Вспомогательное оборудование котельной установки

Вспомогательное оборудование котельной установки

Вспомогательное оборудование котельной установки - сепарационные устройства. Влажный насыщенный пар, получаемый в барабане котлоагрегатов низкого и среднего давлений, может уносить с собой капли котловой воды, содержащей растворенные в ней соли. В котлоагрегатах высокого и сверхвысокого давлений загрязнение пара обусловливается еще и дополнительным уносом солей кремниевой кислоты и соединений натрия, которые растворяются в паре.

Примеси, уносимые с паром, откладываются в пароперегревателе, что крайне нежелательно, так как может привести к пережогу труб пароперегревателя. Поэтому пар перед выходом из барабана котла подвергается сепарации, в процессе которой капли котловой воды отделяются и остаются в барабане. Сепарация пара осуществляется в специальных сепарирующих устройствах, в которых создаются условия для естественного или механического разделения воды и пара.

Естественная сепарация происходит вследствие большой разности плотностей воды и пара. Механический инерционный принцип сепарации основан на различии инерционных свойств водяных капель и пара при резком увеличении скорости и одновременном изменении направления или закручивания потока влажного пара.

На рис. 19.22 показаны принципиальные схемы сепарирующих устройств. На рис. 19.22,а показан принцип естественной сепарации. Гашение большой скорости потока пароводяной смеси, вытекающей из подводящих экранных труб, происходит в объеме воды, которая находится в барабане. Скорость пара в барабане над уровнем воды незначительна (0,3 - 0,5 м/с), что способствует сепарации капель воды и пара.

В схеме, показанной на рис. 19.22,б, пароводяная смесь направляется на сплошной отбойный щит. Вода стекает по листу, а пар поступает в паровое пространство и, проходя через пароприемный дырчатый лист, выводится из барабана. В этой схеме механическая сепарация сочетается с естественной в паровом объеме барабана.

Внутри барабанный циклон, показанный на рис. 19.22,г, служит для интенсивного закручивания потока пароводяной смеси. Под действием центробежных сил вода отбрасывается на стенку сепаратора и в виде пленки стекает в водяной объем.

Циклонный принцип сепарации отличается высокой эффективностью. При большой нагрузке парового объема барабана применяют выносные циклоны, к которым подключается часть труб испарительной поверхности котлоагрегата.

Рис. 19.22. Схемы сепарационных устройств.

а - погружной дырчатый щит: 1 - дырчатый щит; 2 - пароприемный дырчатый щит; б - отбойные и распределительные щиты; 1 - отбойный щит; 2 - пароприемный дырчатый щит; в - жалюзийный сепаратор; 1 - отбойный щит; 2 - жалюзийный сепаратор; 3 - пароприемный дырчатый щит; г - циклонный сепаратор; 1 - циклон; 2 - пароприемный дырчатый щит.

Рис. 19.23. Схема промывки пара питательной водой.

1 - щит с промывочными корытами; 2 - жалюзийный сепаратор; 3 - пароприемный щит; 4 - место отвода пара; 5 - место подвода питательной воды (5а - на промывку; 5б - под уровень); 6 - место подвода пароводяной смеси из испарительных труб; 7 - опускные трубы; 8 - дырчатый щит.

Выносные циклоны размещаются вне котлоагрегата (см. рис. 19.18).

Высокая степень очистки пара достигается при пленочной сепарации. Принцип пленочной сепарации основан на образовании устойчивой пленки при слиянии мельчайших капель воды в момент соприкасания потока влажного пара с каким - либо препятствием (вертикальная или горизонтальная плоскости и т.п.). Схема пленочного жалюзийного сепаратора, показанного на рис. 19.22,в, дает представление о методе пленочной сепарации. На стенках волнистых каналов образуется пленка воды, через потолочный дырчатый лист которая стекает вниз, а пар направляется к выходу из барабана.

Рассмотренные схемы методов получения чистого пара обеспечивают степень сухости х = 0,98 - 0,99. Для более тонкой очистки пара от примесей его очищают питательной водой. Схема промывки пара показана на рис. 19.23.

Перед промывкой пар проходит естественную сепарацию в паровом объеме, а затем барботирует через слой питательной воды, в которой содержится очень мало солей. В результате интенсивного массообмена соли задерживаются питательной водой. Унос капель питательной воды не представляет уже большой опасности для работы пароперегревателя.

Вспомогательное оборудование котельной установки - тягодутьевые устройства. Для нормальной работы котельного агрегата необходимы непрерывная подача воздуха для горения топлива и непрерывное удаление продуктов сгорания.

В современных котельных установках широко распространена схема с разрежением по газоходам. К недостаткам этой схемы следует отнести наличие присосов воздуха в газоходы через неплотности в ограждениях и работу дымососов на запыленных газах. Достоинство такой схемы - отсутствие выбивания и утечек дымовых газов в помещение котельной, так как воздух в топку нагнетает вентилятор, а дымовые газы удаляет дымосос. В последнее время в мощных энергетических котельных установках широко применяется схема с наддувом. Топка и весь газовый тракт находятся под давлением 3 - 5 кПа. Давление создается мощными вентиляторами; дымосос отсутствует. Основной недостаток этой схемы - трудности, связанные с обеспечением надлежащей герметичности топки и газоходов котельного агрегата.

При движении газов по газоходам возникают потери напора вследствие аэродинамического сопротивления трению и местных сопротивлений (трубные пучки, сужения, повороты и т. д.). Суммарная потеря напора на отдельном участке складывается из потери на трение ∆h_тр и потери на преодоление местного сопротивления ∆ h_мест, т. е.

здесь λ - коэффициент трения; l,d_экв - длина и эквивалентный диаметр участка; р - плотность газа; w - скорость газа; §_м - коэффициент местного сопротивления.

При движении газов в вертикальных газоходах необходимо учитывать естественный напор, возникающий вследствие разности плотностей горячих дымовых газов и окружающего воздуха. Этот напор, называемый самотягой (∆h_сам), в подъемных газоходах направлен на преодоление сопротивлений, а в опускных препятствует движению и является отрицательной величиной.

В целом для котельной установки потери напора составляют

∆Н = ∆h_т + ∑∆h_тр + ∑∆h_мест + ∆h_сам(19.25)

где ∆h_т - разрежение, поддерживаемое в верхней части топки (20 - 40 Па).

Величину ∆Н определяют по нормам аэродинамического расчета котельных агрегатов. Преодоление ∆Н осуществляется тягой, которая может быть естественной и искусственной. Естественная тяга создается дымовыми трубами, а искусственная - с помощью специальных центробежных вентиляторов (дымососов). Для мощных котлоагрегатов используют дымососы осевого типа. Естественная тяга обусловливается разностью плотностей горячих дымовых газов и холодного окружающего воздуха. Высота столбов горячих газов и холодного воздуха при этом принимается одинаковой (рис. 19.24).

Рис. 19.24. К расчету естественной таги, создаваемой дымовой грубой.

Максимальная тяга, создаваемая трубой, должна быть на 20% выше суммарной потери напора. Дымовые трубы бывают кирпичными, железобетонными и стальными. При высоте до 80 м наибольшее распространение получили кирпичные трубы, так как они дешевле, устойчивее по отношению к температурным колебаниям (по сравнению с бетонными) и не подвержены вредному влиянию сернистых газов, как стальные.

Высота трубы должна отвечать санитарно - техническим требованиям, которыми предусматривается определенный радиус рассеяния дымовых газов во избежание превышения допустимой запыленности ими атмосферы.

Для получения тяги необходимо увеличивать высоту трубы или температуру уходящих газов. Однако при использовании любого из этих способов необходимо иметь в виду, что высота трубы ограничена ее стоимостью и прочностью, а температура газов - оптимальным значением КПД котельной установки. Поэтому большинство современных котельных установок оборудуют искусственной тягой, для создания которой применяют дымосос, преодолевающий сопротивление газового тракта. В этом случае высоту трубы выбирают в соответствии с санитарно - техническими требованиями.

Мощность привода дымососа, кВт, можно рассчитать по формуле

где V_д - производительность дымососа,м³/с; Н_д - (∆Н - ∆h_caм) β₂ - разрежение, создаваемое дымососом, Па (здесь ∆Н - сопротивление газового тракта, Па; ∆h_сам - самотяга дымовой трубы, Па); β₂ = 1,1 ÷ 1,2 - коэффициент запаса по создаваемому разрежению; β₃ - коэффициент запаса по мощности, равный 1,1; ȵ_д - КПД дымососа.

Величина V_д определяется по равенству

V_д – V_r В_р Т _д.тр β₁/273, (19.27)

где Vr - расход газов, м³/м³; В_р - расход топлива, м³/с (кг/с); Т_д.тр - температура газов на входе в дымовую трубу, К; β₁ - 1,05 ÷ 1,1 - коэффициент запаса по производительности.

Напор воздуха, создаваемый вентилятором, также следует определять на основании аэродинамического расчета воздушного тракта (воздуховодов, воздухоподогревателя, горелочного устройства и т.д.).

Максимальный напор вентилятора должен быть на 10% больше β2 = 1,1) потерь напора в воздушном тракте котельного агрегата. Мощность привода дутьевого вентилятора, кВт, определяют по формуле

N_в = V_вз Н_в β₃10^-3/ȵ_в (19.28)

где V_вз - расход воздуха, м³/с; Н_в = ∆Нβ₂ - напор вентилятора, Па (здесь ∆ Н - потеря напора в воздушном тракте, Па; β₂ = 1,1 - коэффициент запаса по создаваемому напору); β₃ = 1,1 - коэффициент запаса по мощности.

Величина V_вз определяется по равенству

где β₁ = 1,05 - коэффициент запаса по производительности; V₀ - теоретическое количество воздуха, м³/м³ (м³/кг); α_т + α_а = α_вз - коэффициент избытка воздуха; Т_вз - температура воздуха перед вентилятором; Н_баром - барометрическое давление, кПа.

Вспомогательное оборудование котельной установки - основы водоподготовки. Одной из основных задач безопасной эксплуатации котельных установок является организация рационального водного режима, при котором не образуется накипь, на стенках испарительных поверхностей нагрева, отсутствует их коррозия и обеспечивается высокое качество вырабатываемого пара. Пар, вырабатываемый в котельной установке, возвращается от потребителя в конденсированном состоянии; при этом количество возвращаемого конденсата обычно бывает меньше, чем количество выработанного пара.

В производственных котельных основная безвозвратная потеря - это загрязненный конденсат пара, потребляемого в технологических процессах. Очистка этого конденсата от попавших в него примесей органических и минеральных веществ экономически невыгодна. Величина этой потери зависит от характера производства, где используется пар. Например, потеря конденсата на предприятиях машиностроительной промышленности составляет 20%, промышленности строительных материалов - 30, химической - 40, нефтеперерабатывающей - 50%. В отопительных котельных доля конденсата, не возвращаемого потребителем тепла, может меняться в широких пределах - от нескольких процентов до 100% в зависимости от схемы теплоснабжения и характера теплового потребления. Другая часть потери конденсата утечки в теплотрассах (0,5 - 1%). Кроме того, определенная часть воды (5 - 7%) выводится из котлоагрегата при непрерывной продувке.

Потери конденсата и воды при продувке восполняются за счет добавки воды из какого - либо источника. Эта вода должна быть соответствующим образом подготовлена до поступления в котельный агрегат. Вода, прошедшая предварительную подготовку, называется добавочной, смесь возвращаемого конденсата и добавочной воды - питательной, а вода, которая циркулирует в контуре котла, - котловой.

От качества питательной воды зависит нормальная работа котельных агрегатов. Физико - химические свойства воды характеризуют следующие показатели: прозрачность, содержание взвешенных веществ, сухой остаток, солесодержание, окисляемость, жесткость, щелочность, концентрация растворенных газов (СО₂ и О₂).

Прозрачность характеризуется наличием взвешенных механических и коллоидных примесей, а содержание взвешенных веществ определяет степень загрязнения воды твердыми нерастворимыми примесями. Содержание взвешенных веществ измеряется в мг/л. Сухой остаток является одним из основных показателей, по которому судят о пригодности воды для питания котельных агрегатов. Сухой остаток - это остаток после выпаривания лабораторной пробы воды, высушенный при 110 - 120 °С. Он содержит коллоидные и растворенные неорганические и органические примеси в воде. Единица измерения сухого остатка - мг/кг.

Солесодержание воды характеризуется общей концентрацией в воде катионов (Na+; К+; Mg₂ + ) и анионов (НСО₃; SO²₄; Cl; SiO₂³). Солесодержание определяет степень минерализации воды в мг/л. Окисляемость характеризует концентрацию находящихся в воде органических примесей. Подсчитывают окисляемость по количеству кислорода (мг/л), необходимого для окисления (при определенных условиях) органических примесей, содержащихся в 1 кг воды. Жесткость воды - весьма важный показатель ее качества. Она характеризуется содержанием в ней ионов кальция и магния (Са₂+; Mg₂+). Различают жесткость общую Ж₀, карбонатную Ж_к и некарбонатную Ж_нк. Общая жесткость Ж₀ характеризуется суммарной концентрацией ионов Са и Mg, т.е. Ж₀ = ЖCа + ЖMg. Карбонатная жесткость Ж_к обусловлена присутствием бикарбонатов Са(НСО₃)₂ и Mg(HCO₃)₂. Карбонатная жесткость - временная, так как при кипячении бикарбонаты разлагаются с выделением СO₂ и твердых осадков СаСO₃ и Mg(OH)₂ (шламов). Некарбонатная жесткость обусловлена наличием в воде всех остальных солей кальция и магния (CaSO₄; MgSO₄; СаСl_2; MgCl₂ и др). Некарбонатная жесткость Ж_нк иногда называется постоянной, так как простым кипячением разложить указанные соли не удается в силу их свойств. Следовательно, Ж₀ = Ж_к + Ж_нк.Обычно Ж_нк определяют как разность Ж_нк = Ж_о – Ж_к.

Жесткость воды принято измерять в мг-экв/кг или мкг-экв/кг (1 мг-экв = 103 мкг/экв). По величине общей жесткости природную воду делят на три группы: мягкую с Ж₀ < 4 мг-экв/кг; средней жесткости с Ж₀ = 4 ÷ 7 мг-экв/кг и жесткую с Ж₀ > 7 мг-экв/кг. Например, для котлов ДКВр при давлении до 2,4 МПа допускают общую жесткость воды не более 0,02 мг-экв/кг.

Щелочность воды характеризуется содержанием бикарбонатных НСO₃, карбонатных СО_з и гидроксильных ОН - ионов. Величина щелочности измеряется в мг-экв/кг. В природных водах щелочность обусловлена в основном наличием бикарбонатных ионов.

При работе котельного агрегата происходит непрерывное накопление вредных примесей в котловой воде вследствие ее упаривания и притока солей с питательной водой. В паре, выходящем из котла, примесей, как правило, нет (исключение составляют соли кремния в паре при высоких давлениях).

Миллиграмм - эквивалентом называется количество вещества в миллиграммах, численно равное его эквивалентной массе, представляющей собой частное от деления молекулярной массы вещества на его валентность в данном соединении.

Примеси остаются в котловой воде и вызывают нежелательные последствия, если не принять соответствующих мер по предварительной обработке добавочной воды.

Наиболее вредными примесями являются накипеобразователи - соли кальция и магния, характеризующие некарбонатную жесткость, а также коррозионно-активные растворенные газы O₂ и СO₂. Накипью называется механически прочный слой отложений накипеобразователей на внутренних стенках поверхностей нагрева.

Попадание механических примесей и солей карбонатной жесткости в котельный агрегат нежелательно из - за образования в испарительном контуре так называемых шламов - рыхлых соединений, которые необходимо периодически удалять. Отложение накипи и шлама отрицательно сказывается на работе котлоагрегата. Теплопроводность накипи и шлама незначительна по сравнению с теплопроводностью металлических стенок. Поэтому накипь и шлам увеличивают термическое сопротивление процессу теплопередачи от газов к воде, что приводит в ряде случаев к недопустимому повышению температуры стенок труб и снижению их механической прочности. Увеличение термического сопротивления повышает также расход топлива, что снижает экономичность работы котлоагрегата.

Растворенные в воде газы (О₂ и СО₂) при высоких температурах обладают высокой коррозионной активностью. Коррозия металла стенок труб приводит к уменьшению их толщины и, следовательно, механической прочности.

Щелочность воды несколько снижает интенсивность коррозионных процессов, но с увеличением щелочности наблюдается вспенивание воды в барабанах и возможен унос пены с паром.

Присутствие в воде органических соединений также нежелательно. Высокая окисляемость воды затрудняет ее обработку и удаление минеральных солей, повышает пенообразование. Следовательно, к качеству питательной воды предъявляются определенные требования, которые зависят от типа котельного агрегата (барабанный, прямоточный, водогрейный) и давления вырабатываемого пара.

Существуют два способа обработки воды - докотловая и внутри котловая. Докотловая обработка воды предусматривает комплекс мероприятий, обеспечивающих установленные нормы качества питательной воды. Для поддержания требуемого качества котловой воды в установленных пределах одной докотловой обработки бывает иногда недостаточно (например, для питания барабанных котлоагрегатов высокого и сверхвысокого давлений) из - за несовершенства применяемых методов и аппаратов. В этом случае дополнительно применяется внутри котловая обработка воды, при которой в барабан котлоагрегата вводят химические реагенты (фосфаты). Фосфаты вступают в химические реакции с солями, содержащимися в котловой воде, и образуют малорастворимые рыхлые соединения, которые выводятся из котлоагрегата.

Для прямоточных котлоагрегатов применяют только докотловую обработку добавочной воды. Несмотря на предварительную подготовку питательной воды, для поддержания допустимой по нормам концентрации солей в котловой воде и предотвращения отложений шлама котел продувают, т.е. удаляют из него часть котловой воды. При этом различают периодическую и непрерывную продувку паровых котлов. Периодическая продувка служит преимущественно для удаления шлама из контура котлоагрегата. Непрерывная продувка применяется главным образом для удаления растворенных в воде примесей и получения более чистого пара. Количество продувочной воды, выводимой из котлоагрегата, обычно определяют (или задают) в процентах к производительности агрегата (не более 5 - 6%).

Непрерывная продувка осуществляется из барабана котла (в двухбарабанных котлах - из верхнего) на уровне ввода пароводяной смеси, где солесодержание обычно бывает максимальным. Периодическая продувка производится из нижних коллекторов котла, где скапливается шлам. В двухбарабанных котлах периодическая продувка осуществляется также из нижнего барабана.

Докотловая подготовка воды должна обеспечивать ее осветление (удаление взвешенных частиц), умягчение, снижение щелочности и солесодержания, а также удаление растворенных газов (О₂ и СО₂). Крупные взвешенные вещества удаляют отстаиванием, мелкие - фильтрацией. Для фильтров используют песок, дробленую мраморную крошку, антрацит. Для удаления коллоидных и органических веществ воду перед фильтрованием обрабатывают коагулянтом, т.е. веществом, которое способствует укрупнению взвешенных веществ (соли железа FeSО₄ и FeCl₂ или сернокислый алюминий A₁₂(SО₄)₃. При использовании городской водопроводной воды операции осветления и коагуляции отпадают.

Умягчают воду, т.е. снижают ее жесткость, путем удаления из воды катионов Са₂ + и Mg₂+ еще до поступления ее в котел (докотловая обработка воды). Умягчение осуществляют термическим или химическим методами. Термический метод основан на разложении бикарбонатов кальция и магния при нагревании до 360 - 375 К. Образующиеся при этом труднорастворимые вещества (CaCО₃, Mg(OH)₂)выпадают в осадок.

В настоящее время основной метод умягчения воды - метод катионного обмена. Сущность его заключается в том, что добавляемую воду пропускают через специальные аппараты - катионитовые фильтры, заполненные материалами, которые участвуют в катионном обмене с солями жесткости. В этих материалах присутствуют катионы натрия (Na+), аммония (NH+), водорода (Н+). Катионы солей жесткости замещают катионы в материале фильтра. Таким образом, катионы, входящие в состав соединений материала фильтра, поступают в обрабатываемую воду, а катионы солей жесткости задерживаются этим материалом. Катионы, перешедшие в воду, уже не являются накипеобразователями.

В качестве катионитовых материалов в производственно - отопительных котельных используют сульфоуголь (каменный и бурый, обработанный концентрированной серной кислотой), который насыщается катионами Na+, NH₄+ или Н+.

Рис. 19.25. Схема водоподготовительной установки.

1 - солерастворитель; 2, 3 - катионитовые фильтры; 4 - теплообменник: 5 - дырчатые листы (тарелки); 6 - деаэратор; 7 - питательный насос; трубопроводы; I - Добавочной сырой воды; II -умягченной воды; III - удаления парогазовой смеси; IV - возвращаемого конденсата; V - пара; VI - питательной воды; VII - слива в дренаж.

В зависимости от качества исходной и питательной воды применяют - различные методы катионирования: натрий-катионирование (Na-катионирование), аммоний - катионирование (NH₄-катионирование), водород - катионирование (Н-катионирование). Используют также и комбинированные методы, которые осуществляются по трем схемам - последовательной, параллельной, совместной.

В отопительно - производственных котельных широко применяется схема совместного Na - NН₄-катионирования. С течением времени катионит насыщается катионами кальция и магния и его активность снижается. Для восстановления утраченных обменных свойств катионит подвергают регенерации, обрабатывая его слабым раствором H₂SO₄, NaCl или NH₄C₁ (в зависимости от вида обменного иона). Подробно методы умягчения воды, описание и расчет различных схем изложены в специальной литературе.

Растворенные в воде кислород, двуокись углерода и воздух вызывают коррозию стенок котла, поэтому газы удаляют из воды путем ее дегазации. Из всех известных способов дегазации воды наиболее распространен термический. Этот способ основан на свойстве газов O₂ и СO₂ снижать степень растворимости по мере повышения температуры воды вплоть до кипения, когда при нулевых парциальных давлениях O₂ и СO₂ их растворимость падает до нуля.

На рис. 19.25 показана принципиальная схема водоподготовительной установки (катионитовое умягчение и дегазация).

Добавочная вода из водопровода поступает в Na-катионитовый фильтр, где задерживается большая часть солей, характеризующих жесткость воды. В схеме имеются два катионитовых фильтра. Один фильтр, например 2, находится в работе, а в другом 3 проходит регенерация катионита. Слабый раствор NaCl (6 -10%-ный) подается в фильтр 3 из солерастворителя 1. Умягченная вода подается в деаэратор (дегазатор), где из нее удаляются растворенные газы.

Перед деаэратором воду подогревают горячей водой или паром в теплообменнике, с целью экономии расхода пара на деаэрацию. В верхнюю часть (головку) деаэратора подают очищенную воду и конденсат, возвращаемый в котельную. Проходя через дырчатые листы, вода разбивается на мелкие струи для увеличения площади поверхности контакта с паром, который подается вниз головки. Вода нагревается до кипения, растворенные газы при этом из нее удаляются через патрубок, установленный в верхней части головки. В деаэраторах атмосферного типа поддерживается давление 0,115 - 0,12 МПа, что соответствует температуре насыщения 376 - 377 К.

Подобного типа деаэраторы применяют в котельных низкого и среднего давлений. Они обеспечивают полное удаление кислорода и резко снижают содержание СО₂ в питательной воде. На тепловых станциях с котлами высокого давления используют деаэраторы повышенного давления (0,6 МПа).

Число и производительность деаэратора (по воде) в отопительно - производственных котельных определяют по количеству питательной воды и количеству воды для подпитки тепловых сетей. Запас воды в баках деаэраторов должен быть на 20 - 30 мин при максимальном ее расходе. Запас воды в баках деаэраторов на ТЭЦ должен быть не менее чем на 15 мин работы при максимальном расходе.

В водогрейных котельных применяют деаэраторы вакуумного типа, в которых поддерживается разрежение 0,02 - 0,03 МПа, что соответствует температуре кипения 330 - 340 К. Нагрев воды в них осуществляется от сети горячего водоснабжения.

Нарушение в бесперебойном обеспечении котельного агрегата питательной водой может привести к серьезным авариям.Воду в котельный агрегат подает питательный насос. Каждая котельная установка в соответствии с правилами Госгортехнадзора должна иметь два насоса - основной, или рабочий, и резервный. В качестве основного насоса устанавливают обычно многоступенчатый центробежный насос с электрическим приводом. Резервным служит поршневой насос с приводом от паровой машины. На крупных ТЭЦ в качестве резервных применяют центробежные насосы с приводом от небольшой паровой турбины (турбонасосы).

Подача каждого насоса должна быть не менее 110% номинальной производительности котельной, а напор, создаваемый питательным насосом, должен превышать давление в барабане котла на величину суммарного гидравлического сопротивления питательной линии (включая экономайзер). Напор определяют по формуле

Н = р_к.а + Н_сопр (19.30)

где р_к.а - давление в барабане котлоагрегата; Н_сопр - потеря напора в питательной линии (обычно Н_сопр = 0,З ÷ 0,4 МПа).

Мощность привода питательного насоса N, кВт, находят по выражению

N = 1,1 D_ном Н10^-3/ȵ_н (19.31)

где 1,1 - коэффициент запаса; D_ном - номинальная производительность котельной, м³/с; Н - полный напор насоса, Па; ȵ_н - КПД насоса; для центробежных насосов ȵ_н = 0,5 ÷ 0,7 (в зависимости от производительности).

Вспомогательное оборудование котельной установки - топливоподача. Для нормальной и бесперебойной работы котельных установок требуется, чтобы топливо к ним подавалось непрерывно. Процесс подачи топлива складывается из двух основных этапов: 1) подача топлива от места его добычи на склады, расположенные вблизи котельной; 2) подача топлива со складов непосредственно в котельные помещения. Первый этап осуществляется с помощью железнодорожного или водного транспорта или автосамосвалами; на втором этапе для перемещения топлива используют узкоколейные вагонетки вместимостью до 1,5 м³, ленточные конвейеры, автопогрузчики, фуникулеры, тельферы и другие устройства, механизирующие этот процесс.

Склады для твердого топлива, как правило, устраивают открытыми и вместимость их рассчитана обычно не более чем на двухмесячный запас. Топливо на этих складах хранят в виде штабелей. Во избежание самовозгорания высота штабеля торфа не должна превышать 1,5 м. Размеры штабелей других видов твердого топлива не нормируют.

Хранилища для жидкого топлива представляют собой стальные (наземные) и бетонные (подземные) резервуары объемом 100 м и более. Расположены они вне котельных. Предпочтительнее использовать бетонные хранилища. Мазут на склады доставляют в железнодорожных цистернах. С помощью пара, подаваемого специальными шлангами, мазут в цистернах подогревают до 340 - 350 К и сливают в лоток, дно которого также обогревается паропроводами. По лотку мазут поступает в хранилища, которые соединяются с насосной станцией, оборудованной фильтрами, и подогревателями мазута. Схема мазутного хозяйства котельной приведена на рис. 19.26.

Газообразное топливо подают в котельные по газопроводам. В зависимости от давления газа трубопроводы могут быть низкого давления (до 0,5 кПа), среднего (от 0,5 кПа до 0,3 МПа) и высокого (более 0,3 МПа). На рис. 19.27 приведена схема газорегулирующего пункта для подачи газа к горелкам котлоагрегатов.

После ввода газопровода в котельную на нем устанавливают отключающую задвижку газовой сети, манометр 2 и отключающую задвижку 1 газовой сети котельной. Затем устанавливают фильтр 3, предохранительный клапан 4 и регулятор давления 5, поддерживающий давление газа перед горелками на требуемом уровне. В исключительных случаях можно отбирать газ помимо регулятора. При непредвиденном повышении давления газа перед горелками сверх установленного значения срабатывает сбросной предохранительный клапан 6 и газ отводится в атмосферу через продувочную свечу 12, установленную над крышей здания котельной. Расход газа учитывает счетчик 7. Газорегулирующий пункт может быть смонтирован как в помещении самой котельной, так и вне ее.

Очистка дымовых газов и удаление золы и шлака. При сгорании твердого топлива образуется много золы.

Рис. 19.26. Схема мазутного хозяйства котельной.

1 - железнодорожный путь для цистерны; 2 - сливной поток; 3 - мазутный бак; 4 - змеевики для подогрева мазута в баке; 5 - дренажный приямок; 6 - паровой насос; 7 - мазутный приямок; 8 - воздушный колпак; 9 - фильтр; 10 - подогреватели мазута; 11 - мазутопровод; 12 - котельные агрегаты; 13 - форсунки; 14 - мазутная магистраль.

При слоевом процессе сжигания основная часть минеральных примесей топлива (60 - 70%) превращается в шлак и проваливается через колосниковые решетки в зольник. В пылеугольных топках большая часть (75 - 85%) золы уносится из котлоагрегатов с дымовыми газами. Выброс сильно запыленных газов через трубу в атмосферу не допускается из - за загрязнения окружающего воздушного бассейна и ухудшения санитарно - гигиенических условий в населенных пунктах, расположенных вблизи котельной. Кроме того, зола вызывает абразивный износ лопаток дымососов. Все эти причины вызывают необходимость улавливать золу из дымовых газов.

В настоящее время в котельных применяют следующие типы золоуловителей: 1) инерционные механические; 2) мокрые; 3) электрофильтры; 4) комбинированные.

Инерционные (механические) золоуловители работают по принципу выделения золовых частиц из газового потока под влиянием сил инерции (при резком изменении направления движения потока, при закручивании газового потока и т. д.).

Рис. 19.27. Принципиальная схема газорегулировочного пункта.

1 - задвижка; 2 - манометр; 3 - фильтр; 4 - предохранительно - запорный клапан (ПЗК); 5 - регулятор давления; 6 - предохранительный сбросной клапан (ПСК); 7 - счетчик; 8 - термометр; 9 - жидкостный манометр; 10 - линия к котлам; 11 - сбросная линия от ПСК; 12 - продувочная свеча; 13 - импульсная линия.

На рис. 19.28 показана схема циклонного золоуловителя. Вследствие тангенциального входа в циклон пылегазовый поток получает вращательное движение, в результате чего частицы золы отбрасываются центробежными силами к стенке корпуса, выпадают из потока и ссыпаются в бункер. Поскольку центробежная сила, с которой отбрасываются частицы золы, при прочих равных условиях будет тем больше, чем меньше радиус циклона, в последнее время предпочитают вместо одного циклона строить батарейные циклоны из нескольких десятков мелких циклонов. Недостаток циклонных золоуловителей - относительно большое (до 40% в однокорпусных и до 20% в батарейных) просачивание мельчайшей пыли в дымовые газы за циклоном. Этот тип золоуловителей используют в отопительно-производственных котельных с расходом дымовых газов до 50 000 м³/ч, приведенных к нормальным условиям.

В настоящее время широко применяются золоулавители мокрого типа. Частицы золы из потока выделяются под действием сил инерции. Стенка золоуловителя смачивается пленкой воды, которую вводят в уловитель через различные разбрызгивающие устройства. На рис. 19.29 показана схема мокрого золоуловителя (скруббера) с нижним тангенциальным подводом запыленного газа.

Уловленная зола и загрязненная вода удаляются из нижней части, а очищенные газы - из верхней части корпуса скруббера. Золоуловитель мокрого типа применяют в котельных с расходом дымовых газов более 100 000 м³/ч, приведенных к нормальным условиям при условии, что приведенное содержание летучей серы S_рл.п ≤ 1%.

Принцип действия электрофильтров заключается в том, что запыленные газы проходят через электрическое поле, образуемое между стальным цилиндром (положительный полюс) и проволокой, проходящей по оси цилиндра (отрицательный полюс). Основная масса частиц золы получает отрицательный заряд и притягивается к стенкам цилиндра, незначительная же часть частиц золы получает положительный заряд и притягивается к проволоке. При периодическом встряхивании электрофильтра электроды освобождаются от золы. Расход электро - энергии невелик (0,1 - 0,15 кВт на 1000 м³ газа), но высокое напряжение (до 90 000 В) требует особой осторожности при обслуживании электрофильтров. Электрофильтры применяют в котельных с расходом дымовых газов более 70 000 м^3/ч, отнесенных к нормальным условиям.

Комбинированные золоуловители являются двухступенчатыми, при этом работа каждой ступени основана на различных принципах. Чаще всего комбинированный золоуловитель состоит из батарейного циклона (первая ступень) и электрофильтра (вторая ступень).

Рис. 19.28. Циклонный золоуловитель. а - схема циклона; б - общий вид батарейного циклона; в - улитка циклона; 1 - циклон; 2 - спираль улитка; 3 - входной коллектор; 4 - крышка; 5 - выхлопная труба; 6 - корпус циклона; 7 - буккер сбора золы и пыли.

Рис. 19.29. Схема центробежного скруббера конструкции ВТИ

1 - корпус; 2 - входной патрубок; 3 - клапан; 4 - коллектор подвода воды; 5 - оросительные сопла.

Эффективность работы золоуловителей оценивают по величине коэффициента очистки (обеспыливания).

ɛ = S_у/S_д100%

где S_y, S_д - содержание золы в газах соответственно после уловителя и до него.

Однокорпусные циклонные уловители имеют ɛ = 40 ÷ 50%, для батарейных циклонов ɛ = 75 ÷ 85%, у мокрых золоуловителей ɛ = 90 ÷ 94%, у электрофильтров ɛ = 90 ÷ 95%; при комбинированной очистке ɛ = 98%.

Процесс золошлакоудаления можно разделить на две основные операции: очистка шлаковых и зольных бункеров и транспортировка золы и шлака на золоотвалы или заводы шлакобетонных изделий.

Существуют три способа удаления очаговых остатков:

1. механический - с использованием различных механизмов - скреперов, подъемников, шнеков, шлаковыгружателей и т.д.;
2. пневматический, основанный на способности воздушного потока перемещать сыпучие материалы;
3. гидравлический, являющийся наиболее совершенным в отношении механизации процесса.

Сущность его состоит в том, что шлак и зола после выгрузки из топок и газоходов смываются в каналы и выносятся по ним к центральному пункту. Оттуда с помощью струи гидроэлеватора под давлением до 2,5 МПа шлак дробится и вместе с золой нагнетается по трубопроводам к отвалам. Способы очистки продуктов сгорания топлива от серосодержащих соединений и от окислов азота в настоящее время находятся еще в стадиях лабораторной и опытно - промышленной проверок. Предельно допустимые суммарные концентрации этих соединений по нормам, принятым в СССР, составляют 0,085 мг/м³.