«Карауш С. А., Хуторной А.Н. Теплогенерирующие установки систем теплоснабжения Учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению Строительство Томск, 2003 Карауш, Сергей Андреевич Теплогенерирующие ...»

Томский государственный архитектурно-строительный университет

Карауш С. А., Хуторной А.Н.

Теплогенерирующие установки

систем теплоснабжения

Учебное пособие для студентов вузов,

обучающихся по направлению «Строительство»

Томск, 2003

Карауш, Сергей Андреевич

Теплогенерирующие установки систем теплоснабжения: Учебное пособие для студентов

вузов, обучающихся по направлению «Строительство»/ А.Н. Хуторной. - Томск: Томский государственный архитектурно-строительный университет, 2003.- 161 с. : ил.

ISBN 5-93057-118-X, 300 экз.

В учебном пособии рассматриваются тепловые схемы, оборудование и особенности работы современных теплогенерирующих установок малой и средней мощности, используемых в жилищнокоммунальном комплексе и различных отраслях народного хозяйства. Учебное пособие содержит материалы по второй части дисциплины «Теплогенерирующие установки» и предназначено для студентов специальности 290700 «Теплогазоснабжение и вентиляция», слушателей Института повышения квалификации и производственников.

Теплогенерирующие установки Теплофикация. Теплоснабжение УДК 697.326 (075.8) Содержание ПРЕДИСЛОВИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИЕ УСТАНОВКИ

1.1. Назначение и классификация

1.2. Тепловые схемы теплогенерирующих установок

1.3. Выбор типа, мощности и числа котлов

1.4. Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной теплогенерирующей установки

1.5. Принципиальная тепловая схема отопительной теплогенерирующей установки с водогрейными котлами

1.6. Составление уравнений теплового баланса

2. ВОДНОЕ ХОЗЯЙСТВО

2.1. Водный режим работы котлов

2.2. Физико-химические характеристики воды

2.3. Требования, предъявляемые к качеству исходной, питательной, котловой воды и пара

2.4. Обработка воды

3. ДОКОТЛОВАЯ ОБРАБОТКА ВОДЫ

3.1. Отстаивание, фильтрование и коагуляция воды

3.2. Известкование и содоизвесткование воды

3.3. Умягчение воды методами ионного обмена

3.4. Другие методы умягчения воды

3.5. Особенности умягчения воды для водогрейных котельных

4. ВНУТРИКОТЛОВАЯ ОБРАБОТКА ВОДЫ

4.1. Продувка

4.2. Деаэрация воды

4.3. Обработка воды с помощью присадки химических реагентов

4.4. Подготовка пара в соответствии с нормативными требованиями

4.5. Удаление отложений и очистка труб

5. ПИТАНИЕ КОТЛА ВОДОЙ

5.1. Питательные установки

5.2. Требования к надежности и производительности питательных установок....... 5.3. Схемы включения питательных насосов

5.4. Питательные трубопроводы и паропроводы

6. ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО

6.1. Топливное хозяйство при использовании твердого топлива

6.2. Топливное хозяйство при использовании жидкого топлива

6.3. Топливное хозяйство при использовании газообразного топлива

7. ШЛАКОЗОЛОУДАЛЕНИЕ

7.1. Общие сведения о шлакозолоудалении

7.3. Ручное шлакозолоудаление

7.4. Механизированное шлакозолоудаление

7.5. Пневмошлакозолоудаление

7.6. Гидрошлакозолоудаление

8. ТЯГОДУТЬЕВЫЕ УСТРОЙСТВА И АЭРОДИНАМИКА ГАЗОВОЗДУШНОГО

ТРАКТА

8.1. Использование естественной тяги в котлах

8.2. Использование искусственной тяги в котлах

8.3. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котла, работающего на искусственной тяге

8.4. Выбор тягодутьевого оборудования

9. ТЕПЛОВОЙ КОНТРОЛЬ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПРОЦЕССОВ

9.1. Тепловой контроль технологических процессов

9.2. Контрольно-измерительные приборы

9.3. Автоматизация технологических процессов производства тепловой энергии.. 9.4. Системы автоматизации котлов

9.5. Щиты управления

10. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

10.1. Основы проектирования. Требования. Генеральный план и размещение котельных

10.2. Здания котельных. Компоновка оборудования

10.3. Эксплуатация теплогенерирующих установок

10.4. Технико-экономические показатели установок

11. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

11.1. Газообразные и твердые загрязняющие вещества

11.2. Минимально необходимая высота дымовой трубы

11.3. Методы снижения выбросов вредных веществ с продуктами сгорания........ 11.4. Вредные жидкие стоки

11.5. Мероприятия по уменьшению объема вредных жидких стоков

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ПРЕДИСЛОВИЕ

Пособие написано в строгом соответствии с программой дисциплины "Теплогенерирующие установки" и предназначено для студентов специальности "Теплогазоснабжение и вентиляция" и слушателей Института повышения квалификации.

Теплогенерирующие установки позволяют получать тепловую энергию, которая используется потребителями в жилищно-коммунальном хозяйстве и на производстве. Эффективность производства тепловой энергии напрямую зависит от качества проекта теплогенерирующей установки, условий ее эксплуатации и квалификации обслуживающего персонала. Вот почему в настоящее время вопросы производства и использования тепловой энергии являются актуальными, особенно для суровых климатических условий Сибири.

Студенты по пособию знакомятся с основными понятиями, принципиальными тепловыми схемами, методами и устройствами водоподготовки, шлакозолоудаления, очистки поверхностей нагрева и т.п.

Рассмотреть подробно все вопросы, связанные с проектированием и эксплуатацией теплогенерирующих установок, в небольшом пособии невозможно.

Поэтому авторы надеются, что данное пособие послужит отправной точкой для студентов при дальнейшем более углубленном изучении работы теплогенерирующих установок.

Пособие написано С.А. Караушем, графическое оформление выполнено А.Н. Хуторным.

Авторы выражают глубокую признательность рецензентам учебного пособия профессору Б.В. Моисееву и доценту В.В. Куликову за ценные замечания и пожелания, сделанные при подготовке рукописи.

ВВЕДЕНИЕ

Теплогенерирующие установки предназначены для производства тепловой энергии, которая используется для технологических нужд различных производств, на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Значение тепловой энергии для человека трудно переоценить, особенно в Сибири с ее жестким климатом. Без тепла человек не сможет выжить в таких условиях, только тепловая энергия позволяет ему обеспечить нормальную жизнедеятельность. Все это показывает, как важны роль и место дисциплины "Теплогенерирующие установки" для инженеров-строителей специальности "Теплогазоснабжение и вентиляция", т.к.

именно им приходится на практике разрабатывать, проектировать, осуществлять монтаж и эксплуатировать системы теплоснабжения, которые включают в себя Теплогенерирующие установки и тепловые сети с тепловыми пунктами.

В последние годы в связи с переходом нашей страны к рыночной экономике и ужесточением экологических требований к эксплуатации теплогенерирующих установок значительно изменились конструкции и условия эксплуатации теплогенерирующих установок и вспомогательного оборудования. Все это предопределяет совершенствование и дальнейшее развитие теплогенерирующих установок в России.

1. ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИЕ УСТАНОВКИ

Теплогенерирующей установкой (ТГУ) для систем теплоснабжения называют комплекс технических устройств и оборудования, предназначенный для выработки тепловой энергии в виде горячей воды или пара за счет сжигания органического топлива.

Теплогенерирующие установки можно классифицировать по следующим признакам:

а) по назначению (по характеру нагрузки):

- отопительные - для обеспечения теплотой систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения;

- отопительно-производственные - для обеспечения теплотой систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения и для технологического теплоснабжения;

- производственные - для технологического теплоснабжения;

б) по размещению:

- отдельно стоящие - теплогенерирующая установка размещена в отдельно стоящем здании (главном корпусе);

- пристроенные к зданиям;

- встроенные в здания другого назначения;

- крышные - расположенные на крыше здания;

в) по виду энергоносителя:

- паровые;

- водогрейные;

г) по виду сжигаемого топлива:

- на твердом топливе;

- на жидком топливе;

- на газообразном топливе;

д) по типу системы теплоснабжения:

- установки с закрытой системой теплоснабжения;

- установки с открытой системой теплоснабжения, когда водоразбор горячей воды происходит непосредственно из тепловой сети.

1.2. Тепловые схемы теплогенерирующих установок Под тепловой схемой теплогенерирующей установки понимают графическое изображение основного и вспомогательного оборудования установки, объединяемого линиями трубопроводов. Различают несколько видов тепловых схем:

- принципиальная (на схеме указывается только основное оборудование и основные трубопроводы);

- развернутая (на схеме указывается все устанавливаемое оборудование и трубопроводы с расположенной на них запорной и регулирующей арматурой);

- рабочая, или монтажная (на схеме, выполненной в ортогональной или аксонометрической проекции, указываются отметки расположения трубопроводов, их наклоны, арматура, крепления, размеры и т.д.).

Развернутую и рабочую тепловые схемы составляют лишь после разработки и расчета принципиальной тепловой схемы; на их основе выбирают оборудование теплогенерирующей установки.

При рассмотрении тепловых схем теплогенерирующих установок все оборудование обычно делят на две категории:

- основное (котлы, подогреватели и охладители, расширители непрерывной продувки, деаэраторы, насосы, баки, редукционные охладительные установки, химводоочистка и др.);

- вспомогательное (арматура, резервные насосы, вспомогательные трубопроводы и др.).

В соответствии с СНиП 11-35-76* "Котельные установки" [1] тепловые нагрузки при расчете и выборе оборудования теплогенерирующих установок должны определяться для трех характерных режимов:

- максимально-зимнего (при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку);

- наиболее холодного месяца (при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодный месяц);

- летнего (при расчетной температуре наружного воздуха теплого периода, расчетные параметры А).

Рассчитать принципиальную тепловую схему теплогенерирующей установки это значит определить:

- суммарную максимальную паро- или теплопроизводительность теплогенерирующей установки;

- число устанавливаемых котлов в котельной;

- расходы пара и воды по трубопроводам теплогенерирующей установки.

Суммарная паро- или теплопроизводительность теплогенерирующей установки определяется при указанных выше трех режимах ее работы. При этом под рабочей тепловой мощностью теплогенерирующей установки QР. ТГУ или рабочей паропроизводительностью DР. ТГУ понимают суммарную максимальную мощность по всем энергоносителям (пару и горячей воде) с учетом мощности на покрытие собственных нужд теплогенерирующей установки QCH и потерь QПОТ, т.е.

для водогрейной теплогенерирующей установки и для паровой где QTEX, DTEX - тепловая мощность или расход пара на технологические нужды;

QOB, DOB - тепловая мощность или расход пара на отопление и вентиляцию;

QГВ, DГВ - тепловая мощность или расход пара на горячее водоснабжение;

QCH, DCH - тепловая мощность или расход пара на собственные нужды;

QПОТ, DПОТ - потери тепловой мощности и пара в тепло-генерирующей установке.

При проектировании теплогенерирующей установки требуется знать, сколько и каких котлов необходимо установить. Выбор типа котлов зависит от вида нагрузки, места расположения теплогенерирующей установки, тепловой мощности потребителей, вида топлива и т.п. При чисто паровой нагрузке к установке принимаются паровые котлы, при чисто отопительной нагрузке к установке принимаются водогрейные котлы, при смешанной нагрузке применяется для удобства установка одновременно паровых и водогрейных котлов.

Количество и единичную тепловую мощность водогрейных котлов и паропроизводительность паровых котлов, устанавливаемых в теплогенерирующей установке, следует определять по расчетной производительности котельной QР.ТГУ и DР.ТГУ, используя формулы (1.1) и (1.2), проверяя при этом режим работы котлов для теплого летнего периода года.

Экономичная работа котлов зависит от их нагрузки и наблюдается при номинальной (проектной) нагрузке котлов. Поэтому мощность и количество котлов необходимо выбирать таким образом, чтобы в отопительный период котлы имели нагрузки, близкие к номинальным. В случае выхода из строя наибольшего по производительности котла в теплогенерирующей установке первой категории оставшиеся котлы должны обеспечить требуемый отпуск тепла потребителям.

Следует отметить, что к потребителям теплоты первой категории относят тех, прекращение подачи теплоты которым может привести к опасности для жизни людей или значительному ущербу в народном хозяйстве страны. К потребителям теплоты второй категории относят остальных потребителей. Для теплогенерирующих установок, обеспечивающих тепловой энергией потребителей второй категории, отпуск теплоты не нормируется.

Для встроенных, пристроенных и крышных котельных следует предусматривать автоматизированные котлы полной заводской готовности.

В теплогенерирующей установке должна предусматриваться установка не менее двух котлов, за исключением производственных теплогенерирующих установок второй категории, в которых допускается установка одного котла.

Максимальное количество котлов, устанавливаемых в теплогенерирующей установке, должно определяться на основании технико-экономических расчетов.

1.4. Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной Принципиальные тепловые схемы теплогенерирующих установок отображают протекающие в определенной последовательности тепловые процессы, связанные с трансформацией теплоносителя и исходной воды. При составлении схемы определяется все основное оборудование, необходимое для выработки теплоносителя заданных параметров, устанавливается взаимосвязь между элементами этого оборудования. На основе схемы производится тепловой расчет теплогенерирующей установки, составляются требуемые материальные и тепловые балансы по отдельным статьям расхода и прихода вырабатываемого теплоносителя и исходной воды.

Производственно-отопительные ТГУ проектируются на базе промышленных и отопительных нагрузок, при этом потребителю производится отпуск пара и горячей воды на технологические нужды и горячей воды для покрытия отопительных нагрузок.

Принципиальная тепловая схема паровой производственно-отопительной ТГУ с закрытой системой теплоснабжения и котлами типа ДЕ, КЕ, ДКВР, вырабатывающими насыщенный или слегка влажный пар при давлении 1,4 МПа, приведена на рис. 1.1.

Пар, вырабатываемый котельным агрегатом К1, через редукционную охладительную установку К2, в которой происходит понижение давления пара (обычно до 0,7 МПа), направляется на технологические нужды на производство, на собственные нужды ТГУ, в сетевые подогреватели К5 на выработку теплоты для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. В редукционно-охладительной установке К2 при дросселировании получают перегретый пар, который затем увлажняют питательной водой до состояния сухого насыщенного.

Для предотвращения повышения концентрации солей в воде, циркулирующей в контуре парового котла К1, предусматривается "продувка", т.е. вывод части котловой воды с большим содержанием солей из контура котла. За счет этого мероприятия предотвращается образование накипи в котле. Продувочная вода выводится в расширитель непрерывной продувки К6, где при пониженном давлении (около 0,15 МПа) она вскипает и отводится через подогреватель исходной воды К13 и барботёр К17 в канализацию.

Для восполнения потерь конденсата на производстве, потери воды с "продувкой" и в тепловых сетях, внутренних потерь пара и др. в схему ТГУ подается определенное количество исходной воды из водопровода.

Рис. 1.1. Принципиальная тепловая схема производственно отопительной теплогенерирующей установки с закрытой системой теплоснабжения и паровыми котлами типа ДЕ и КЕ, работающими на насыщенном паре при давлении 1,4 МПа Вода насосом исходной воды К12 подается в подогреватель исходной воды К13, где нагревается до 20-25 °С за счет теплоты, передаваемой в барботере от продувочной воды. Такая температура воды позволяет предотвратить конденсацию пара из воздуха и коррозию на внешних поверхностях труб и оборудования химводоочистки К15. После этого исходная вода подается во второй подогреватель исходной воды К14, обогреваемый паром. В установке химической очистки К происходит умягчение воды, т.е. удаление из нее солей жесткости, которые могут привести к образованию накипи в котле и тепловых сетях. Умягченная вода через подогреватели химически очищенной воды К16 и К8 и охладитель выпара К направляется в деаэратор атмосферного типа К4, где при ее кипении из воды удаляются растворенные газы (О2 и СO2), вызывающие внутреннюю коррозию труб котла. В деаэратор К4 также поступает конденсат с производства после сетевых теплообменников К5. Для нагрева воды в деаэраторе до кипения в него подается пар после редукционной охладительной установки К2 и расширителя непрерывной продувки К6. Выделившиеся в деаэраторе газы с небольшим количеством пара, который называют выпаром, направляют в теплообменник К3, в котором пар конденсируется и отдает тепло умягченной воде, а газы выбрасываются в атмосферу.

Умягченная вода после деаэратора питательным насосом К9 подается в паровой котел К1 и к редукционной охладительной установке К2.

Для восполнения потерь сетевой воды в системе теплоснабжения имеется подпиточный насос К10. Перемещение воды в системе теплоснабжения осуществляется сетевым насосом К11. Требуемый температурный режим в ТГУ и системе теплоснабжения поддерживается с помощью перемычки и регулятора температуры К7.

При необходимости нагрева воды для технологических нужд в схему ТГУ включается самостоятельная установка.

Для открытых систем теплоснабжения в тепловую схему ТГУ, изображенную на рис. 1.1, должны быть внесены изменения в соответствии с рис. 1.2.

В блоке химводоочистки обрабатываемая вода разделяется на два потока, как показано на рис. 1.2:

- питательную воду G ХОВ паровых котлов, прошедшую две ступени умягчения в ХВО и поступающую в деаэратор К4 (рис. 1.1);

- подпиточную воду G ХОВ тепловых сетей, прошедшую одну ступень умягчения в ХВО, подогреватель очищенной воды К20, и поступающую далее в деаэратор подпиточной воды К19 через охладитель выпара К18 и далее в бакаккумулятор К21. Из бака-аккумулятора вода подпиточным насосом К10 подается в тепловую сеть.

Рис. 1.2. Принципиальная схема блока химводоочистки для открытой системы теплоснабжения производственно-отопительной теплогенерирующей установки 1.5. Принципиальная тепловая схема отопительной теплогенерирующей Отопительная ТГУ проектируется на базе тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, и используются при этом водогрейные котлы. Принципиальная схема отопительной ТГУ для закрытой системы теплоснабжения приведена на рис. 1.3. Так как многие элементы установки по своему назначению совпадают с аналогичными элементами ТГУ, изображенной на рис. 1.1, то ниже опущено их пояснение.

Обратная вода сетевым насосом К11 подается в водогрейный котел К1.

Нагретая в котле вода направляется в подающий трубопровод Т1 и на собственные нужды ТГУ. Температура воды на входе в котел должна соответствовать требованиям заводов-изготовителей водогрейных котлов.

Температура воды должна быть выше значения, при котором может возникнуть низкотемпературная коррозия труб котла в связи с омыванием их продуктами сгорания топлива, содержащими раствор серной кислоты.

Такой раствор серной кислоты образуется при конденсации из дымовых газов водяных паров и соединении их с газом SО3. Для повышения температуры обратной воды используется рециркуляционный насос К5.

Температура воды в подающем трубопроводе Т1 тепловой сети должна меняться в соответствии с отопительным температурным графиком, что обеспечивается путем пропуска воды помимо котла К1 через перемычку с регулятором температуры К7.

Рис. 1.3. Принципиальная тепловая схема отопительной теплогенерирующей установки с водогрейными котлами и закрытой системой теплоснабжения Потери воды в ТГУ и тепловых сетях, а также расход воды на горячее водоснабжение (в открытых системах теплоснабжения) компенсируются подачей исходной воды из водопровода. Насосом исходной воды К12 вода подается в подогреватель исходной воды К9, где она подогревается до 20-25 °С, и затем направляется в установку химической очистки воды К8, где обычно применяется одноступенчатое умягчение воды. Умягченная вода через подогреватель химически очищенной воды К6 и охладитель выпара К3 подается в вакуумный деаэратор К4 (давление в деаэраторе около 0,03 МПа). Деаэрированная вода собирается в питательном баке К2, из которого она подпиточным насосом К направляется для подпитки тепловых сетей. Для нагрева воды в деаэраторе используется горячая вода из котла К1.

Для открытой системы теплоснабжения в схему водогрейной установки, изображенной на рис. 1.3, включаются дополнительно следующие элементы: бакиаккумуляторы для создания запаса воды для горячего водоснабжения в часы максимального расходования воды потребителем, перекачивающие насосы и насосы для подачи горячей воды потребителю и др.

1.6. Составление уравнений теплового баланса В процессе расчета принципиальных тепловых схем теплогенерирующих установок студентам необходимо научиться составлять тепловые балансы для теплообменников и точек смешения потоков пара и воды. Покажем это на примере подогревателя очищенной воды ПОВ1 (см. рис. 1.1). Для этого изобразим схему подогревателя отдельно с указанием стрелками входящих и выходящих из него потоков пара и воды, их расходов и энтальпий (рис. 1.4).

1.4. Принципиальная схема подогревателя ПОВ Обычно при определении теплоты, вносимой потоком пара, запись делается через энтальпию пара, которую определяют по таблицам воды и водяного пара, а при определении теплоты, вносимой с потоком воды, используют ее температуру, при этом энтальпию воды i рассчитывают через теплоемкость воды СВ и ее температуру t, кДж/кг где СB = 4,19 кДж/(кг·К).

Уравнение теплового баланса для подогревателя будет:

где левая часть уравнения показывает отданную паром теплоту, а правая часть теплоту, воспринятую в подогревателе очищенной водой.

При использовании уравнения (1.2) следует учесть, что расход пара DПОВ1, поступающего в подогреватель, равен расходу уходящего из подогревателя конденсата GПОВ1.

Бесперебойная и экономичная работа котлов теплогенерирующей установки возможна только при правильной организации в ней водного режима. Наличие механических примесей и взвешенных частиц в воде приводит к отложениям и забивке труб грязью. Наличие в воде солей приводит к отложениям накипи на внутренних поверхностях труб котла. В соответствии с требованиями СНиП II-35-76* "Котельные установки" [1] запрещено проектировать теплогенерирующие установки без водоподготовки. Поэтому для паровых и водогрейных установок необходима предварительная специальная подготовка воды, которая осуществляется на станциях химводоочистки теплогенерирующих установок.

Основными накипеобразующими примесями необработанной воды являются соли кальция и магния, содержание которых обусловливает жесткость воды. К таким солям относят: сульфат кальция (CaSO4); карбонаты кальция и магния (СаСО3 и MgCO3); силикаты кальция и магния (CaSiO3 и MgSiO3); гидроокиси (Са(ОН)2 и Mg(OH)2) и др. Выделение твердой фазы из воды происходит из-за упаривания воды, вследствие чего повышается концентрация солей в ней и раствор приближается к насыщению. В то же время накипь, состоящая в основном из СаСО3, образуется уже при нагреве воды до 40...50 °С. В местах ее отложения происходит перегрев металла труб котла и деформация или даже появление трещин, при этом резко ухудшается процесс теплопереноса за счет дополнительного термического сопротивления самих отложений.

Выделение из воды твердой фазы (накипи) и отложение ее на поверхностях нагрева называют первичным процессом накипеобразования. Выпадающий осадок в виде взвешенных частиц (шлама) в объеме воды, который легко удаляется из котла с помощью продувки, называют вторичными отложениями.

Для нормальной работы котлов должен быть создан безнакипный режим работы, который обеспечивается за счет соответствующей подготовки исходной воды.

2.2. Физико-химические характеристики воды При работе теплогенерирующей установки в ее различных частях движется вода с разными свойствами, как показано на рис. 2.1:

- исходная (которая берется из открытых водоемов, рек, подземных скважин, хозяйственно-питьевого водопровода);

- химически очищенная (когда вода прошла цикл очистки от солей жесткости);

- питательная (когда из химически очищенной воды удалили газы);

- подпиточная вода (очищенная вода, идущая на подпитку тепловых сетей или на собственные нужды установки);

- котловая (вода, циркулирующая в контуре котла);

- продувочная (солесодержащая вода, удаляемая из котла при продувке);

- сетевая (вода, циркулирующая в тепловой сети). Качество воды может быть охарактеризовано рядом ее параметров:

- количеством взвешенных частиц в воде, мг/кг;

- сухим остатком, мг/кг;

- общим солесодержанием (минеральным остатком), мг/кг;

- жесткостью, мг-экв/кг;

- щелочностью, мг-экв/кг;

- содержанием кремниевой кислоты (SiO2), мг/кг;

- концентрацией водородных ионов и содержанием коррозионно-активных газов, мг/кг.

Количество взвешенных частиц. К взвешенным частицам относят механические примеси, удаляемые из воды путем фильтрования.

Для определения этого показателя качества воды необходимо взять 1 кг воды и профильтровать ее. Затем следует фильтровальную бумагу с осадком высушить и определить массу самого остатка на бумаге в мг - это и будет количеством взвешенных частиц.

Сухой остаток S получают испарением 1 кг отфильтрованной воды при температуре 105-110 °С. Этот показатель указывает на количество растворенных в воде веществ.

Общее солесодержание, характеризующее количество солей в воде, на практике можно определить суммированием катионов и анионов, полученных в результате полного химического анализа воды.

Жесткость. Различают следующие виды жесткости воды:

- общую жесткость ЖO, которая характеризует содержание в воде всех солей кальция и магния;

- карбонатную (временную) жесткость ЖK, обусловленную наличием в воде бикарбонатов кальция и магния (Са(НСO3)2 и Mg(HCO3)2);

- некарбонатную (постоянную) жесткость ЖHK, которая характеризуется наличием в воде остальных солей кальция и магния (хлоридов - СаСl2 и MgCl2, сульфатов - CaSO4 и MgSO4, силикатов- CaSiO3 и MgSiO3, и др.).

Они связаны между собой уравнением Рис. 2.1. Схема движения воды и пара в теплогенерирующей установке Кроме вышеописанных видов жесткости, различают еще кальциевую ЖСа и магниевую ЖMg. Кальциевая жесткость зависит от концентрации в воде катионов кальция, а магниевая -от катионов магния, и они связаны с общей жесткостью воды соотношением При кипении воды бикарбонаты кальция и магния переходят в карбонаты и выпадают в осадок в виде шлама, который удаляется при продувке:

За единицу измерения жесткости воды принят мг-экв, равный 20 мг кальция или 12 мг магния.

По общей жесткости все природные воды условно делятся на три группы:

- мягкие (ЖO 4 мг-экв/кг );

- средней жесткости (ЖO = 4...7 мг-экв/кг);

- жесткие (ЖO 7 мг-экв/кг).

Щелочность. Различают следующие виды щелочности воды:

- общую ЩO, характеризующую наличие в воде различных ионов;

- гидратную ЩГ, характеризующую наличие в воде гидроксильных ионов ОН-;

- бикарбонатную ЩБ, определяемую по наличию в воде бикарбонатных ионов НСО3-;

- карбонатную ЩK, определяемую по наличию в воде карбонатных ионов Между собой эти виды щелочности связаны уравнением Щелочность воды в 1 мг-экв/кг соответствует: 40 мг/кг едкого натра; 84, мг/кг бикарбоната натрия; 53 мг/кг карбоната натрия.

На практике для оценки качества котловой воды используется относительная щелочность ЩOT, которая определяется по формуле, % где 40 - эквивалент NaOH.

Щелочность питательной воды можно определить по формуле где ЩXOB, ЩКН - щелочность химически очищенной воды и конденсата; К - доля Часто на практике данные по качеству щелочности конденсата отсутствуют. В таких случаях ее принимают равной 0,05...0,1 мг-экв/кг.

Следует отметить, что относительная щелочность для паровых котлов давлением до 4 МПа со сварными барабанами и сварными соединениями труб с барабанами и коллекторами не нормируется.

Содержание кремниевой кислоты в воде характеризует концентрацию в ней различных соединений кремния, находящихся в молекулярной или коллоидной форме. Вредное влияние соединений кремния сказывается на работе парогенераторов с давлением пара более 7 МПа, т.к. только при этом давлении и выше кремниевая кислота начинает растворяться в паре.

Концентрация водородных ионов и содержание коррозионно-активных газов.

Растворенные в воде агрессивные газы О2 и СО2 вызывают различные виды коррозии и характеризуют коррозионные свойства воды. При нагревании воды из нее начинают выделяться газы, общее количество которых можно определить, если довести воду до кипения и из нее выделятся все газы.

Важное значение для качества питательной воды имеет показатель концентрации в воде водородных ионов рН. При нейтральной реакции воды рН = 7, при рН < 7 реакция воды будет кислой, а при рН > 7 - щелочной.

2.3. Требования, предъявляемые к качеству исходной, В соответствии с действующими правилами устройства и эксплуатации теплогенерирующих установок к воде и пару предъявляются определенные требования, изложенные в нормативном документе [4].

В приведенных нормативных документах содержатся сведения о допустимом содержании веществ и газов в воде и паре. В случае, если эти требования в период эксплуатации котлов не соблюдаются, на внутренних поверхностях котла образуется накипь, структура и состав которой приведены в табл. 2.1.

Наличие накипи значительно ухудшает работу и усложняет эксплуатацию котла и приводит к негативным последствиям:

- уменьшается срок службы системы;

- увеличивается расход топлива;

- возрастает число внеплановых ремонтов;

- увеличиваются затраты электроэнергии на транспортировку воды и т.п.

Деление составу Карбонатная С преобладанием до 70...80% От рыхлой до В местах с пониженной Сульфатная С повышенным содержанием Особо твердая при На наиболее горячих (гипсовая) (до 50%) сульфата кальция сильном поверхностях нагрева Силикатная С содержанием до 20...25% Повышенная В местах с наибольшей силикатов кальция ( CaSiO3) и твердость. Имеет плотностью теплового гидросиликатов кальция и характер и сильное Смешанная Состоит из смеси сульфата От рыхлой до В местах с пониженной Условно схему подготовки исходной воды для теплогенерирующей установки можно представить в виде табл. 2.2.

Сама обработка воды предусматривает:

- удаление взвешенных примесей из воды в осветлительных фильтрах;

снижение жесткости (умягчение) воды на станции химводоочистки;

- поддержание определенной величины щелочности воды на станции химводоочистки;

- снижение общего солесодержания воды за счет продувки;

- удаление растворенных агрессивных газов из воды в деаэраторе.

Докотловая (предварительная) Отстаивание

3. ДОКОТЛОВАЯ ОБРАБОТКА ВОДЫ

При использовании в теплогенерирующей установке воды из поверхностных источников необходимо предусматривать следующую ее подготовку:

- отстаивание;

- фильтрование на осветлительных фильтрах, если количество взвешенных частиц не превышает 100 мг/л;

- коагуляцию и фильтрование, если количество взвешенных частиц в воде превышает 100 мг/л и щелочность воды - до 1,5 мг-экв/кг;

- известкование с коагуляцией и фильтрованием для уменьшения щелочности, солесодержания и содержания солей железа при количестве взвешенных частиц более 100 мг/л и щелочности воды более 1,5 мг-экв/кг;

- содоизвесткование с коагуляцией и фильтрованием, когда общая жесткость воды превышает ее общую щелочность, и другие способы.

3.1. Отстаивание, фильтрование и коагуляция воды Природная вода содержит минеральные и органические примеси с различной крупностью частиц. При размере частиц более 0,1 мкм их называют грубодисперсными или механическими; при размере частиц в пределах 0,1...0, мкм - коллоидными. Механические и коллоидные частицы удаляют отстаиванием, коагуляцией и фильтрованием.

Отстаивание воды производят в отстойнике, объем которого должен быть равен полуторной или двойной часовой производительности теплогенерирующей установки по воде. Сам процесс осаждения частиц будет зависеть от плотности частиц, их величины и формы.

Фильтрование обычно осуществляют в осветлительных фильтрах после отстаивания воды. При этом вода пропускается через слой фильтрующего зернистого материала с размером частиц 0,6...1 мм (дробленый антрацит, кварцевый песок, мрамор). При нормальной работе осветлителя концентрация взвешенных веществ должна составлять до фильтрации 10...12 мг/кг, после фильтрации - не более 5 мг/кг.

Для более быстрого и полного процесса отстаивания и фильтрования применяют коагуляцию - укрупнение коллоидных частиц и выделение их в осадок при добавке к воде специальных реагентов (коагулянтов). Коагуляцию исходной воды проводят также и в осветлителях. В качестве коагулянта применяют сернокислые соли алюминия (Al2(SO4)3), железа (FeSO4 · 7H2O), хлорного железа (FeCl3 · 6H2O) при рН воды, равном 4...10. В результате обработки воды образуется осадок в виде шлама, который оседает в фильтре. Коагуляция протекает наиболее интенсивно при температуре 35...40 °С, при этом содержание органических веществ может быть снижено на 60...80%, а содержание кремниевой кислоты на 25...40%. Поэтому воду перед подачей ее в осветлительные фильтры, где используется коагуляция, следует подогревать до указанных выше температур.

Принципиальная схема прямоточной установки для осветления воды показана на рис. 3.1. Исходная вода насосом 1 подается в схему. Коагулянт, находящийся в баке 3 в виде раствора, подается дозатором 2 в трубопровод. В смесительном баке 4 происходит коагуляция коллоидных частиц, которые оседают в фильтрующем слое осветлительного фильтра 6, а очищенная вода поступает далее в схему ТГУ.

Обычно высота фильтрующего слоя составляет 0,8...1,2 м, а скорость движения воды через слой составляет 5...12 м/ч. Схема осветлительного фильтра приведена на рис. 3.2. Когда фильтрующий элемент 1 засоряется и фильтр начинает плохо очищать воду, его регенерируют, т.е. восстанавливают работоспособность фильтрующего элемента.

Рис. 3.1. Принципиальная схема прямоточной установки для осветления воды:

1 - насос; 2 - дозатор; 3 - бак с раствором коагулянта; 4 - смесительный бак; 5 - бак с Регенерация фильтра осуществляется путем его остановки, отмывки отложений и восстановления реакционной способности. Для улучшения отмывки фильтрующего слоя сначала в фильтр подают снизу воздух и взрыхляют фильтрующий слой.

Фильтрующий слой промывается водой, которую берут из бака, и только после этого производят регенерацию фильтрующего слоя, используя ионообменные методы.

1 - фильтрующая загрузка; 2 - корпус фильтра; 3 - разбрызгивающее устройство 3.2. Известкование и содоизвесткование воды При необходимости снижения карбонатной жесткости воды, взятой из открытых источников для теплогенерирующей установки, можно использовать известкование с последующим подкислением. Этот метод относят к методам осаждения. Основан метод на принципе связывания ионов солей жесткости, находящихся в воде и подлежащих удалению, в малорастворимые соединения, которые осаждаются в виде шлама. В основном известкование применяется для удаления из воды связанной и свободной углекислоты, снижения щелочности и сухого остатка исходной воды с одновременным ее умягчением. Известкование с коагуляцией позволяет обезжелезить воду из поверхностных источников и удалить из нее органические вещества.

Известкование осуществляют в осветлительных фильтрах, при этом для активизации процесса температуру необходимо поддерживать в пределах 30...40 °С.

Содоизвесткование, когда совместно используются известь и сода, обычно применяют для вод с большой жесткостью, превышающей щелочность. При этом протекают те же реакции, что и при известковании, но магний удаляется полностью, а кальциевые соли некарбонатной жесткости удаляются содой:

Известкование и содоизвесткование относятся к методам ионного обмена, о которых будет рассказано ниже.

3.3. Умягчение воды методами ионного обмена Умягчение воды можно осуществлять методом осаждения или методом ионного обмена.

При использовании метода осаждения (известкование и содоизвесткование) накипеобразующие катионы, находящиеся в воде в растворенном виде, в результате химического взаимодействия с известью или содой или вследствие термического разложения образуют новые соединения, малорастворимые в воде, и могут быть удалены отстаиванием или фильтрованием. Данный метод умягчения воды имеет ряд недостатков: громоздкость используемого оборудования; малая степень умягчения воды, которой оказывается недостаточно для паровых котлов.

Поэтому для более глубокого умягчения воды обычно используют методы ионного обмена.

Метод ионного обмена обработки воды основан на способности некоторых металлов и других элементов вступать в ионный обмен с растворимыми в воде солями жесткости, сорбируя из воды ионы этих солей и отдавая в воду эквивалентное количество других ионов. В установке ионного обмена периодически должна проводиться регенерация материала фильтра (ионита), поставляющего ионы в обрабатываемую воду.

При регенерации материала фильтра (катионита) растворами NaCl, H2SO4 и NH2Cl происходит обмен катионов (соответственно Na+, H+ и NH4+) на катионы солей жесткости обрабатываемой воды. Этот процесс называют катионированием.

Наиболее распространенными методами ионного обмена являются:

- натрий-катионирование (Na-катионирование);

- водород-катионирование (Н-катионирование).

Реже используются методы:

- аммоний-натрий-катионирование;

- натрий-хлор-ионирование.

Рассмотрим более подробно два первых метода ионного обмена как наиболее распространенные для обработки воды теплогенерирующих установок.

Натрий-катионирование Вода в Na-катионитовых фильтрах пропускается через слой естественного или искусственного натриевого материала -катионита (глауконит, сульфоуголь и др.).

Кальциевые и магниевые соли воды вступают в обменные реакции с указанным минералом, замещая в нем натрий и тем самым умягчая воду. Вместо кальциевых и магниевых солей в умягченной воде образуется эквивалентное количество легко растворимых натриевых солей. Щелочность воды при этом методе не изменяется.

Конструкция фильтра ионного обмена практически не отличается от осветлительного фильтра, изображенного на рис. 3.2, только фильтрующий слой заменен на слой катионита с кварцевым песком.

Работает фильтр следующим образом. Через слой катионита пропускают воду, поступающую в теплогенерирующую установку. Происходит умягчение воды, при этом катионит уплотняется, вырабатывается и загрязняется. После выработки катионита подачу воды для умягчения прекращают и катионит взрыхляют обратным потоком (водой или воздухом). Слой катионита взрыхляется, и после этого промывочной водой из бака производят промывку фильтрующего слоя (по продолжительности эта операция занимает около 15...30 минут). После окончания промывки фильтрующего слоя приступают к его регенерации, для чего пропускают через слой фильтра раствор соли NaCl (продолжительность 1,5...2 ч). После регенерации фильтрующего слоя осуществляют промывку фильтра (продолжительность около 15 минут) для удаления остатков раствора соли.

Одним из основных недостатков такого метода умягчения воды является то, что загрязненная вода после регенерации и промывки фильтра сбрасывается в дренаж или канализацию, что приводит к загрязнению окружающей среды.

При одноступенчатой схеме умягчения воды величина общей жесткости исходной воды ЖO может быть уменьшена до величины 0,1 мг-экв/кг. Для более глубокого умягчения воды используют двухступенчатую схему, при этом жесткость воды может быть доведена до величин 0,005...0,02 мг-экв/кг.

Рис. 3.3. Схема последовательного H-Na-катионирования:

1 - Н-катионитовый фильтр; 2 - Na-катионитовый фильтр; 3 - бак воды для взрыхления Нкатионита; 4 - удалитель углекислоты; 5 - вентилятор; 6 - бак умягченной воды; 7 - насос;

8 - солерастворитель; 9 - Na-катионитовый фильтр; 10 - бак воды для взрыхления Naкатионита; 11 - сброс загрязненной воды в канализацию Водород-катионирование Метод Н -катионирования обычно не применяют в чистом виде, а используют в сочетании с Na-катионированием по одной из трех схем: параллельной, последовательной или смешанной. В качестве катионита обычно используют сульфоуголь, а регенерацию фильтра обычно проводят 2%-м раствором серной кислоты. Наиболее распространенной является последовательная схема с так называемой "голодной" регенерацией Н-катионитовых фильтров. Принципиальная схема такой регенерации показана на рис. 3.3. Регенерацию Н-катионитового фильтра ведут недостаточным для полного восстановления фильтрующей загрузки ("голодным") количеством раствора кислоты. Получают при этом частично умягченную исходную воду с небольшой остаточной щелочностью. Отрицательной стороной метода Н-катионирования является то, что фильтры подвергаются щелочной коррозии и возникает необходимость работы с раствором серной кислоты. Для паровых котлов вода после Н-катионирования оказывается агрессивной, поэтому ее доумягчают на Na-катионитовом фильтре. Преимущество такого метода ионного обмена состоит в том, что в канализацию сбрасываются практически нейтральные стоки.

Существуют и другие методы очистки исходной воды, к которым следует отнести электродиализ, магнитный и ультразвуковой методы, метод обратного осмоса, ультрафильтрацию и др.

Электродиализ - ионообменный процесс, схожий с действием описанных выше ионообменных фильтров и отличающийся тем, что ионообменный слой заменен ионообменными мембранами (пористыми пленками), получаемыми полимеризацией смеси реагентов. Для упрочнения мембран их формируют на металлических сетках. Используют данный метод в основном для опреснения соленых вод. Под действием постоянного электрического тока, поданного на мембраны, последние способны пропускать только катионы или только анионы. В результате этого через мембрану проходит только чистая вода без солей жесткости.

Магнитный метод очистки воды достаточно часто применяется в отопительных котельных. При этом методе на воду воздействуют магнитным полем определенной напряженности и полярности. После этого при нагревании воды в котле из нее выпадают соли жесткости в виде шлама, которые удаляются продувкой из нижних точек котла. На поверхностях нагрева накипные отложения не образуются. Данный метод применяют для вод с преимущественно карбонатной жесткостью величиной до 6...8 мг-экв/кг, содержанием железа до 0,3 мг/кг и содержанием кислорода до 0,3 мг/кг.

Обычно используют одну из двух схем магнитной обработки воды. Первая схема предназначена для паровых котлов с температурой среды более 100 °С. В этом случае соли выделяются в толще воды в виде шлама, который необходимо непрерывно удалять из нижних слоев во избежание образования вторичной накипи.

Поэтому данная схема предусматривает обязательную установку автоматического шламоотделителя после аппарата магнитной обработки воды. По второй схеме, которая используется для водогрейных котлов с температурой подогрева воды до 95 °С, вода остается прозрачной и осадка в виде шлама не образуется.

Омагниченные свойства воды сохраняются от 8 до 10 часов. Для постоянного поддержания омагниченных свойств воды в схеме (рис. 3.4) предусматривается антирелаксационный контур, через который должно проходить не менее 12...15% объема воды, циркулирующей в системе. Следует заметить, что магнитные аппараты должны иметь биологическую защиту, чтобы устранить вредное воздействие на обслуживающий персонал, и устанавливаются обычно в помещениях, где нет постоянного пребывания людей.

1 - водогрейный котел; 2 - сетевой насос; 3 - устройство магнитной обработки воды Ультразвуковая обработка воды осуществляется за счет воздействия на котловую воду ультразвуковыми колебаниями частотой 20...30 кГц, за счет чего создаются условия кавитации воды (непрерывное образование и исчезновение внутренних разрывов сплошности воды, т.е. происходит резкое понижение давления воды в отдельных точках и ее вскипание, а т.к. вода недогрета до кипения, то затем происходит такая же резкая конденсация пара и схлопывание пузырька). При схлопывании микропузырьков развиваются гидравлические микроудары, в результате чего происходит очистка внутренних поверхностей труб от образовавшейся накипи и предотвращение образования новой. Рабочая толщина слоя накипи при таком способе обработки воды не превышает 0,1 мм. На металл труб ультразвук данной частоты не оказывает вредного влияния, а под его воздействием происходит пассивирование поверхностного слоя металла, что снижает скорость коррозии.

Метод, в основе которого лежит процесс обратного осмоса, заключается в самопроизвольном переходе чистой воды через специальную мембрану, которая отделяет ее от исходной воды. Равновесное состояние перехода чистой воды через мембрану наступает при определенном гидростатическом давлении, равном разности высоты уровней в камере исходной воды и чистой воды. Это давление называют осмотическим, оно зависит от концентрации солей в исходной воде. Если создать в отделе камеры с исходной водой давление больше осмотического, то чистая вода будет переходить в другую часть камеры. Этот процесс называют обратным осмосом. В качестве мембран используют пористые анизотропные пластины, проницаемые для молекул воды и практически непроницаемые для ионов растворенных солей. К преимуществам данного метода следует отнести отсутствие расхода реагента, а следовательно, и сбросов стоков в канализацию, которые наблюдаются для других способов очистки воды.

В настоящее время появился новый способ очистки воды от солей ультрафильтрация, когда вода продавливается через пористый материал, размеры пор которого меньше размера задерживаемых частиц, загрязняющих воду.

3.5. Особенности умягчения воды для водогрейных котельных Водоподготовка в теплогенерирующих установках с водогрейными котлами зависит от вида системы теплоснабжения (открытая или закрытая), а также от забора воды (из открытых водоемов, из подземных источников или при использовании воды хозяйственно-питьевого водопровода).

Одноступенчатое Na-катионирование применяют для:

- закрытых систем теплоснабжения при ЖO 5 мг-экв/кг;

- открытых систем теплоснабжения и систем горячего водоснабжения при ЖO < 2 мг-экв/кг.

Для умягчения воды может также применяться метод Н -катионирования с "голодной" регенерацией при тех же ограничениях на жесткость исходной воды, которые сделаны выше.

4. ВНУТРИКОТЛОВАЯ ОБРАБОТКА ВОДЫ

Для поддержания в котловой воде определенной концентрации солей, которая обеспечит безнакипный режим работы котла, применяют периодическую или непрерывную продувку. Продувка заключается в удалении из барабана котла части котловой воды с высоким солесодержанием и заменой ее питательной водой с малым солесодержанием. Продувку производят из тех мест водотрубной системы котла, где наиболее высокое солесодержание воды, как показано на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Схема продувки котла при одноступенчатой системе испарения:

1 - труба для отвода продувочной воды; 2, 5 - верхний и нижний барабан; 3 - труба для подвода питательной воды; 4 - опускные трубы; 6 - подъемные (кипятильные) трубы; 7 труба отвода шлама Питательная вода подается в барабан по всей длине трубы 3 с отверстиями, проходящей в верхней части верхнего барабана 2. Нижняя аналогичная труба 1, расположенная в нижней части верхнего барабана, предназначена для сбора и отвода продувочной воды. В котлах со ступенчатым испарением продувку осуществляют из солевых отсеков или выносных циклонов. Периодическую продувку применяют для удаления шлама, который обычно скапливается в нижних коллекторах и барабанах котла. Величина продувки должна быть такой, чтобы солесодержание котловой воды соответствовало требованиям норм качества.

Обычно процент продувки котла принимают в зависимости от его паропроизводительности. Принято считать, что для нормальной работы теплогенерирующих установок процент продувки не должен превышать для котлов малой и средней мощности 10%, для котлов большой мощности - 5%, что связано с потерями теплоты с продувочной водой. Оптимальными считают потери теплоты с продувочной водой в пределах 0,1...0,5% от теплоты сгораемого топлива. Для случаев, когда одноступенчатое испарение требует большого процента продувки, используют ступенчатое испарение. Это позволяет уменьшить количество выводимой с продувкой горячей воды и сократить потери теплоты.

Сущность ступенчатого испарения заключается в следующем. Испарительная система котла разделяется на два отсека, соединенных по пару, но разделенных по воде. Питательная вода подается только в первый отсек, а для второго отсека питательной водой будет служить продувочная вода первого отсека. Продувка котла осуществляется из второго отсека. Так как концентрация солей во втором отсеке выше, чем в первом, то для вывода солей требуется меньший процент продувки для котла в целом. В современных паровых котлах широко используется ступенчатое испарение, при этом используются две или три ступени. Сама схема испарения может быть двух типов - с солевыми отсеками внутри барабана или с выносными циклонами. Рассмотрим более подробно каждый из них.

На рис. 4.2 изображена схема продувки с солевыми отсеками внутри барабана котла. Весь объем барабана 1 разделен перегородкой на два неравных по объему отсека 2 и 4.

Рис. 4.2. Схема продувки с солевыми отсеками внутри барабана:

1, 8 - верхний и нижний барабаны; 2, 4 - первый и второй испарительные отсеки; 3 перегородка; 5 - опускные трубы; 6 - кипятильные (подъемные) трубы; 7 - нижний Каждый отсек барабана включен в свой циркуляционный пароводяной контур I или II, при этом в первом контуре паропроизводительность обычно составляет 70...90% от паропроизводительности котла. Во второй циркуляционный контур включают часто боковые экраны топки.

Аналогично выглядит и работает схема продувки с выносными циклонами (сепараторами), изображенная на рис. 4.3.

1, 8 - верхний и нижний барабаны; 2, 4 - первый и второй испарительные отсеки; 3 выносной циклон; 5 - опускные трубы; 6 - подъемные (кипятильные) трубы; 7 - нижний Установка циклонов приводит к некоторому усложнению агрегата по сравнению с предыдущим случаем, однако такая конструкция исключает "переброс" воды из второго отсека в первый в период работы, что наблюдается иногда в схемах с солевыми отсеками внутри барабана. Когда подпиточная вода имеет умеренную минерализацию, то выполняют двухступенчатое испарение. При низком качестве подпиточной воды может применяться трехступенчатое испарение со встроенной в барабан второй ступенью испарения и выносной третьей ступенью. Паропроизводительность третьей ступени не должна быть ниже 5% от общей паропроизводительности котла. Чем хуже качество подпиточной воды, тем больше следует брать производительности второй и третьей ступеней испарения.

Вместе с тем, следует придерживаться правила, чтобы мощность первой ступени испарения не была ниже 65...70% от паропроизводительности котла.

Если принять, что Паропроизводительность котла с учетом продувки составляет D + GПР, то количество вносимых с питательной водой солей составит где D - суммарная Паропроизводительность отсеков 1 и 2 данного котла:

D1 и D2 - Паропроизводительность отсеков 1 и 2;

SПВ - солесодержание питательной воды.

Принимая, что солесодержание котловой воды в 1-м отсеке составляет SB1, пара - SП1, а во 2-м отсеке соответственно SB2 и SП2, то солесодержание пара, уходящего из барабана котла, составит Солесодержание пара по отсекам может быть определено по формулам где К1 и К2 - коэффициенты выноса солей из отсеков барабана с паром (принимают при расчетах обычно К1 = К2 = 0,01...0,03%).

Солесодержание продувочной воды составит где С1 и С2 - кратность концентраций в отсеках Количество выносимых с продувочной водой солей составит SС.ПР = GПР · SПР.

В химически очищенной воде находятся относительно нейтральные (N2 и NH и др.) и агрессивные (О2 и СО2) газы, последние приводят к химической коррозии внутренних поверхностей нагрева котла. Кроме этого, продукты коррозии нарушают циркуляцию воды в контуре котла, что может привести, в конечном итоге, к пережогу труб. Поэтому коррозионно-активные газы необходимо удалять из воды. Для этого существует несколько способов - химическая, каталитическая, термическая деаэрация.

Сущность химической деаэрации заключается в следующем - в воду добавляют сульфит натрия (Na2SO3), который окисляется до сульфата натрия (Na2SO4), забирая из воды кислород.

При каталитической деаэрации воды коррозионно-активные газы удаляются из воды водородом.

Основным способом удаления газов из воды в теплогенерирующих установках в настоящее время остается термическая деаэрация, которая основана на использовании закона растворимости газов в жидкости (закон Генри). Согласно этому закону количество растворенного газа GГ в единице объема жидкости прямо пропорционально парциальному давлению газа над жидкостью где РГ = Р - РП - парциальное давление газа;

Р - общее давление;

РП - давление пара над жидкостью;

КP - коэффициент растворимости газа в воде.

Растворимость газа в воде при ее нагреве снижается в соответствии с законом Генри, т.к. давление пара стремится к давлению насыщения, т.е. РП Р, а РГ 0, При кипении, когда РП = Р, из воды удаляются все газы.

Удаление газов из воды в теплогенерирующих установках осуществляется в специальных устройствах - термических деаэраторах, в которых также происходит подогрев воды до кипения.

Деаэраторы подразделяются по рабочему давлению на три вида:

- вакуумные (Р < 0,03...0,093 МПа) ;

- атмосферные (Р = 0,12 МПа);

- повышенного давления (Р > 0,12 МПа).

В теплогенерирующих установках малой и средней мощности обычно используются на водогрейных котлах вакуумные деаэраторы и на паровых котлах атмосферные деаэраторы.

Принципиальная схема деаэраторной установки атмосферного типа показана на рис. 4.4.

Рис. 4.4. Схема деаэраторной установки атмосферного типа:

1 - охладитель выпара; 2 - колонка (головка) деаэратора; 3 - бак (аккумулятор); 4 гидрозатвор; 5 - водоуказательное стекло Деаэратор состоит из двух основных частей - деаэраторного бака 3 и деаэраторной колонки 2. Химически очищенная вода поступает через охладитель выпара 1 в верхнюю часть колонки деаэратора. Сюда же подается конденсат от сетевых подогревагелей. Вода стекает по распределительным тарелкам (по всему сечению колонки) вниз, в бак, и нагревается за счет пара, который движется вверх.

Для измерения давления пара имеются манометры на паропроводе и баке. При нагреве воды из нее выделяются газы, которые с частью пара из верхней части колонки поступают в охладитель выпара. Там оставшийся пар конденсируется, и конденсат возвращается по сливной трубке в деаэратор, а газы выходят в атмосферу. Освобожденная в деаэраторе от газов питательная вода из нижней части бака направляется к котлам. Температура подогрева воды в деаэраторе атмосферного типа обычно лежит в пределах 102...104 °С, что соответствует давлению в деаэраторе 0,12 МПа.

При превышении давления в деаэраторе относительно рабочего может произойти его разрыв, а при разрежении атмосферное давление может деформировать деаэратор. Чтобы этого не произошло, деаэратор оборудуется гидрозатвором 4, как показано на рис. 4.4. Гидрозатвор устанавливается высотой 3,5...4 м относительно уровня воды в деаэраторе, диаметр трубы гидрозатвора берется обычно 70 мм.

При уходе воды из деаэратора и создании в нем разрежения подпиточная вода поступает из гидрозатвора в питательный бак. При резком повышении уровня воды в баке деаэратора (перепитке) происходит сброс избытка воды через переливную трубу в гидрозатворе.

Для контроля за уровнем воды в баке имеется водоуказательное стекло 5. Для предотвращения кавитации во всасывающих патрубках питательных насосов деаэратор устанавливают выше уровня установки насосов таким образом, чтобы создать требуемый подпор во всасывающих патрубках.

Для удаления газов из воды в теплогенерирующих установках с водогрейными котлами обычно используют вакуумные деаэраторы. Схема включения вакуумного деаэратора показана на рис. 4.5. Она практически не отличается от описанной выше для деаэраторов атмосферного типа.

Поддержание разрежения в вакуумном деаэраторе осуществляется с помощью специальной вакуумной установки или эжекторного насоса 3, который включен в дополнительный контур, состоящий из бака резервной воды 1 и насоса 2.

Рис. 4.5. Схема включения вакуумного деаэратора:

1 - бак резервной воды; 2 - насос; 3 - водоструйный эжектор; 4 - охладитель выпара; 5 вакуумный деаэратор; 6 - питательный бак деаэрированной воды; 7 - подпиточный насос Неконденсирующиеся газы выпара удаляются из бака 1, а подпитка бака осуществляется химически очищенной водой.

4.3. Обработка воды с помощью присадки химических реагентов Внутрикотловую обработку воды часто ведут с помощью химических щелочных реагентов, которые в сочетании с подогревом воды в котле вызывают осаждение солей жесткости в виде нерастворимых соединений СаСО3 и Mg(OH)2.

Для реализации этого метода используют в качестве реагентов едкий натр, тринатрийфосфат и кальцинированную соду в зависимости от состава исходной воды и предъявляемых требований к качеству котловой воды. Например, при щелочности исходной воды больше ее карбонатной жесткости (ЩИВ > ЖК) и равенстве жесткостей ЖO = ЖK = ЖСа умягчение воды можно производить за счет ее подогрева (термоумягчение). В случае, если ЩИВ = ЖСа, для умягчения воды в котловую воду следует добавлять только едкий натр. Если выполняется неравенство 2 · ЩИВ < ЖСа, то в воду следует добавить в требуемых дозах соду и едкий натр. Ввод реагентов в воду для ее умягчения должен быть таким, чтобы солесодержание и щелочность котловой воды соответствовали требованиям норм качества.

Данный метод ввода щелочных реагентов в котловую воду часто используется на котельных, где нет станции химводоочистки.

При внутрикотловой обработке воды образуется шлам, и его необходимо периодически удалять с помощью продувки.

Для чугунных паровых котлов с температурой пара более 100 °С иногда рекомендуется магнитный метод обработки котловой воды, который описан выше.

Карбонатная жесткость воды при этом методе не должна превышать 10 мг-экв/кг.

4.4. Подготовка пара в соответствии с нормативными требованиями Пар, направляемый потребителям, должен быть достаточно чистым для того, чтобы избежать отложений на внутренних поверхностях пароперегревателей и паропроводов. Качество вырабатываемого пара зависит от его влажности и концентрации веществ, загрязняющих котловую воду. Для пара с давлением менее 4 МПа требования к его качеству приведены в нормативной литературе [4].

Согласно требованиям к насыщенному пару, вырабатываемому в котлах без пароперегревателей, пар может иметь влажность до 1%, при этом его солесодержание не нормируется. Во влаге, содержащейся в паре, находится определенная часть солей, что и дает его солесодержание SП, т.е.

где х - степень сухости пара;

SKB - солесодержание котловой воды.

Для снижения влажности пара в барабане котла устанавливают различные сепарирующие устройства, которые отделяют капельки влаги от сухого пара.

Различают несколько типов сепарации влаги:

- гравитационную, когда отделение капель происходит под действием сил тяжести при горизонтальном или вертикальном движении пара с малой скоростью в трубопроводе (диаметр отделяемых капель составляет более 50 мкм);

- инерционную (механическую), когда поток пара, двигающийся с относительно большой скоростью, резко изменяет направление движения или резко изменяется его скорость;

- пленочную, когда поток пара проходит вдоль пленки жидкости, находящейся на твердой наклонной поверхности, и капли прилипают к этой пленке, при этом обеспечивается тесный контакт пара и пленки. При такой сепарации пленка жидкости все время дренирует по этой наклонной поверхности и подпитывается за счет выпадения из пара капелек влаги.

Рис. 4.6. Сепарация пара при подводе пароводяной смеси:

1 - распределительный затопленный щит; 2 - барабан; 3 - жалюзийный сепаратор; 4 пароприемный щит; 5 - отбойный щит; 6 - кипятильные трубы; 7 - опускные трубы Гравитационная сепарация в котлах практически не используется, т.к. требует малых скоростей потоков пара, а следовательно, больших объемов сепарационных устройств.

Инерционная сепарация широко используется для очистки пара от влаги. Для этого применяют механические сепараторы, некоторые из них изображены на рис. 4.6.

Обычно в барабане котла стараются достичь равномерного распределения пара по длине и сечению барабана, и этому способствует установка сепараторов в барабан котла.

Принцип действия сепараторов понятен из рисунка: у отбойного щита 5 резко меняется направление потока пароводяной смеси, поступающей из кипятильных труб 6; в жалюзийном сепараторе 3 резко изменяется направление потока пара; в распределительном 1 и пароприемном 4 щитах резко изменяется скорость движения пара. Иногда для отделения капелек влаги используют центробежные сепараторы.

Механической сепарацией можно очистить пар только от крупной водяной взвеси. Для отделения веществ в виде молекулярных и коллоидных растворов от пара используют различные паропромывочные устройства, в основе которых лежит пленочная сепарация. К таким устройствам относят:

- устройства, разбрызгивающие воду в потоке пара;

- устройства с пропуском пара около смоченной водой поверхности;

- устройства с пропуском пара через смачиваемые водой набивки или через слой воды.

Наибольшее распространение в котлах малой и средней мощности получил последний тип паропромывочных устройств, когда пар пропускается через слой чистой питательной воды. Такую сепарацию называют барботажной промывкой.

На рис. 4.7 показан барабан котла с таким паропромывочным устройством.

Пароводяная смесь поступает из кипятильных труб 6 под промывочный распределительный щит 3, изготовленный из коробов или перфорированных стальных листов. За счет этого происходит равномерное распределение пара по сечению и длине барабана.

Сверху на промывочный щит стекает чистая питательная вода, которая, собираясь в сборном коробе 2, распределяется далее по всей длине барабана.

Пар, проходя (барботируя) через слой воды, очищается от мельчайших капелек влаги. Пройдя через паропромывочный щит 4, пар далее может быть направлен к потребителю.

1 - барабан; 2 - приемный короб; 3 - промывочный распределительный щит; 4 пароприемный щит; 5 - отбойный щит; 6 - кипятильные трубы; 7 - опускные трубы В процессе эксплуатации котлов и теплообменного оборудования, особенно при плохой подготовке подпиточной воды, на внутренних стенках трубопроводов и оборудования образуется слой накипи, что приводит к резкому понижению эффективности работы и снижению тепловой мощности котлов (рис. 4.8).

В соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов" установлены предельные толщины внутренних отложений на трубах со стороны воды, которые для паровых котлов не должны превышать 0,3...0,5 мм. Это требует периодической очистки поверхностей нагрева от отложений. Количество и состав отложений на внутренних поверхностях нагрева котла зависят от состава воды в источниках водоснабжения и методов очистки подпиточной воды.

Рис. 4.8. Зависимость потери мощности котлов от толщины отложений на внутренних Как показала практика эксплуатации котлов, отложения имеют в основном железооксидный характер (типа ржавчины) или состоят в основном из соединений кальция (карбонатные отложения).

Удалять отложения с поверхностей нагрева можно различными способами, основные из которых следующие:

- механический;

- гидравлический;

- ультразвуковой;

- химический;

- гидрохимический;

- электрогидроимпульсный.

К механическому способу очистки труб следует отнести очистку труб шарошками, скребками или щетками. Данный способ очистки достаточно трудоемок, малопроизводителен и не позволяет полностью удалить отложения.

Гидравлический способ представляет собой очистку труб высоконапорной гидравлической установкой - гидромонитором. Способ достаточно эффективен, однако довольно дорогой. Кроме этого, он не всегда может быть применен на практике, особенно для сложных по геометрии и в пространстве поверхностей нагрева.

В основе ультразвукового способа очистки труб от накипи лежит разрушение отложений за счет воздействия на них акустических колебаний (волн), производимых генератором. Разрушенные отложения выпадают в осадок и удаляются из водотрубной системы котла в виде шлама.

Химический способ очистки предполагает промывку водотрубной системы котла химическими растворами, растворяющими или разрушающими слой накипи, например, раствором соляной кислоты. К недостаткам этого способа следует отнести необходимость работы с агрессивными средами и возможность отрицательного воздействия этих сред на металл труб.

При гидрохимическом способе (гидрохимическая промывка) используют композиции на основе фосфорорганических комплексонов с применением высокоэффективных ингибирующих добавок. Это позволяет путем перевода твердых отложений в растворенное состояние очищать практически все трубопроводы котлов, тепловых сетей, систем отопления и т.п. при полном отсутствии коррозионных процессов при очистке. Данный способ считается в настоящее время одним из наиболее эффективных и экологически чистых и находит широкое применение на практике.

Удаление отложений может быть произведено электрогидроимпульсным способом. Он основан на высвобождении энергии высоковольтного разряда в жидкости (воде), при котором образуется мощная ударная волна, разрушающая отложения на внутренних поверхностях трубопроводов и оборудования. При этом способе состав накипи не имеет значения, а эффективность достаточно высока.

Для безаварийной работы котлов и теплотехнического оборудования необходим текущий контроль за состоянием внутренних поверхностей нагрева и при необходимости их очистка от отложений.

5. ПИТАНИЕ КОТЛА ВОДОЙ

Для подачи воды в котел (обычно вода подается в экономайзер) используется питательная установка, называемая часто питательным насосом. Эта установка должна обладать повышенной надежностью в эксплуатации. Даже кратковременное прекращение подачи воды в котел может привести к перегреву и пережогу труб или серьезным авариям, т.к. там, где должна циркулировать вода и отводить теплоту от дымовых газов, воды может не оказаться.

В качестве основного устройства питания водой теплогенерирующих установок малой и средней мощности используют центробежные насосы с электроприводом. В производственных и производственно-отопительных котельных, где вырабатывается пар, могут применяться поршневые насосы с паровым приводом, а в небольших отопительных котельных иногда для питания котла водой используют инжекторные насосы.

Центробежные насосы с электроприводом в теплогенерирующих установках получили широкое преимущественное применение из-за высокой экономичности и надежности, удобства регулировки производительности и простоты обслуживания.

Вместе с тем, в качестве недостатков таких питательных устройств выступают:

необходимость держать насос под заливом при запуске; резкое снижение производительности насоса при механическом износе рабочего колеса; низкий КПД насосной установки при ее малой производительности по отношению к номинальной.

Поршневые насосы с паровым приводом нашли применение в качестве питательных установок только в теплогенерирующих установках с паровыми котлами, т.к. для их привода требуется пар. Очень часто паровые поршневые питательные насосы используются в качестве резервных. Паровые питательные насосы имеют ряд достоинств: независимость привода от наличия в теплогенерирующей установке электрической энергии; использование пара после насоса в цикле теплогенерирующей установки. Вместе с тем, есть ряд существенных недостатков: низкая экономичность; большой расход пара на перекачку воды; неравномерность подачи воды во времени; значительная чувствительность насоса к механическим примесям в воде и др.

Питание водой небольших отопительных котлов может осуществляться с помощью инжекторного (пароструйного) насоса, схематическое изображение которого показано на рис. 5.1.

Пар, проходящий через сопло (инжектор), вызывает в минимальном сечении, где скорость потока пара максимальна, разрежение, что приводит к подсосу воды в поток пара. В результате этого на выходе из инжектора давление воды оказывается выше, чем оно было до инжектора. Сам пар конденсируется, переходит в воду и отдает ей свою тепловую энергию, т.е. в инжекторном насосе параллельно с повышением давления воды идет и ее подогрев за счет теплоты пара.

Рис. 5.1. Принципиальная схема инжекторного насоса Для надежной работы инжекторов температура питательной воды на входе в насос должна быть не выше 40 °С и высота подачи не более 2 м. Расход пара в инжекторном насосе обычно составляет 1...9% от количества перекачиваемой воды. Основные достоинства инжекторных насосов: простота устройства и обслуживания; компактность; отсутствие движущихся частей. Недостатками являются: значительный расход пара на перекачку воды; отсутствие возможности регулировать производительность насоса при создаваемом им постоянном напоре воды.

5.2. Требования к надежности и производительности питательных Для непрерывной подачи воды в паровые и водогрейные котлы в условиях эксплуатации и в нештатных ситуациях питательная установка должна иметь два насоса - основной и резервный.

Обеспечить надежность питания водой паровых котлов с давлением пара не менее 0,17 МПа в соответствии с нормативными требованиями можно за счет установки не менее двух питательных насосов, один из которых резервный, с независимыми приводами - электрическим и паровым. При размещении в питательной установке котла одновременно двух центробежных насосов (основного и резервного) питание их электричеством должно быть осуществлено от разных независимых источников электрической энергии. Для питания котлов производительностью не более 500 кг пара в час допускается в качестве резервного использовать насос с ручным приводом.

В отдельных случаях допускается не предусматривать резервный питательный насос, если питание котлов может быть осуществлено от водопровода, при этом давление воды в водопроводе перед котлами должно превышать рабочее давление пара в котле на 0,1 МПа. При таком питании котла водой на водопроводе перед котлом должны обязательно стоять обратный клапан и запорный вентиль.

Для питания котлов с давлением пара не более 0,5 МПа или котлов производительностью до 1 тонны пара в час допускается применение питательных насосов только с электроприводом при одном источнике питания электроэнергией.

При определении производительности питательных насосов теплогенерирующей установки следует учитывать расходы:

- на питание всех рабочих паровых котлов;

- на непрерывную продувку котлов;

- на пароохладители котлов;

- на редукционно-охладительные и охладительные установки.

Количество и производительность питательных установок выбираются такими, чтобы в случае остановки наибольшего по производительности насоса оставшиеся смогли обеспечить подачу воды в количестве, учитывающем все расходы. Производительность питательного насоса обычно принимают с запасом в 20%.

Для непрерывной подачи воды насосом из питательного бака в котел в баке должен быть создан определенный запас воды, который бы позволил котлу в аварийных ситуациях работать в течение 1...2 часов. Поэтому в системах питания паровых котлов водой дополнительные емкости с питательной водой, кроме деаэраторных баков, как правило, не предусматриваются. Для водогрейных котлов при использовании закрытых систем теплоснабжения и вакуумной деаэрации воды часто предусматривается установка промежуточных баков деаэрированной воды, а при использовании открытых систем теплоснабжения - установка баковаккумуляторов без установки промежуточных баков.

5.3. Схемы включения питательных насосов Принципиальная схема включения питательного насоса теплогенерирующей установки показана на рис. 5.2. Питательная вода из деаэратора 1 поступает во всасывающий коллектор 3, откуда она засасывается питательным насосом 5 и подается в нагнетательный коллектор 8, из последнего вода поступает в барабан парового котла.

Место установки питательных насосов в здании теплогенерирующей установки выбирается исходя из условия, чтобы питательная вода на входе в насос не вскипала, т.е. чтобы не происходило кавитации во всасывающем патрубке насоса, что может привести к аварийной ситуации. Обычно питательные насосы подают воду в котлы из питательных или деаэраторных баков, в которых температура воды выше 50 °С. Например, в деаэраторах атмосферного типа температура питательной воды может достигать 102...104 °С. Высота всасывания воды для насосов зависит от температуры воды, при этом температура воды во всасывающем патрубке должна быть всегда ниже температуры кипения. Например, при температуре воды 40 °С высота всасывания для насоса составляет 4,7 м, при 70 °С - 0 м. При еще большей температуре вода должна поступать в питательный насос под небольшим напором. Поэтому для уменьшения гидравлического сопротивления во всасывающей магистрали стараются делать ее максимально короткой, с минимальным количеством устанавливаемой на ней арматуры.

Скорость воды в таких магистралях должна быть в пределах 0,5...1,0 м/с. Все это указывает на то, что питательные насосы необходимо устанавливать в наиболее низкой точке здания теплогенерирующей установки, чтобы за счет создавшегося напора воды из деаэратора (высота всасывания НB) обеспечить требуемый подпор воды во всасывающем патрубке насоса. Для предотвращения быстрого ухода воды из котла в напорную линию при аварийных ситуациях на нагнетательной стороне устанавливают обратные клапаны 7 (см. схему на рис. 5.2).

1 - деаэратор; 2 - задвижка; 3 - всасывающий коллектор; 4 - всасывающий патрубок; 5 питательный насос; 6 - нагнетательный патрубок; 7 - обратный клапан; 8 - нагнетательный Производительность питательного насоса с учетом 20% запаса можно определить из выражения где D - максимальная паропроизводительность котла.

Величина полного напора, который должен развить питательный насос, может быть найдена из уравнения где РH и РB - давление воды в нагнетательном и всасывающем патрубках Давление во всасывающем патрубке насоса определяется суммой двух давлений: давления, создаваемого столбом воды между уровнем воды в деаэраторе и уровнем оси всасывающего патрубка насоса, и давления в деаэраторе РД, за вычетом перепада давления, требующегося для преодоления гидравлического сопротивления всасывающего трубопровода РВС, т.е.

где В - плотность воды во всасывающем патрубке.

Требуемое давление в нагнетательном патрубке питательного насоса определяется суммой величин давления в барабане котла РБ, перепада давления, требующегося для преодоления гидравлического сопротивления в нагнетательной линии РНС, и давления высоты столба воды HН между уровнем воды в барабане котла и осью нагнетательного патрубка насоса, т.е.

где H - плотность воды в нагнетательном трубопроводе.

Анализ работы теплогенерирующих установок малой и средней мощности показывает, что на преодоление гидравлического сопротивления всасывающего трубопровода затрачивается около 10...15% от напора, развиваемого насосом.

При выборе питательного насоса с целью повышения надежности увеличивают его напор на 10% по отношению к расчетному.

5.4. Питательные трубопроводы и паропроводы Трубопроводы в теплогенерирующих установках подразделяют на два типа:

- главные (питательные, всасывающие, нагнетательные, паропроводы насыщенного и перегретого пара);

- вспомогательные (дренажные, для отбора проб, продувочные, спускные и др.).

Схема и устройство питательных трубопроводов должны обеспечивать полную надежность питания котлов водой в обычном и аварийном режимах. Для теплогенерирующих установок первой категории и в ряде других случаев, предусмотренных "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов", питательные трубопроводы должны быть двойными, один из трубопроводов должен быть при этом резервным. В остальных случаях допускается прокладка одного питательного трубопровода, как показано на рис. 5.2.

Двойная прокладка трубопроводов связана с большими затратами металла на трубы и большим числом задвижек, что приводит к значительному увеличению стоимости теплогенерирующей установки. На рис. 5.3 приведена схема с двойными магистралями трубопроводов питательной воды и одиночной сборной магистралью для паропровода.

Для регулирования потоков питательной воды на трубопроводах устанавливается запорная и регулирующая арматура. На питательном трубопроводе, который подходит к котлу, имеющему абсолютное давление пара в барабане до 0,17 МПа, должны быть предусмотрены запорное устройство и обратный клапан, как показано на рис. 5.2 и 5.3.

Диаметры трубопроводов рассчитываются из условия допустимых в них скоростей воды, которые, в свою очередь, зависят от типа трубопровода:

- в нагнетательных питательных трубопроводах - 2,5...3,0 м/с;

- во всасывающих питательных - 0,6...1,0 м/с;

- во всех остальных - 2,0...2,5 м/с.

Диаметры паропроводов рассчитываются исходя из условия допустимых скоростей пара:

- для перегретого пара при диаметре труб до 200 мм принимаются скорости не свыше 40 м/с, при диаметре труб свыше 200 мм скорость пара может быть до 70 м/с;

- для насыщенного пара при диаметре труб до 200 мм принимаются скорости не свыше 30 м/с, при диаметре труб свыше 200 мм скорость пара может быть до 60 м/с.

Так как длина протяженных трубопроводов при изменении в них температуры теплоносителя изменяется, то трубопроводы должны иметь компенсаторы. При эксплуатации паропровода в нижних его точках может скапливаться конденсат.

Для его удаления необходимо применять дренажные трубопроводы.

1 - потребители пара; 2 - главный паропровод; 3 - паровой котел; 4 - обратный клапан; 5 трубопровод питательной воды; 6 - перемычка; 7 - питательный насос

6. ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Топливным хозяйством называют систему сооружений, устройств и механизмов, предназначенных для приема, разгрузки, хранения, перемещения, обработки, подготовки и подачи топлива в котельные и топки котлов. Система и состав топливного хозяйства теплогенерирующих установок определяются видом, свойствами, способом сжигания, расходом и способом доставки топлива.

Топливное хозяйство должно быть максимально механизировано и автоматизировано, приводить к минимальному экологическому загрязнению окружающей среды и должно обеспечить при минимальных потерях топлива бесперебойную его подачу в топки котлов.

6.1. Топливное хозяйство при использовании твердого топлива Топливное хозяйство теплогенерирующих установок, работающих на твердом топливе, является часто наиболее сложным и дорогостоящим, особенно при пылеугольном сжигании. Принципиальная технологическая схема топливного хозяйства (в зависимости от типа сжигания) представлена на рис. 6.1.

Твердое топливо от мест добычи до теплогенерирующей установки обычно доставляется железнодорожным, водным или автомобильным транспортом и затем взвешивается на весах (рис. 6.1, а). В зимний период времени влажное топливо при транспортировке может смерзнуться, что затруднит разгрузку или даже сделает ее невозможной. Поэтому такое топливо обычно размораживают в тепляках-сараях и только после этого производят его разгрузку в приемное устройство. Затем топливо дробится в дробилке до кусков требуемых размеров и направляется далее: в бункер сырого угля и далее в систему пылеприготовления и в топку котла; или направляется на склад, где оно хранится и может быть использовано по мере необходимости.

При слоевом сжигании (рис. 6.1, б) система топливоподачи упрощается, т.к.

не требуется дорогостоящая система пылеприготовления топлива.

На практике для теплогенерирующей установки в каждом конкретном случае топливное хозяйство может видоизменяться. Например, при слоевом сжигании сортированных углей и кускового торфа (рис. 6.1, б) необходимость в применении дробильных устройств отпадает и система топливного хозяйства может быть значительно упрощена.

При пылеугольном сжигании топлива в камерных топках требуется его подготовка, которая обычно состоит из нескольких последовательных стадий:

- удаление металла и щепы из топлива;

- грубое дробление;

- подсушка и размол в системе пылеприготовления;

- подача готовой пыли в топку котла.

Рис. 6.1. Принципиальные схемы компоновки топливного оборудования:

Условно эти стадии показаны на рис. 6.2. Уголь со склада поступает в бункер сырого угля 1, откуда он дозированно ленточным транспортером 2 подается на грохот 5. Для удаления из угля древесных включений, которые плохо подвергаются измельчению в дробилках, имеется щепоудалитель 3. Металлические части и включения из угля удаляются с помощью электромагнита 4 и попадают в бункер металла 9. Грохот 5, представляющий собой сита с определенным размером ячеек, позволяет мелким кускам угля просыпаться в бункер 8, а крупным кускам угля скатываться в бункер 6, откуда ленточным транспортером 10 эти куски подаются в дробилку 7. В дробилке происходит размол кусков угля до требуемых размеров, и далее уголь направляется транспортером 11 в мельницы для подсушки и измельчения его в пыль.

Хранение твердого топлива Запас топлива для работы котлов хранится непосредственно на территории теплогенерирующей установки, либо на специальных площадках (складах) недалеко от нее. При хранении топлива наблюдаются естественные потери, связанные:

- с транспортировкой топлива (при проектировании теплогенерирующей установки они могут быть приняты равными до 1% от поступившего на склад топлива);

- с распыливанием топлива и уносом его с атмосферными осадками и т.п.

(величина потерь может быть принята при проектировании до 1%);

- с выветриванием и окислением (озолением) топлива вследствие его самовозгорания (величина потерь может быть принята при проектировании теплогенерирующей установки при плохом качестве угля до 10%).

Первые два типа потерь при хранении топлива относят к механическим, последний тип - к химическим потерям.

Рис. 6.2. Схема подготовки угля при камерном сжигании:

1 - бункер сырого угля; 2, 10, 11 - ленточный транспортер; 3 - щепоуловитель; 4 электромагнит; 5 - грохот (сито); 6 - бункер крупных кусков угля; 7 - дробилка; 8 - бункер Твердое топливо обычно хранят на открытом воздухе в штабелях, форма и размеры которых зависят от типа топлива, его способности к самоокислению, производительности теплогенерирующей установки и т.п. Штабель часто имеет вид равнобочной трапеции, как показано на рис. 6.3.

Для углей первой категории, которые отличаются высоким качеством, высота штабеля не нормируется, для углей второй категории высота штабеля должна быть не более 12 м, третьей категории - не более 6 м, четвертой категории - не более 5 м.

Для обеспечения доступа к штабелям и исходя из условий противопожарной безопасности между штабелями делаются проезды. Расстояние между смежными штабелями угля следует принимать не менее 1 м при высоте штабелей не более 3 м и 2 м - при большей высоте штабеля. Для самовозгорающихся углей расстояние от штабеля до котельной должно быть не менее 15 м, для других углей - не менее м. Кусковой и фрезерный торф должен храниться в штабелях, расположенных на расстоянии не менее 12 м друг от друга.

Длительное хранение углей в штабелях обычно в настоящее время не предусматривается и считается нецелесообразным из-за потерь и значительного ухудшения характеристик топлива с течением времени. Обычно сроки хранения угля на складе ограниченные: бурые длиннопламенные угли должны храниться не более 4...12 месяцев; газовые каменные - 12...36 месяцев; каменные тощие и антрациты - 24...36 месяцев.

При хранении угля в штабелях происходит окисление углерода топлива с кислородом воздуха, которое идет с выделением теплоты. Это особенно касается бурых углей, отличающихся низким качеством. При плохом отводе теплоты из штабеля может происходить разогрев мест, где происходит интенсивное окисление. Это ведет к самовозгоранию угля. Поэтому уголь стараются сразу же после привозки на территорию теплогенерирующей установки уложить в штабель, уплотнить его и покрыть верх и боковые откосы слоем мелочи толщиной 100... мм во избежание попадания кислорода воздуха вглубь. В дальнейшем должен вестись непрерывный контроль за температурой угля внутри штабеля и местами самовозгорания, что делается с помощью пробивки шурфов в штабеле угля и переносных термометров.

Если самовозгорание угля все-таки произошло, то тлеющее место следует отделить от основной массы топлива с помощью прорытых траншей и незамедлительно приступить к тушению. Тушение осуществляют различными способами в зависимости от размеров очага возгорания и имеющихся в наличии средств пожаротушения. Методика тушения очага возгорания может быть следующей. Если штабель угля имеет большую высоту, то место с углем, где имеется очаг возгорания, уплотняют и накрывают брезентом или обмазывают влажной глиной с песком для предотвращения поступления кислорода воздуха к очагу пожара. В случае возгорания всего штабеля его следует, если это возможно, перелопатить или разложить на большой площадке более тонким слоем, уменьшив высоту штабеля до 300 мм. Это приведет к его охлаждению и прекращению процесса горения. Воду при тушении угля применять не рекомендуется, т.к. это может привести к еще большему возгоранию. Уголь, подвергшийся самовозгоранию, следует расходовать в первую очередь.

6.2. Топливное хозяйство при использовании жидкого топлива Обычно при работе тешюгенерирующей установки на жидком топливе используется мазут, реже нефть, солярка и др. В связи с этим рассмотрим топливное хозяйство теплогенерирующей установки на примере мазутного.

Следует отметить, что мазут также часто используется в качестве резервного или аварийного топлива.

Наиболее приемлемым способом доставки жидкого топлива от заводов переработки нефти до места нахождения тепло-генерирующей установки является железнодорожный, реже автомобильный и речной.

Мазутное хозяйство теплогенерирующей установки обычно включает в себя:

приемно-сливные устройства, мазутохранилища, насосные станции, мазуто- и паропроводы и др.

Принципиальная схема мазутного хозяйства показана на рис. 6.4. Из железнодорожной цистерны 2 мазут сливают в приемную емкость 4. Для удобства обслуживания имеется эстакада 3.

В период отрицательных температур мазут может потерять текучесть, и для его разогрева обычно используется пар от котлов теплогенерирующей установки 12, который подается по паропроводу 1 в цистерну. Из приемной емкости 4 мазут насосом 6 перекачивается в мазутохранилище 7, при этом перед насосом устанавливается фильтр грубой очистки 5. Из мазутохранилища 7 через фильтр тонкой очистки 8 насосом мазут подается в пароводяной подогреватель 9, где он нагревается за счет теплоты пара, подаваемого из котла. Подогретый мазут далее направляется по подающему мазутопроводу 10 к форсункам котла 12. Мазута по мазутопроводу 10 должно подаваться больше, чем это требуется для горения, чтобы излишек горячего мазута по циркуляционному мазутопроводу возвращался в мазутохранилище 7. Это позволяет за счет рециркуляционной линии 11 поддерживать мазутопроводы всегда в горячем состоянии, даже в случае прекращения процесса горения в котле, а также иметь подогретый до требуемой температуры мазут в мазутохранилище 7. Иногда параллельно с мазутопроводами прямой и рециркуляционной линий прокладываются паропроводы-спутники, которые предназначены на случай нештатных ситуаций или пуска мазутопроводов в эксплуатацию и после ремонтов. Все мазутопроводы следует прокладывать с уклоном не менее 0,01.

Для разогрева топлива в цистернах и его слива при отрицательных температурах окружающей среды могут быть использованы следующие способы.

1. Разогрев мазута в цистерне открытым паром давлением 0,6...1,0 МПа. Пар подают в цистерну через гибкие шланги, для чего используют эстакаду 3 (рис. 6.4).

Время разогрева и слива мазута из цистерны составляет обычно от 6 до 9 часов.

Рис. 6.4. Принципиальная схема мазутного хозяйства:

1 - паропровод; 2 - железнодорожная цистерна; 3 - эстакада; 4 - приемная емкость; 5 фильтр грубой очистки; 6 - насос; 7 - мазутохранилище; 8 - фильтр тонкой очистки; 9 подогреватель мазута; 10 - подающий мазутопровод; 11 - циркуляционный мазутопровод;

К недостаткам такого способа разогрева мазута следует отнести обводнение мазута (содержание воды в мазуте после разогрева может достигать 8% от массы мазута) и значительный расход пара (требуется до 100 кг пара на 1 тонну разогреваемого мазута).

2. Разогрев мазута в цистерне за счет его циркуляции. При этом способе горячий мазут подают в цистерну и организуют циркуляционный контур по горячему мазуту. Мазут, циркулирующий в этом контуре, подогревают в специальном теплообменнике. Температура подогрева мазута должна быть на 10...20 °С ниже, чем температура его вспышки. Рециркуляцию осуществляют до полного слива мазута из цистерны. К недостаткам такого способа следует отнести достаточно длительное время разогрева и необходимость создания рециркуляционного контура.