ТЕПЛООБМЕН В ЭЛЕМЕНТАХ КОТЛА

ТЕПЛОВАЯ СХЕМА КОТЛА

 

1.1. Основные определения.

Котельная установка – это комплекс устройств, предназначенных для получения пара или горячей воды. Котельная установка может быть одной из составляющих тепловой электростанции или выполнять самостоятельные функции (отопление и горячее водоснабжение, технологическое водо- и пароснабжение).

В зависимости от назначения котельная установка состоит из парового или водогрейного котла и вспомогательного оборудования, обеспечивающего его работу. Последовательно включенные элементы котельной установки образуют тракты.

Топливный тракт – комплекс оборудования для подготовки топлива к сжиганию и подачи в топку. При использовании твердого топлива в него могут входить бункера, питатели сырого топлива и пыли, углеразмольные мельницы, мельничные вентиляторы, сепараторы, транспортеры, пылепроводы и т.п. При сжигании газа и мазута - газопроводы и мазутопроводы, расходомеры, запорная и регулирующая арматура.

Пароводяной тракт – представляет собой систему последовательно включенных элементов оборудования, в которых движется обогреваемый теплоноситель (поверхности нагрева котла, трубопроводы, барабаны, сепараторы, пароохладители и теплообменники в пределах котла, запорная и регулирующая арматура).

Газовоздушный тракт состоит из последовательно расположенных воздушного и газового трактов. Первый из них включает в себя совокупность оборудования для забора воздуха из атмосферы, нагрева и подачи его в топку котла (дутьевые вентиляторы, воздушные короба, воздухоподогреватели и горелочные устройства), второй – комплекс элементов котельной установки, по которым осуществляется движение продуктов сгорания (топка и другие газоходы котла, устройства для очистки дымовых газов, дымососы).

Паровой (водогрейный) котел – это устройство, в котором для получения пара (горячей воды) требуемых параметров используют теплоту, выделяющуюся при сгорании органического топлива. Основные элементы котла – топка и теплообменные поверхности.

Если в котле используют теплоту уходящих газов других технических устройств (ГТУ, технологических установок), его называют котлом-утилизатором. Котел-утилизатор в некоторых случаях не имеет топки и воздухоподогревателя, а его основные элементы – поверхности нагрева.

 

1.2. Основные элементы паровых котлов.

Основными элементами котла являются: топка, испарительные поверхности нагрева, пароперегреватель, экономайзер, воздухоподогреватель, каркас, обмуровка, тепловая изоляция, обшивка.

Поверхности нагрева (экранные трубы и котельный пучок) – элементы котла, в которых происходит передача тепла от факела и продуктов сгорания теплоносителю (воде или пару). Различают радиационную поверхность, которая получает тепло преимущественно излучением, и конвективную поверхность, которая получает тепло в основном конвекцией. Радиационными поверхностями являются экраны, размещенные на стенах топки. В зависимости от размещения в топке, различают фронтовые, боковые, задние и потолочные экраны. Существуют также двусветные экраны, которые размещаются в топочном пространстве и обогреваются с двух сторон.

Пароперегреватель – устройство, предназначенное для повышения температуры пара выше температуры насыщения, соответствующей давлению в котле. По виду тепловосприятия пароперегреватели бывают радиационные, полурадиационные и конвективные. Радиационные пароперегреватели выполняют настенными, и обычно размещают в верхней части топки. Радиационный пароперегреватель барабанного парового котла обычно занимает потолок топки. Полурадиационные пароперегреватели выполняются в виде плоских ширм или лент, собранных из пароперегревательных труб, находящихся друг за другом в одной плоскости. Ширмовые пароперегреватели представляют собой систему из большого числа вертикальных труб, имеющих один гиб на 180º и образующих широкую плоскую ленту, которая имеет опускной и подъемный участки. Их размещают на выходе из топочной камеры на заметном удалении друг от друга. Конвективные пароперегреватели выполняют из гладких стальных труб в виде змеевиков. Конвективные пароперегреватели располагают в горизонтальном газоходе или в начале конвективной шахты.

Экономайзер – устройство, предназначенное для подогрева или частичного испарения питательной воды, перед ее поступлением в испарительную часть котла за счет использования тепла уходящих газов. В зависимости от степени подогрева воды экономайзеры делят на некипящие и кипящие. В кипящих экономайзерах до 20% воды может превращаться в пар. Экономайзеры выполняются из гладких или оребренных (мембранное или поперечное оребрение) труб. В зависимости от металла, из которого изготовляются экономайзеры, их разделяют на чугунные и стальные. Чугунные экономайзеры состоят из ребристых чугунных труб и применяются при давлении в барабане котла до 2 МПа. Наиболее часто экономайзеры выполняют из стальных труб, согнутых в вертикальные змеевики и скомпонованных в пакеты. Экономайзеры размещают в конвективном газоходе.

Воздухоподогреватель – устройство, предназначенное для подогрева воздуха, поступающего в топку на горение за счет использования тепла уходящих газов. Воздухоподогреватели выполняются рекуперативными (трубчатыми) или регенеративными вращающимися. Трубчатые воздухоподогреватели выполняются из отдельных кубов (секций). Куб состоит из вертикальных тонкостенных труб, закрепленных в трубных досках. Газы движутся в трубках сверху вниз, воздух – в межтрубном пространстве. В регенеративном воздухоподогревателе тепло передается металлической насадкой, которая периодически нагревается дымовыми газами, после чего переносится в поток воздуха и отдает ему аккумулированное тепло.

Каркас – металлическая конструкция из колонн, балок и связей, которые установлены на фундаменте и предназначены для соединения и крепления элементов котла.

Обмуровка – внешнее изоляционное защитное ограждение котла.

Паровой или водогрейный котел вместе с совокупностью оборудования, обеспечивающего его работу, называется котельной установкой. В состав котельной установки, кроме котла, входят тягодутьевые машины, устройства очистки поверхностей нагрева, оборудование топливоприготовления и топливоподачи, шлако- и золоудаления, золоулавливающие и другие газоочистительные устройства, воздухопроводы, трубопроводы воды, пара и топлива, арматура, гарнитура, автоматика, приборы и устройства контроля и защиты, водоподготовительное оборудование и дымовая труба.

 

1.3. Принцип работы и тепловая схема парового барабанного котла с естественной циркуляцией.

По характеру движения воды, пароводяной смеси и пара паровые котлы подразделяются на барабанные с естественной циркуляцией, барабанные с многократной принудительной циркуляцией и прямоточные (рис. 1.1). В барабанных котлах с естественной циркуляцией движение пароводяной смеси в подъемных (обогреваемых) трубах и жидкости в опускных (необогреваемых) трубах происходит вследствие разности их плотностей. В котлах с многократной принудительной циркуляцией движение воды и пароводяной смеси осуществляется с помощью циркуляционного насоса. В прямоточных котлах нет циркуляционного контура, нет многократной циркуляции воды, отсутствует барабан, вода прокачивается питательным насосом через экономайзер, испарительные поверхности и пароперегреватель, включенные последовательно.

В общем случае технологический процесс получения пара в барабанном паровом котле осуществляется в следующей последовательности (рис. 1.2). Топливо при помощи горелочных устройств 1 вводится в топку, где и сгорает. Воздух, необходимый для сгорания топлива, подается в топку дутьевым вентилятором или подсасывается через колосниковую решетку – при естественной тяге.

Для улучшения процесса сгорания топлива и повышения экономичности работы котла воздух перед подачей в топку предварительно подогревается дымовыми газами в воздухоподогревателе 8.

Дымовые газы, отдав часть своего тепла радиационным поверхностям нагрева, размещенным в топочной камере, поступают в конвективную поверхность нагрева, охлаждаются и дымососом удаляются через дымовую трубу в атмосферу.

 

 

Рис. 1.1. Схемы движения воды, пароводяной смеси и пара в котлах: а – барабанном с естественной циркуляцией; б – барабанном с многократной принудительной циркуляцией; в – прямоточном; 1 – барабан; 2 – пароперегреватель;      3 – водяной экономайзер; 4 – питательный насос; 5 – обогреваемые трубы; 6 – опускные трубы; 7 – циркуляционный насос.

 

 

Сырая водопроводная вода проходит через катионитовые фильтры, умягчается и далее поступает в деаэратор, где из нее удаляются коррозионно-активные газы (O₂ и CO₂) и стекает в бак деаэрированной воды. Из бака питательная вода забирается питательными насосами и подается в экономайзер 7 парового котла. Нагретая теплом дымовых газов вода из экономайзера поступает в верхний барабан 4 котла, откуда по опускным трубам 3 направляется в коллектора экранов 10–12 или в нижний барабан. Возвращаясь по подъемным трубам 2 в верхний барабан, часть воды испаряется. В верхнем барабане происходит отделение пара от воды. Пар направляется в пароперегреватель 5 (если это необходимо), где он перегревается до требуемой температуры. Затем перегретый пар поступает в общий паровой коллектор, откуда подается потребителям.

Регулирование температуры перегретого пара может осуществляться применением поверхностных пароохладителей, впрыскиванием воды в пар, пропусканием части продуктов сгорания мимо пароперегревателя, рециркуляцией продуктов сгорания в топку, изменением аэродинамики или химической структуры факела, изменением излучательной способности факела. Чаще всего для поддержания температуры перегретого пара на заданном уровне используются впрыскивающие или поверхностные пароохладители 6, устанавливаемые обычно в рассечку между отдельными частями пароперегревателя.

 

Рис. 1.2. Принципиальная схема парового котла: 1 – газомазутная горелка; 2 – подъемные (экранные) трубы; 3 – опускные трубы;    4 – барабан; 5 – пароперегреватель; 6 – поверхностный пароохладитель; 7 – водяной экономайзер; 8 – трубчатый воздухоподогреватель; 9 – линия рециркуляции воды; 10 – коллектор заднего экрана; 11 – коллектор бокового экрана; 12 – коллектор фронтового экрана; 13 – фестон; п.в – питательная вода; н.п – насыщенный пар; п.п – перегретый пар; х.в – холодный воздух; г.в – горячий воздух; т – топливо; у.г – уходящие газы

 

С целью не допустить уноса паром капелек воды, что значительно ухудшает качество пара, в верхнем барабане 4 парового котла устанавливают сепарационные устройства (погружной дырчатый щит, внутрибарабанные или выносные циклоны).

Для уменьшения содержания веществ, загрязняющих котловую воду, производится продувка, т.е. удаление части котловой воды и замена ее питательной водой. Различают продувку непрерывную и периодическую. Непрерывная продувка осуществляется из верхнего барабана 4 и производится без перерывов в течение всего времени работы котла. С непрерывной продувкой из парогенератора удаляются растворенные в котловой воде соли. Периодическая продувка применяется для удаления шлама, осевшего в элементах парового котла, и производится из нижних барабанов и коллекторов 10–12 парогенератора через каждые 12–16 часов.

Эффективным методом снижения потерь котловой воды с продувкой (и, соответственно, уменьшения потерь тепла с ней) является ступенчатое испарение. Сущность ступенчатого испарения состоит в том, что испарительная система парового котла разделяется на ряд отсеков, соединенных по пару и разделенных по воде. Питательная вода подается только в первый отсек. Для второго отсека питательной водой служит продувочная вода из первого отсека. Продувочная вода из второго отсека поступает в третий отсек и т. д. Продувку парогенератора осуществляют из последнего отсека. Так как концентрация солей в воде этого отсека значительно выше, чем в воде при одноступенчатом испарении, для вывода солей из котла требуется меньший процент продувки.

Для обеспечения в процессе растопки котла поступления воды, испаряющейся в барабане, в экономайзер 7, что не допускает перегрева его труб, в паровых котлах обычно предусматривается линия рециркуляции 9.

 

1.4. Составление и расчёт тепловой схемы котла.

При составлении и расчете тепловой схемы парового котла выявляются два аспекта: теплотехнический, связанный с распределени-ем тепловосприятий нагреваемой среды по отдельным поверхностям на-грева при соответствующем изменении энтальпии газов, и конструктив-ный, учитывающий взаимное расположение поверхностей нагрева. На рис. 1.3 приведена тепловая диаграмма и тепловая схема барабанного котла высокого давления.

При составлении и расчете тепловой схемы парового котла необхо-димо иметь выходные параметры: паропроизводительность D, кг/с; давление р, МПа; температура перегретого пара t_пп ^оС, а при наличии вто-ричного перегрева пара еще давление р_вп и температура t_вп,. Одновре-менно с установлением выходных параметров рабочей среды следует определить вид сжигаемого в котле топлива, ибо его технические харак-теристики необходимы для выбора некоторых температур тепловой схемы.

Оптимальная экономичность и надежность работы агрегата дости-гается за счет рационального выбора и поддержания при эксплуатации в определенных пределах температур соответствующих сред в ряде то-чек газового, водопарового и воздушного трактов. Для формирования тепловой схемы должны быть выбраны температуры уходящих газов θ_ух, питательной воды t_пв, горячего воздуха t_гв газов на выходе из топки θ”_т. Выбор указанных температур с учетом рекомендаций по температурному режиму металла отдельных поверхностей нагрева (вторичный пароперегреватель, выходные пакеты первичного паропере-гревателя, поверхности нагрева при СКД в зоне максимальной теплоем-кости), устойчивости протекания гидродинамических процессов создает систему граничных условий или опорных точек, в которую вписываются отдельные поверхности нагрева, что предопределяет распределение при-ращения энтальпий рабочей среды между поверхностями нагрева и рациональное их размещение вдоль потока продуктов сгорания. При этом необходимо стремиться обеспечить высокие температурные напоры и противоток рабочего тела и продуктов сгорания, что не всегда воз-можно.

Прежде всего на основании технико-экономических расчетов с уче-том стоимости сжигаемого топлива и поверхностей нагрева принимается оптимальная температура уходящих газов. В соответствии с нормами теплового расчета котлов для дешевых топлив с повышенной влажностью

Рис. 1.3. Тепловая диаграмма и тепловая схема барабанного котла высокого давления.

 

W^п = (2…3%)*10³ кг/кДж, например, Канско-Ачинского место-рождения с открытым способом добычи угля, для котлов высокого дав-ления θ_ух = 150…170 ^оС. Здесь в значительной степени лимитирует точ-ка росы газов, когда на трубах воздухоподогревателя осаждается вла-га, способствующая коррозии металла, особенно для сернистых топлив. Для топлив с влажностью до W^п = 0,5%*10³ кг/кДж температура уходящих газов принимается более низкой 120…140 ^оС. Чем более дорогое топливо, тем ниже должна быть принята температура θ_ух, нообычно не ниже 110 ^оС во избежание слишком громоздких хвостовых поверхностей нагрева котла.

Температура питательной воды t_пвпоступающей в экономайзер, устанавливается на основании технико-экономического расчета тепло-вой схемы турбинной установки. Чем выше параметры пара перед тур-биной, тем выше оказывается t_пв.Так, для котлов высокого давления t_пв = 230…240 ^оС, а для котлов на СКД t_пв = 260…275 ^оС.

Температура горячего воздуха увязана с температурой питательной воды. Ориентировочно температуру горячего воздуха (за первой сту-пенью) можно оценить по выражению

 

 

где Δt = 40…80 оС, при этом меньшая цифра относится к сухим топливам.

Выбор температуры горячего воздуха производят по условиям сушки или сжигания топлива. При сжигании каменных и бурых углей t_гв = 300…400 ^оС (более высокая температура при Жидком шлакоудалении). При сушке бурых углей газами в замкнутой схеме пылеприготовления при твердом шлакоудалении рекомендуется принимать t_гв = 300…350 ^оС, а при разомкнутой схеме пылеприготовления независимо от вида топлива t_гв ≤ 350 ^оС. При замкнутой схеме пылеприготовления и воздушной сушке бурых углей температура горячего воздуха принимается 350…400 ^оС. При сжигании мазута и газа t_гв = 250…300 ^оС.

При одноступенчатом подогреве воздуха конструкция воздухоподогревателя более компактна. Пределом его применения служит сближение температуры воздуха и газов, когда Δt_вп^вых сильно уменьшается почти до нуля. Для обеспечения компактности воздухоподогревателя разница температур на выходе Δt_вп^вых = θ_вп’ – t_вп’’ принимается не менее 30 ^оС. В этом случае наибольшая температура подогрева воздуха в одноступенчатом подогревателе будет около 270 ^оС (при θ_ух ≈ 130 ^оС). Температура холодного воздуха t_хв обычно принимается равной 30 ^оС.

Температура газов на выходе из топочной камеры θ”_т, перед ширмами зависит от сжигаемого топлива. Для нешлакующих топлив (газ, мазут) выбирается около 1250 ^оС исходя из оптимального соотношения долей радиационного и конвективного теплообмена в поверхностях нагрева котла. Температура газов на выходе из топки принимается ниже температуры начала деформации золы t₁: для шлакующих (большинства твердых топлив) не выше 1200 ^оС, а для сильношлакующих бурых углей не выше 1100 ^оС.

Распределение теплоты на подогрев воды, испарение и перегрев пара зависит от параметров перегретого пара — давления и температуры. Для распределения теплоты газов по отдельным поверхностям нагрева рассчитывается тепловая схема котла.

Расчет тепловой схемы котла начинается с воздухоподогре-вателя. По балансу теплоты

 

определяется энтальпия газов на входе в поверхность нагрева I’_вп.

Q^г_вп — теплота, переданная газами; Q^в_вп — тепло-та, воспринятая воздухом (обе величины в расчете на 1 кг топлива); φ — коэффициент сохранения теплоты; по θ^”_т, определяется энтальпия газов на выходе из топки I’’_т. Затем рассчитывается лучистое тепловосприятие топки

 

где Q_т = Q^р_р * (100 — q₃ — q₄ — q₆)/(100 — q₄) + Q_в — Q_в.вн + r * I_отб.

Q_л учитывает все количество теплоты, воспринятое поверхностями топочной камеры, включая и лучистое тепловосприятие ширм и потолоч-ного пароперегревателя, а также настенного, если последний имеется.

Дальнейший расчет тепловой схемы основывается на балансе тепло-ты Q^г_б, кДж/кг, переданной газами; и Q_б^ср, воспринятой нагреваемой средой (перегретым паром и водой в экономайзере):

 

 

где Q^г_б = φ * (I' — I" + ΔαI⁰_прс); Q_б^ср = ΔiD/В_p; ΔαI⁰_прс — количество тепло-ты, вносимое присасываемым воздухом, кДж/кг.

Пароперегреватель докритических параметров имеет ширмовые и конвективные поверхности нагрева, последние обычно разделены на две части по ходу пара: первая — противоточная, вторая — прямоточная (выходной пакет) с примерно одинаковым тепловосприятием (в выходном пакете Δi_пп^вых = 160…200 кДж/кг).

Распределение теплоты между поверхностями нагрева обычно замы-кают на экономайзере, для которого из баланса определяют энтальпию воды на выходе i"_эк и проверяют ее допустимость по возможному па-рообразованию х_эк ≤ 15%, при этом

 

где i' — энтальпия воды при насыщении, кДж/кг; r — теплота испаре-ния, кДж/кг.

Результаты расчетов оформляются графически, как показано на рис. 1.3. Масштабы для построения графика выбираются произвольно с учетом удобства расположения поверхностей нагрева.

После расчета схемы нормами теплового расчета котлов рекомендуется проверить невязку теплового баланса

 

где Q^р_р — располагаемая теплота сгорания топлива, обычно Q^р_р = Q^p_н, кроме сланцев; η_к — коэффициент полезного действия котла. Допусти-мая невязка баланса (ΔQ/ Q^р_р) * 100 ≤ 0,5%.

Прямоточный котел имеет сложную гидравлическую схему. Поэтому целесообразно для него показать изменение состояния среды по пароводя-ному тракту, как это сделано применительно к агрегату с вторичным перегревом пара энергоблока 500 МВт (рис. 1 .4). Пароперегреватель вто-ричного пара полностью раз-мещен в конвективной шахте. В гидравлической схеме преду-смотрен паро-паровой теплооб-менник (ППТО), передающий теплоту радиационных поверх-ностей нагрева вторичному пару, имеющему только конвективный обогрев. Для упрощения тепловой схемы блока и для предохранения промежуточного пароперегревателя от пережога при растопке пакеты вторичного перегревателя размеща-ются в зоне умеренной температуры газов, не выше 800…840 ^оС при но-минальной нагрузке агрегата.

 

 

Рис. 1. 4. Изменение состояния нагреваемой среды СКД по тракту прямоточного котла.

 

В прямоточных котлах типа Рамзина на высокое давление органи-зуется переходная зона, обычно вынесенная в конвективную шахту, ку-да поступает пароводяная смесь с паросодержанием х = 0,7…0,8. В переходной зоне осуществляется не только доиспарение воды, но и неко-торый перегрев пара на 80…160 кДж/кг. Переходную зону выносят в область пониженных тепловых потоков в связи с ухудшенным внутрен-ним теплооЬменом. Вбда, поступающая из экономайзера в НРЧ, недо-гревается до состояния закипания на 120…160 кДж/кг во избежание парообразования при переменных нагрузках.

В прямоточных котлах на СКД переходная зона необязательна. Не-которое своеобразие в распределении приращений энтальпии по отдельным поверхностям нагрева получается из-за отсутствия фиксированных точек. Однако наличие зоны максимальной теплоемкости (3МT) с ухудшенным теплообменом требует размещения ее в области умерен-ных тепловых потоков, обычно в экранах СРЧ. Приращение энтальпии в экономайзере выбирается с учетом достаточности температурного напора на входном участке вторичного пароперегревателя. Перегрев первичного пара осуществляется в ВРЧ, ширмах и двух конвективных пакетах. Выходной пакет часто имеет приращение энтальпии около 100…125 кДж/кг.

Для мощных прямоточных котлов на СКД (к блокам 300 — 800 МВт) целесообразно принимать два независимо регулируемых потока рабочей среды. Это значительно упрощает регулирование перегрева и обеспечи-вает требования для более полного применения автоматизированной системы управления (АСУ).

 

 

ТЕПЛООБМЕН В ЭЛЕМЕНТАХ КОТЛА

 

2.1. Теплообмен в топочной камере.

Сложные физико-химические процессы, происходящие в топочных камерах, требуют создания методов расчета, достаточно полно отве-чающих реальным условиям теплообмена с учетом аэродинамики и го-рения. В настоящее время методы расчета радиационного теплообмена в топочных камерах развиваются по различным направлениям: эмпири-ческому, аналитическому, а также основанному на приложении теории подобия к топочным процессам.

Эмпирический метод сводится к установлению связей между переменными величинами, полученными в результате экспериментальных исследований. Недостаток этого метода заключается в невозможно-сти применения полученных зависимостей для других условий опыта, в трудности учета значительного числа факторов.

Аналитический метод заключается в решении систем уравне-ний, описывающих исследуемые процессы. Из-за большой сложности математического описания решение этих уравнений до недавнего вре-мени было невозможно без существенного упрощения многих факторов. Однако в связи с внедрением современных математических методов и средств вычислительной техники появляется возможность осуществле-ния поставленной задачи.

Сущность метода теории подобия базируется на анализе систем уравнений, описывающих процесс, на основании чего можно получить безразмерные критерии подобия. Конкретный вид зависимо-стей между критериями устанавливается в результате обработки экс-периментальных данных. Этот метод является синтезом аналитического и эмпирического методов.

В настоящее время получили распространение методЦКТИ, основанный на применении теории подобия, и методВТИ-ЭНИН, основанный на аналитических зависимостях. Поми-мо этих двух методов, включенных в нормативный метод расчета паро-вых котлов, разрабатываются расчеты топочных процессов, основан-ные на применении ЭВМ:

метод позонного расчетатопочных камер с учетом выгорания топ-лива (ЦКТИ-ТКЗ);

зональный метод расчета, основанный на решении систем уравне-ний энергии для объемных и поверхностных зон в топочной камере (ВТИ);

метод математического моделированиякомплексных процессов го-рения, аэродинамики и тепломассообмена в топочных камерах (МЭИ, ВТИ).

Существуют поверочный и конструкторский методы расчета топок. Для первого считаются известными геометрические характеристики то-почных камер и определяется температура продуктов сгорания на вы-ходе из топки. Для конструкторского метода расчета задается темпе-ратура на выходе из топки и определяются ее геометрические харак-теристики.

Рис. 2.1. Эскиз топочной камеры:                            Рис. 2.2. Угловые коэффициенты                               

a) — при гранулированном шлакоудалении; для однорядного гладкотрубного экрана:                                 

  б) — вариант пода топки для жидкого                                        1 — с учетом излучения                                        

           шлакоудаления.                                                                   обмуровки при е = 14d;

                                                                                                           2 — то же при е = 0,8d;

                                                                                                           3 — то же при е=0,5d;

                                                                                                           4 — то же при е=0;

                                                                  5 — без учета излучения обмуровки при е ≥ 0,5d.

 

На рис. 2.1 показана схема открытой призматической топочной камеры с гранулированным шлакоудалением и холодной воронкой (рис. 2.1,а) и как вариант — с жидким шлакоудалением (рис. 2.1,б).

Полная поверхность стен топочной камеры F_ст определяется как сумма поверхностей, ограничивающих весь объем топки, причем все по-верхности, кроме боковой, определяются как

 

где l_i; — расчетная длина соответствующей стены, м; а — ширина топки, определяемая расстоянием между осями крайних экранных труб, м.

Объем топки определяется как

 

где F_б — боковая поверхность стены топки, м².

Помимо полной поверхности стен топки, вводится понятие лучевос-принимающей поверхности топки Н_л м².

 

где F_плi — площадь соответствующей стены, занятой экраном, м²; x_i — угловой коэффициент экрана, определяющий долю падающего на экран потока энергии от всего потока излучаемой энергии.

Площадь, занятая экраном, F_плiравна площади стены F_стi за вычетом неэкранированной части стены F_нэi, (за счет разводки экран-ных труб для горелок, гляделок, лазов и т. д.):

 

Угловой коэффициент экранов х_i;зависит от их конструктивных ха-рактеристик: относительных шагов труб экрана s/d, расстояния оси труб от обмуровки е, числа рядов труб и т. д.

На рис. 2.2 показана зависимость коэффициента xот s/d и едля однорядного гладкотрубного экрана. Для холодной воронки и первого ряда труб в ширме (фестоне) принимается x = 1, так как вся падающая теплота полностью поглощается.

Отношение лучевоспринимающей поверхности стен к их полной поверхности называется степенью экранирования χ:

 

Помимо степени экранирования, вводится понятие тепловой эффек-тивности экрана и топки в целом.

Коэффициент тепловой эффективности экрана ψ, кроме углового коэффициента х,учитывает коэффициент загрязнения ζ, который определяет отношение тепловой эффективности загрязненно-го и чистого экранов

 

Средний коэффициент тепловой эффективности экранов для топки

 

 

Одной из важнейших характеристик радиационного теплообмена в топочной камере является степень черноты топки а_т завися-щая в свою очередь от степени черноты факела а_ф. Для камер-ных топок степень черноты определяется по формуле

 

 

Степень черноты факела а_ф определяется видом топлива и условиями его сжигания и зависит от эмиссионных характеристик трехатомных газов СО₂ и Н₂O и твердых частиц сажи, кокса и золы. В общем случае степень черноты факела определяется законом Бугера

 

где k — коэффициент ослабления лучей топочной средой, 1/(МПа м); р — давление в топке, МПа. Для котлов, работающих без наддува, при-нимается р = 0,1 МПа; s — эффективная толщина излучающего слоя, м.

Для топочной камеры s вычисляется по формуле

При сжигании твердых топлив коэффициент ослабления лучей за-висит от эмиссионных свойств и концентраций газовых,, золовых и кок-совых компонентов факела

где k_г, k_зл, k_кокс — соответственно коэффициенты ослабления лучей газа-ми, золой и коксовыми частицами, 1/(МПа м); r_n —суммарная объ-емная доля трехатомных газов; μ_зл и х — безразмерные концентрации золы и кокса в дымовых газах.

При сжигании газообразного и жидкого топлива коэффициент ос-лабления лучей определяется степенью черноты светящейся a_св и несветящейся (газовой) а_гчастей факела. К первой относят суммарное излучение трехатомных газов и сажистых частиц, ко второй — только излучение газов.      

Тогда

где т — коэффициент усреднения.

Количество теплоты, переданной излучением от топочной среды к поверхностям нагрева, Q_л^т, кДж/кг, может быть определено на основе закона Стефана — Больцмана

 где σ₀ — коэффициент излучения абсолютно черного тела (σ₀ = 5,67*10^-11 кВт*м^-2*К^-4); а_т —эффективная степень черноты топочной ка-меры; H_л — лучевоспринимающая поверхность нагрева, м²;В_р —расчетный расход топлива, кг/с; Т_ф — эффективная температура топочной среды (факела), К; Т_з —температура наружного слоя загрязнений луч-евоспринимающей поверхности, К.

Трудность расчета излучения в топке объяс-няется тем, что температура факела Т_ф переменна по длине, ширине и высоте топочной камеры и зависит от ряда факторов: вида топлива и способа его сжигания, расположения горелок, степени экранирования и т. д. Величина Т_фменяется также с изменением расхода топлива и других режимных параметров. Имеется также связь между температу-рами T_ф и Т_з.

В связи с этим при разработке аналитических методов поверочного расчета предложены различные зависимости, связывающие эффектив-ную температуру Т_ф с максимальной адиабатической температурой сго-рания топлива Т_аи температурой в конце топки Т_т".

По методу ВТИ-ЭНИН величина Т_ф определяется для камер сгорания двухкамерных топок по формуле

для камер охлаждения

для однокамерных топок

где Δ_т, Δ_φ, Δ_χ — поправки на род топлива, угол наклона горелок и сте-пень экранирования.

Адиабатическая температура T_аопределяется по полезному тепловыделению в топке, равному энтальпии продуктов сгорания при коэф-фициенте избытка воздуха в топке.

Полезное тепловыделение в топке

где Q_p^p — располагаемая теплота топлива, кДж/кг; q₃, q₄ и q₆ — соот-ветственно потери теплоты от химической, механической неполноты го-рения и с теплом шлаков, %; Q_в — теплота, вносимая в топку возду-хом, кДж/кг; Q_в.вн — теплота, внесенная в топку воздухом при подогре-ве его вне агрегата, кДж/кг; I_отб — теплота рециркулирующих газов в месте их отбора, кДж/кг; r — доля рециркуляции.

Количество теплоты, переданное излучением. Q_л^т будет равно количеству теплоты, определяемому тепловым балансом топочной камеры:

где I_т" —энтальпия газов на выходе из топки, кДж/кг; φ — коэффици-ент сохранения теплоты; Vс_ср — средняя суммарная теплоемкость про-дуктов сгорания в интервале температур (Т_а — Т_т"),кДж/(кг К).

Естественно, что разность абсолютных значений температур равна разности этих температур по стоградусной шкале (Т_а — Т_т")= (θ_а – θ_т”).

Средняя суммарная теплоемкость

 

Количество теплоты, переданной излучением, Q_л^т будет также равно количеству теплоты, воспринятой конвекцией от внешней загрязненной поверхности экранных труб к рабочей среде, протекающей внутри труб (пару, воде). Следовательно можно запи-сать