К тому же инвестиционные
затраты на установи PFBC и IGСС существенно выше по сравнению с технологией СКД.
Оценивая общее состояние всего существующего парка угольных ТЭС, следует констатировать большие перспективы и высокий потенциал использования технологии СКД. В
странах ЕС только 8% существующих энергоустановок имеют КПД около 40% и выше; 63%
всех энергоустановок ЕС эксплуатируются уже более 20 лет, а в странах, не входящих в ЕС,
этот показатель еще выше — 66%.
В связи с большим сроком эксплуатации многих существующих ТЭС в ближайшие несколько лет ожидается повышенный спрос на новые энергетические мощности. Во-первых,
это связано с необходимостью замены и компенсации устаревшего оборудования и, вовторых, с увеличением потребления электроэнергии. В Германии, например, необходимое
увеличение последнего показателя оценивается в несколько десятков гигаватт. Замена или
модернизация части устаревшего оборудования с использованием современной технологии
СКД на очень высокие параметры пара с большим значением КПД могла бы способствовать
существенной экономии топливных ресурсов и энергосбережению, а также снижению эмиссии различного рода вредных выбросов.
Основным препятствием дальнейшему росту параметров пара является отсутствие новых конструкционных материалов для котлов и турбин. К критическим компонентам котла
при повышении параметров относятся топочные экраны, змеевики выходных ступеней пароперегревателей и промежуточных пароперегревателей, а также выходные коллекторы и паропроводы высокого давления.
В 90-х годах за счет использования вновь разработанных марок сталей удалось поднять
параметры пара на пылеугольных энергоблоках до уровня 30 МПа, 600/620°С. Разрабатываются различные проекты и на более высокие параметры. При этом кроме конструктивных
ограничений, связанных с механическими свойствами материалов, появляются серьезные
проблемы парового окисления и коррозии металла с газовой стороны. Всестороннее изучение этих проблем возможно только путем детальных исследований и испытаний на существующих котлах в течение длительного периода времени и в условиях высоких температур.
Такие испытания, в частности, проводятся на датской ТЭС Эсберг с 1995 г. На одном из котлов этой ТЭС в пароперегревателе установлены многочисленные образцы труб из различных сталей. Полученные результаты первого этапа этих исследований уже обработаны. На
последующих этапах предполагаются испытания более совершенных материалов для котлов
при различных температурных условиях. Максимальная температура пара на выходных
участках контрольных труб достигает 700°С.
Параметры пара некоторых новых энергоблоков, работающих или монтируемых, приближаются к предельным для существующих марок сталей. В Германии недавно введен в
промышленную эксплуатацию энергоблок с параметрами 27,5 МПа, 580/600°С, рассчитанный на сжигание лигнита. В Дании сооружены два энергоблока с двукратным промперегревом на параметры 29 МПа, 582/580/580°С.
Для перехода на следующую ступень параметров (30 МПа, 630/650°С) необходимые
конструкционные материалы для выходных коллекторов пароперегревателей и паропроводов пока отсутствуют. Имеющиеся стали типа NF12, SAVE12 и 12СгСоМо с содержанием
хрома до 12% могут обеспечить достаточную длительную прочность, но по жаростойкости
при таком высоком уровне температур они не удовлетворяют существующим требованиям.
Одним из главных и определяющих факторов роста параметров пара является наличие
материалов для коллекторов и паропроводов. Чтобы при использовании существующих марок стали поддерживать толщину стенки выходного коллектора в разумных пределах (80 100 мм), параметры пара не должны превышать 30 МПа, 600°С .
В настоящее время в стадии реализации находится проект Framework 5 5 (бывший
ТНЕRMIE), выполняемый в рамках ЕС. Он предусматривает проведение комплекса исследований по достижению максимальных параметров пара 37,5 МПа, 700/720°С. Эти параметры
существенно выше ныне реализуемых. Их достижение станет возможным благодаря применению сплавов на никелевой основе, которые открывают новые перспективы по повышению
КПД энергоблоков от 43 - 47% до значений более 50%.
Благодаря повышению экономичности энергоблоков будет снижено потребление топлива и, следовательно, уменьшены вредные выбросы в атмосферу почти на 15% по сравнению с лучшими современными энергоустановками, при этом инвестиционные затраты возрастут примерно на 10%, главным образом за счет использования сплавов на никелевой основе.
Завершение реализации этого проекта ожидается в ближайшие 5-10 лет, он станет следующим этапом в развитии технологии СКД. Одной из первых энергоустановок с подобными параметрами был энергоблок ТЭС Эддистоун (станционный № 1), сооруженный в Филадельфии (США) в 1959 г. Проектные значения параметров пара (36,5 МПа, 654°С при двукратном промперегреве до 565°С) и значение единичной мощности (325 МВт) были самыми
высокими в мире для того времени. Однако в результате ограничений по свойствам и качеству использованных конструкционных материалов параметры пара перед дроссельными
клапанами энергоблока Эддистоун вскоре после пуска были снижены до 29,7 МПа, 608°С с
тем, чтобы обеспечить большую надежность в эксплуатации. В нынешних условиях с выполнением программы создания новых конструкционных материалов и увеличением температуры пара до 700°С будет гарантирована низкая степень риска и высокая экономичность
пылеугольных энергоблоков нового поколения с КПД выше 50%.
Наибольший опыт применения двукратного промперегрева накоплен на энергоблоках
США. Результаты полученного опыта нуждаются в дополнительном анализе, однако очевидно, что в условиях роста цен на топливо его использование в новых энергоблоках СКД
следует признать целесообразным в качестве одного из путей дальнейшего повышения экономичности ТЭС и снижения выбросов СО2.
ВОПРОС 179: Классификация парогенераторов АЭС?.
ОТВЕТ [1]:
В соответствии с тепловой схемой АЭС пар вырабатывается либо непосредственно в
ядерных реакторах кипящего типа, либо в парогенераторах-теплообменниках, в которых
осуществляется передача теплоты от теплоносителя, поступающего из реактора, к рабочей
среде — воде, из которой получается пар. Парогенератор, следовательно, является обязательным элементом оборудования двух- и трехконтурных АЭС. В одноконтурных АЭС
функции парогенератора выполняет ядерный реактор.
По типу теплоносителя различают парогенераторы, обогреваемые водой, газом или расплавленным металлом. Водный теплоноситель первого контура, являясь низкокипящим веществом, ограничивает возможность его нагрева до высокой температуры. Повышение температуры воды первого контура требует поддержания в нем высокого давления, что связано
с усложнением и удорожанием всего тракта первого контура.
Расплавленные металлы и газы не имеют ограничений по температуре на выходе из реактора. Из-за благоприятных теплофизических свойств высокотемпературный нагрев жидкого металла достигается без принятия особых мер по интенсификации теплообмена. Наоборот, неблагоприятные теплофизические свойства газа как теплоносителя при атмосферном
давлении не позволяют организовать теплообмен при приемлемых коэффициентах теплопередачи. Интенсифицировать теплообмен можно увеличением массовой скорости газового
потока, что достигается повышением давления газа в контуре. Следовательно, получение водяного пара высоких и сверхкритических параметров возможно только при применении газа
или расплавленного металла, являющихся высокотемпературными теплоносителя. Так, температура теплоносителя на выходе из реактора (то же на входе в парогенератор) /п = 600650оС обеспечивает перегрев пара стандартных параметров (р=13-24 МПа, tпп = 545°С). t, Qдиаграмма такого парогенератора показана на рис. 24.1. На этой диаграмме по оси ординат
отложены температуры теплоносителя и рабочей среды, а по оси абсцисс — количество теплоты, передаваемой поверхностям нагрева парогенератора.
Вода является низкотемпературным
теплоносителем. Если поставить задачу
получить перегретый пар при максимально возможном давлении (например, р=
6,4 МПа, температура водного теплоносителя на входе t'1 = 320°C), то перегрев
составит всего лишь около 20°С. Это иллюстрируется рис. 24.2. Полагая температурный напор между теплоносителем
(водой под давлением) и рабочей средой,
необходимый по условиям активной теплопередачи t=25°С, при p= 6,4 МПа
можно обеспечить перегрев пара t '=17°С. Поэтому обычно АЭС с водным теплоносителем
работают на насыщенном паре 5—7 МПа. Подача влажного пара (ω≤0,2%) в турбину вызывает эрозию парораспределительных устройств и снижает надежность турбины. Для предотвращения этого необходимо небольшой перегрев пара, который бы не приводил к образованию влаги в паровпускных устройствах. Этот перегрев целесообразно поддерживать около 20°С.
По мере прохождения через турбину пар увлажняется и ее ступени работают в зоне
влажного пара. Это снижает экономичность электростанции и вызывает также эрозионное
разрушение элементов проточной части ЦНД. Для удаления из пара влаги между цилиндрами турбины пар осушают и перегревают. Оба эти процесса организуют в одном агрегате —
сепараторе-пароперегревателе СПП
(рис. 24.3). Пар из ЦВД подводится сбоку в верхней части корпуса, проходит
сепаратор, а затем последовательно
омывает поверхности пароперегревателя и при температуре 241оС выходит
через верхнюю крышку в ЦНД. Серия
СПП для отечественных турбин АЭС
разработана ЗиО. Эксплуатационные
показатели и надежность вертикальных
и горизонтальных парогенераторов
примерно, равноценны. Они полностью
собираются и подвергаются контролю
на заводе, допускают транспортировку по железной дороге. С повышением мощности размеры горизонтального парогенератора возрастают, и при единичной мощности более 250—300
МВт его габариты чрезмерно велики. Вертикальная конструкция позволяет существенно повысить единичную мощность парогенератора, в котором все поперечное сечение нижней части заполняется поверхностью нагрева, а сепарационный объем вынесен в верхнюю часть
корпуса. По условиям транспорта по железной дороге теплообменную и сепарационную части изготовляют на заводе отдельно с последующей сборкой на монтажной площадке.
По компоновке парогенераторы АЭС различают вертикального
и горизонтального типов. Парогенераторы с газовым и жидкометаллическим теплоносителями выполняются вертикальными. На
АЭС с ВВЭР устанавливаются парогенераторы обоих типов. Каждому из них присущи свои достоинства и недостатки. Горизонтальная конструкция парогенератора
технологична в изготовлении и
надежна в эксплуатации. Вертикальные парогенераторы компактнее горизонтальных, но конструктивные элементы и технология их изготовления сложнее, а
при U-образной форме они требуют трубную доску большой толщины, приводящей к сложной и дорогой технологии крепления в них концов трубных элементов. В итоге суммарная
стоимость аппаратов обоих типов примерно одинакова. Выбор того или иного типа парогенератора с этой точки зрения определяется технической подготовленностью производства.
Горизонтальный парогенератор занимает в несколько раз большую площадь, чем вертикальный той же паропроизводительности. Имея в виду стремление к повышению радиационной безопасности парогенератора, следует отметить более высокую компактность вертикальных аппаратов.
ВОПРОС 189: В чем проявляется ползучесть металла? От каких факторов зависит
это явление?.
ОТВЕТ [1]:
Специфическую опасность для надежной работы ответственных элементов парового
котла представляет длительное воздействие напряжений от внутреннего давления и высокой
температуры перегретого пара, если она превышает 450°С. Под совместным влиянием температуры выше 450°С и напряжений (трубы пароперегревателей, их коллекторы и магистральные паропроводы) в стали развивается опасное явление ползучести (крипа). Ползучесть представляет собой медленное и непрерывное накопление пластической деформации,
т. е. постепенное увеличение размеров детали. Это особый вид пластической деформации,
протекающей при напряжении ниже предела текучести. Опасной особенностью процесса
ползучести является то, что по достижении определенных пределов остаточной пластической деформации металл разрушается. Поэтому размеры деталей, работающих в условиях
развития ползучести, непрерывно контролируют.
Диаграмма ползучести показана на рис. 25.1, на котором изображены кривые ползучести при постоянном напряжении для трех значений температуры t1<t2<t3. Рассмотрим
ход процесса на примере ползучести при температуре t1. Кривая состоит из трех участков:
Оа, аб и бс. По времени участок Оа— период затухающей ползучести — соответствует короткому начальному периоду I, когда металл даже несколько упрочняется. Далее наступает
длительный период II установившейся ползучести— участок ab, в пределах которого деталь
может работать надежно, не разрушаясь. Скорость ползучести в этом периоде постоянна:
υ=l/=tg.
Наконец, следует опасный период III нарастающей ползучести бс, в течение которого
наступает разрушение детали — точка с и которому предшествует сильная пластическая деформация, например раздутие труб поверхности нагрева. Надежная работа деталей возможна
только в пределах периода II установившейся ползучести. При более высокой температуре
(t2 и ts) процесс ползучести протекает аналогично, но более активно во времени; скорость
установившейся ползучести повышается, а разрушение наступает раньше. Напряжение, при
котором скорость ползучести в периоде III не превышает заданной, или напряжение, вызывающее за заданный срок службы суммарную деформацию не более некоторого безопасного,
допустимого предела, называют условным пределом ползучести σп. Для большинства марок
сталей допускается суммарная деформация в 1% за 100 тыс. ч работы. Этому соответствует
скорость ползучести υп=10-7 мм/(мм-ч), или 10-5%/ч.
Характеристикой прочности металла при работе в условиях ползучести служит предел
длительной прочности. При нагружении металла в условиях ползучести длительность работы детали до разрушения зависит от испытываемого напряжения. Напряжение, вызывающее
разрушение металла в условиях ползучести за заданный период, называют пределом длительной прочности.
Зависимость времени до разрушения при постоянной температуре τр от напряжения чаще всего выражают степенным уравнением
р=Вσ-m,
где В и m — постоянные для данного металла и данной температуры.
Следовательно, в двойных логарифмических координатах график зависимости тр от σ
выражается прямыми, показанными на рис. 25.2 для трех температур t1, t2 и tз
Длительность безопасной работы детали при данном напряжении (без разрушения) может быть установлена по рис. 25.2. Следовательно, расчет на прочность деталей, работающих в условиях ползучести, можно проводить не по пределу ползучести, а по пределу
длительной прочности. Задавшись временем безопасной работы и введя запас прочности,
можно рассчитать напряжение, при котором деталь будет надежно работать в течение заданного времени.
Физическая природа предела ползучести и предела длительной прочности неодинакова.
Предел ползучести характеризует сопротивление металла малой пластической деформации
при повышенной температуре, а предел длительной прочности — сопротивление металла
разрушению в условиях ползучести. Тем не менее в зависимости от обстоятельств каждая из
этих характеристик может фигурировать в расчетах на прочность в условиях ползучести, тем
более, что для каждого материала между этими характеристиками имеется определенная
взаимосвязь.
Работа металла при повышенных температурах отличается также той особенностью, что
при этих температурах получают развитие диффузионные процессы, под влиянием которых
могут существенно изменяться структура, а следовательно, и свойства металла. В этих условиях металл разупрочняется в результате охрупчивания и графитизации. Разупрочнение может привести к аварийной потере прочности.
С увеличением единичной мощности требования к надежности выше, а обеспечить ее
сложнее из-за большой металлоемкости поверхности нагрева и огромного числа сварных соединений. Увеличение единичной мощности часто сопровождается повышением параметров
пара, что связано с применением более прочных, но менее пластичных сталей. Последние
более чувствительны к концентрациям напряжений, и поэтому для них даже небольшие дефекты металла более опасны.
Литература:
1.
Резников М.И., Липов Ю.М. Паровые котлы тепловых электростанций. –
М.: Энергоиздат, 1981. – 240с.
2.
М.А.Стырикович, К.Я. Катковская, Е.П. Серов. Парогенераторы электростанций.- М, Энергия 1966. -384с.
3.
Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). Под ред.
Н.В. Кузнецова Энергия 1973. -295с.
4.
Энергетик № 12 . 2003г.
Скачать