ТЕПЛОВЫЕИ АТОМНЫЕЭЛЕКТРИЧЕСКИЕСТАНЦИИ

СПРАВОЧНИК

ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКАИ ТЕПЛОТЕХНИКА

СПРАВОЧНАЯ СЕРИЯ

В четырех книгах

Под общей редакцией

В. А. ГРИГОРЬЕВА и В. М. ЗОРИНА

2-е издание, переработанное

ТЕПЛОВЫЕИ АТОМНЫЕЭЛЕКТРИЧЕСКИЕСТАНЦИИ

СПРАВОЧНИК

Под общей редакцией

В. А. ГРИГОРЬЕВА и В. М. ЗОРИНА

2-е издание, переработанное

КНИГА 3

ББК 31.37:31.47

Т34

УДК 621.311.22+ [621.311.25 : 621.039](035.5)

Издается с 1980 г.

Рецензенты: В. П. Глебов (разд. 1), В. А. Петров (разд. 2), Н. Ф. Комаров (разд. 3), А. И. Механиков (разд. 4), И. А. Ботка- чик (разд. 5), В. Н. Охотин (разд. 6), А. П. Мамет (разд. 7), И. В. Баум (разд. 8)

Авторы: В. И. Абрамов, Г. Г. Бартоломей, А. Н. Бисярин, Е. И. Гаврилов, В. П. Горбатых, В. А. Двойнишников, Л. В. Деев, Д. П. Елизаров, В. М, Зорин, М. А. Изюмов, Л. П. Кабанов, Б. И. Казанджан, |ю. А. Клушин), А. С. Копылов, Н. В. Коровин, А. Г. Костюк, В. А. Кохненко, А. Я. Крамеров, Л. Я. Лазарев, О. И. Мартынова, В. Н. Мельников, А. С. Монахов, Г. Н. Морозов, В. С. Осмачкин, В. В. Орлов, С. В. Попов, Н. Г. РассоХин, А. А. Ринейский, А. П. Севастьянов, Л. И. Селезнев, Н. Н. Семашко, В. А. Сидоренко, А. И. Соколов, И. Н. Соколов, В. В. Сычев, И. Н. Тамбиева, А. Д. Трухний, В. М. Уласов, Г. А. Филиппов, В. В. Фролов, Я. В. Шевелев, Э. Э. Шпильрайн.

Редакторы издательства Т. И. Мушинска, Н. М. Пеунова

Ответственный редактор Т. X. Маргулова

Тепловые и атомные электрические станции: Т34 Справочник/Под общ. ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина.— 2-е изд., перераб.— М.: Энергоатом- издат, 1989. — 608 с.: ил.— (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).

ISBN 5-283-00032-Х

Приведены данные о процессах, конструкциях, параметрах, методах расчета основного и вспомогательного оборудования тепловых и атомных электростанций. Значительное внимание уделено нетрадиционной энергетике. Первое издание вышло в 1982 г. Настоящее издание существенно переработано с учетом пожеланий читателей: обновлен материал всех разделов, включены материалы по теплогидродинамической надежности котлов, по высокотемпературным реакторам с газовым теплоносителем, по новому энергетическому оборудованию.

Для инженеров-теплоэнергетиков, занимающихся эксплуатацией, проектированием, конструированием и исследованием технологического оборудования ТЭС и АЭС.

ББК 31.37 : 31.47ББК 31.37 : 31.47- 2303030000-444 „„- яв

ББК 31.37 : 31.47

ББК 31.37 : 31.47

1 w-*w*we^™*™^w* ZZ/»OO

051(01)-89

ISBN 5,283-00032-Х (Кн. 3.)® ^^^^ ,™

ISBN 5-283-00091-5*SX«

СОДЕРЖАНИЕ КНИГ СПРАВОЧНОЙ СЕРИИ

ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА.ОБЩИЕ ВОПРОСЫ

Раздел первый Раздел второй Раздел третий Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестой Раздел седьмой Раздел восьмойРаздел первый Раздел второй Раздел третий Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестой Раздел седьмой Раздел восьмойРаз дел девятыйРаздел десятый Раздел одиннадцатыйРаз дел девятыйРаздел десятый Раздел одиннадцатыйЭнергетика и электрификация

Раздел первый Раздел второй Раздел третий Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестой Раздел седьмой Раздел восьмой

Раздел первый Раздел второй Раздел третий Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестой Раздел седьмой Раздел восьмой

Раз дел девятый

Раздел десятый Раздел одиннадцатый

Раз дел девятый

Раздел десятый Раздел одиннадцатый

Единицы физических величин

Основные правила оформления графической документации

Основные сведения по математике

Вычислительная техника для инженерных расчетов

Основные сведения по физике

Основные сведения по физической и коллоидной химии Конструкционные материалы теплотехники и методы контроля

Расчет на прочность элементов конструкций теплотехнического оборудования

Экономика теплоэнергетики и теплотехники

Охрана труда в теплоэнергетике и теплотехнике

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕПЛОТЕХНИКИ.ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ ЭКСПЕРИМЕНТ

Раздел первый Раздел второй Раздел третий Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестой Раздел седьмой Раздел восьмой Раздел девятый

Механика жидкости и газа

Термодинамика

Основы тепло- и массообмена

Теплообмен в элементах сверхпроводящих систем

Охлаждение электрических машин и трансформаторов

Теплообмен в радиоэлектронной аппаратуре

Основы теории и расчета горения топлив

Теплотехнические измерения

Методы экспериментального изучения процессов тепло- и массообмена

Раздел десятый

Экспериментальные методы определения теплофизических свойств веществ

Раздел одиннадцатый

Оптимизация теплофизического эксперимента

ТЕПЛОВЫЕ И АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

Раз дел первый Раздел второй Раздел третий Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестойРаз дел первый Раздел второй Раздел третий Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестойПаровые котлы

Раз дел первый Раздел второй Раздел третий Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестой

Раз дел первый Раздел второй Раздел третий Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестой

Реакторы и парогенераторы АЭС

Паротурбинные установки

Газотурбинные и комбинированные установки

Насосы и газодувные машины

Технологические системы и компоновки ТЭС и АЭС

6

Содержание книг справочной серии

Раздел седьмой

Водный режим, химконтроль и обработка воды на ТЭС и АЭС

Раздел восьмой

Нетрадиционная энергетика

4. ПРОМЫШЛЕННАЯ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА

Раздел первый

Раздел второй

Раздел третий

Энергосбережение

Высокотемпературные теплотехнологические установки Промышленные тепло- и массообменные аппараты и установки

Раздел четвертый Раздел пятый Раздел шестой Раздел седьмой

Электротермические установки

Холодильные и криогенные установки

Теплофикация и тепловые сети

Системы теплоэнергоснабжения промышленных предприятий

Раздел восьмой

Автоматизированное управление теплотехническими объектами

Раздел девятый

Энергетика и охрана окружающей среды

ПРЕДИСЛОВИЕ КО ВТОРОМУ ИЗДАНИЮСПРАВОЧНОЙ СЕРИИ «ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКАИ ТЕПЛОТЕХНИКА»

Интенсивное развитие советской теплоэнергетики, освоение новых типов схем и оборудования для получения и использования электрической и тепловой энергии, внедрение в практику новых методов расчетов и конструирования, обновление нормативных материалов — все это предъявляет особые требования к соответствующей справочной литературе. В условиях мощного потока информации специалистам — теплотехникам и теплоэнергетикам — необходимы книги, в которых в компактной и удобной форме систематизированы сведения фундаментального и прикладного характера, достижения в методологии и конкретных разработках, имеющиеся в смежных областях техники.

Первое издание справочной серии «Теплоэнергетика и теплотехника», в которую вошли четыре книги, увидело свет в 1980—1983 гг. В рецензиях, опубликованных в журнале «Теплоэнергетика», в письмах специалистов, а также на ряде читательских конференций, проведенных Энергоатомиздатом на различных предприятиях и в учреждениях, дана в целом положительная оценка справочникам 1-го издания.

Авторы и редакторы серии искренне благодарны , рецензентам, а также всем товарищам, которые в той или иной форме приняли участие в обсуждении справочников, высказали пожелания и замечания, направленные на улучшение их структуры и содержания. Все это учитывалось при работе над вторым изданием.

Особое внимание при подготовке справочников уделялось тем разделам теплоэнергетики и теплотехники, смежных наук, успехи в которых в максимальной степени служат решению магистральных задач научно-технического прогресса, ускорению социального и экономического развития страны, как они сформулированы в политическом докладе ЦК КПСС XXVII съезду партии, в Резолюции съезда. Именно эти исторической значимости документы, «Основные * направления экономического и социального развития СССР на 1986— 1990 годы и на период до 2000 года», одобренные XXVII съездом КПСС, принятая ранее Энергетическая программа СССР определили в первую очередь требования, которыми руководствовались ав

торы и редакторы при подготовке материалов 2-го издания.

Все разделы каждой книги подверглись существенной переработке, а значительная их часть написана практически заново. Особое внимание уделено обеспечению возможности практического освоения понятий и задач каждого раздела теплотехниками и теплоэнергетиками, не являющимися узкими специалистами в данной конкретной области. Такая постановка задачи в наибольшей мере отвечает требованиям и целям издания, объединяющего многочисленные и разнообразные сведения. Некоторое изменение последовательности разделов во 2-м издании обусловлено стремлением усилить тематическую направленность справочников. В то же время все книги серии представляют собой единое целое. Их объединяет стремление авторского коллектива, основу которого составляют ведущие ученые Московского ордена Ленина и ордена Октябрьской Революции энергетического института, дать возможно более полный свод знаний по теплоэнергетике и теплотехнике при едином подходе к подбору и расположению включаемых в справочники сведений. Свойства и характеристики веществ и материалов в зависимости от их назначения приводятся в разных разделах. Для удобства пользования этими данными в заключительной, четвертой книге серии будет дан указатель. В списки литературы, которыми заканчиваются разделы, включены источники заимствования, а также издания, в которых читатель может получить дополнительные сведения. Все книги серии снабжаются предметными указателями.

Справочники серии предназначаются в первую очередь для практических работников — теплоэнергетиков и теплотехников, для инженерно-технического персонала электрических станций, промышленных предприятий, научно-исследовательских и проектных организаций; они будут полезны также студентам и преподавателям соответствующих специальностей вузов.

Отзывы и пожелания по улучшению справочников просьба направлять по адресу: 113114, Москва, Шлюзовая наб., 10, Энергоатомиздат.:

В. А. Григорьев В. М. Зорин

ПРЕДИСЛОВИЕ

Данный справочник является третьей книгой справочной серии «Теплоэнергетика и теплотехника» и посвящен теплоэнергетике. В нем даются сведения по основным процессам, параметрам и конструкциям установок тепловых и атомных электростанций, рассматриваются не только теплоэнергетические установки, традиционно используемые для производства электроэнергии в больших масштабах, но и другие, наиболее перспективные для народного хозяйства страны — в новом параграфе «Комбинированные установки», в новом разделе «Нетрадиционная энергетика» и др.

XXVII съезд КПСС подчеркнул важное значение для осуществления реконструкции народного хозяйства развития энергетики, выполнения Энергетической программы СССР. «Основные направления экономического и социального развития СССР на 1986—1990 гг. и на период до 2000 года» предусматривают, в частности, развитие исследований в области атомной и термоядерной энергетики, преобразования электроэнергии, освоения нетрадиционных источников энергии.

Достижения в создании электрических станций в нашей стране используются и в других отраслях теплотехники, специалистам которых, а также студентам соответствующих специальностей могут быть полезны материалы данной книги.

Первый раздел справочника посвящен парогенерирующим установкам на -органическом топливе. Одним из важнейших элементов ТЭС является паровой котел, надежность работы которого во многом определяет надежность и эффективность станции в целом. В разделе рассмотрены основные вопросы конструирования и расчета котлов, горелок, выбора схем и устройств пылеприготовления, базирующиеся на достижениях и тенденциях в развитии котлостроения. Особенностью 2-го издания является широкое использование в разделе нормативных материалов расчета и проектирования котла и его элементов; полностью обновлены данные по номенклатуре выпускаемых котлов, их характеристикам. Включены новые материалы по теплогидравлической надежности котла, условиям работы поверхностей нагрева, способам повышения надежности работы конструкций.

Атомные электростанции являются и будут оставаться по крайней мере в обо

зримой перспективе важным источником энергии для народного хозяйства страны. За короткое время, которое прошло после первого издания справочника, часть материала второго раздела, посвященного реакторам и парогенераторам АЭС, устарела. В новом издании изложены современные методы теплогидравлического расчета канала (кассеты) реактора при движении в нем однофазного и двухфазного теплоносителя, теплогидравлического и конструкционного расчетов парогенераторов, методы расчета сепарации пара. Рассматриваются инженерные задачи, решаемые при проектировании реакторов и парогенераторов различных типов, а также возникающие при аварийных ситуациях. Большое внимание уделяется вопросам обеспечения безопасности и надежности АЭС. В раздел дополнительно включены описания конструкций и характеристики процессов высокотемпературных ядерных реакторов, реакторов атомных станций теплоснабжения, вертикальных парогенераторов АЭС с ВВЭР. Представлены тенденции развития реакторов и парогенераторов отечественной атомной энергетики.

Подавляющая часть электрической энергии в мире вырабатывается с помощью паротурбинных установок тепловых и атомных электростанций. В третьем разделе широко освещаются теплотехнические и конструктивные характеристики современных турбин мощностью 200—1200 МВт, других элементов паротурбинных установок, конденсаторов, регенеративной системы, теплофикационного и вспомогательного оборудования. Включены сведения по новым турбоустановкам АЭС" большой мощности, таким, как К-1000 и ТК-450/500. В разделе даны апробированные методы основных расчетов как для номинального, так и для переменных режимов, сведения по типовым конструктивным решениям.

В четвертом разделе представлены материалы по газотурбинным установкам, которые должны найти более широкое применение в энергетике страны, прежде всего — для покрытия пиковых нагрузок энергосистем, экономии топлива на ТЭС посредством создания комбинированных парогазовых установок. Существенно дополнены сведения о ГТУ газоперекачивающих станций, даны характеристики газотурбинных нагнетателей новых конструкций отечественных и зарубежных заводов. Введен новый параграф «Комбинирован-

ные установки», в котором в кратком изложении систематизированы материалы о типах комбинированных установок, с учетом перспективы даны характеристики различных установок закрытого и открытого циклов. Включены новые сведения по парогазовым установкам, топливу для ГТУ и др.

Различного типа нагнетательные устройства находят широкое применение практически во всех отраслях техники. В пятый раздел включены тщательно отобранные сведения по лопастным насосам и вентиляторам, проверенные практикой методики их расчетов. Существенно обновлены и дополнены данные по струйным аппаратам. Ввиду невозможности включения в раздел всех материалов, которые могли бы заинтересовать читателей справочника, заметно расширен библиографический указатель, в первую очередь, за счет публикаций последних лет, также даны ссылки на другие разделы, где отражены вопросы использования насосов и газодувных машин, и сведения о специфичном оборудовании, например о главных циркуляционных насосах АЭС.

В шестом разделе, как и ранее, рассматриваются вопросы, которые обычно решаются при проектировании электростанции как единого целого. В раздел включены лишь сведения принципиального характера, необходимые при проектировании технологических систем, разработке компоновок и ..генеральных планов ТЭС и АЭС.

В существующих изданиях подобные справочные материалы практически отсутствуют. Даны важнейшие типовые решения, методы расчетов, рекомендуемые утвержденными после выхода в свет 1-го издания нормативными документами, фактический материал по сортаменту применяемых труб,, арматуре и т. д.

Во 2-м издании объем седьмого раздела «Водный режим, химконтроль и обработка водЫ на ТЭС и АЭС» увеличен. Это объясняется необходимостью включения справочного материала по химическому контролю; изменено и название раздела по сравнению с 1-м изданием. В разделе даны основные понятия о показателях качества воды, характеризующих ее применение в качестве теплоносителя, приведены нормируемые показатели водно-химических режимов для котлов, парогенераторов, реакторов, тепловых сетей и систем охлаждения конденсаторов. Материал раздела по выбору схем и оборудования для очистки вод и конденсатов на ТЭС и АЭС основан на нормативных документах, введенных в действие в 1986 г. В отличие от 1-го издания подробно отражены вопросы организации ручного и автоматического химического контроля на ТЭС и АЭС, применения мембранных методов

очистки воды, приведены новые типажи водоподготовительного оборудования для ТЭС и его стоимостные характеристики. Подробно изложены характеристики оборудования и схем спецводоочисток АЭС.

В восьмом разделе приведены сведения по энергетическим установкам, в которых либо источник энергии, либо способ преобразования энергии отличаются от традиционно используемых. Основное внимание -уделено установкам, перспективным для крупномасштабного использования в народном хозяйстве. К их числу отнесены солнечные, ветровые и геотермальные установки, использующие возобновляемые источники энергии, термоядерные установки, составляющие базу энергетики будущего, электрохимические и другие генераторы, применяемые в более узкой и специфической области. В разделе дана общая характеристика устройств, изложены принципы их работы, методы анализа и расчета, а также приведены таблицы справочных данных или отражающие достигнутые успехи. Установки, использующие возобновляемые источники энергии, включаются в справочник впервые. Остальные материалы существенно обновлены по сравнению с разд. 9 кн. 1 1-го издания справочной серии.

Все, кто работал над материалами данной книги, искренне благодарят рецензентов разделов, все, без исключения, замечания которых самым тщательным образом учитывались при окончательной доработке материалов и, безусловно, способствовали улучшению содержания справочника.

Коллектив авторов благодарит также канд. техн, наук А. К. Городова за большую работу, проделанную им при редактировании данной книги.

Материал книги распределилсяследующим образом:

Раздел 1 — доктор техн. наук В. А. Двойнишников, канд. техн, наук Л. В. Деев, канд. техн, наук М. А. Изюмов (§ 1.1—17), канд. техн, наук В.А. Кох- ненко (§ 1.8).

Раздел 2— доктор техн. наук Н. Г. Рассохин, канд. техн. наук В. Н. Мельников (пп. 2.10.3—2.10.6, §2.11 и совместно с В. М. Уласовым § 2.9, пп. 2.10.1, 2.10.2), канд. техн, наук Г. Г. Бартоломей (§ 2.1, пп. 2.2.1, 2.2.2, 2.5.1—2.5.4, 2.5.6, совместно с чл.-корр. АН СССР В. А. Сидоренко п. 2.5.5, с доктором техн, наук Л. П. Кабановым п. 2.3.7, с канд. техн, наук В. С. Осмачкиным п. 2.3.8), доктор техн, наук Я. В. Шевелев (пп. 2.2.3, 2.3.3), канд. техн, наук А. Я. Крамеров (пп. 2.3.1, 2.3.2, § 2.4), канд. техн, наук В. С. Осмачкин (пп. 2.3.5,

2.3.6), канд. физ.-мат. наук С. В. Попов (§ 2.6), канд. техн, наук И. Н. Соколов (§ 2.7), доктор физ.-мат. наук В. В. Орлов (пп. 2.8.1, 2.8.2, 2.8.4), канд. техн, наук А. А. Ринейский (п. 2.8.3).

Раздел 3 — доктор техн.' • наук А. Г. Костюк (пп. 3,2.1, 3.2.2, 3.3.1, 3.3.2), канд. техн, наук В. В. Фролов (§ 3.5, 3.6, п. 3.2.3), канд. техн, наук Л. Я. Лазарев (§ 3.4, п. 3.3.3), доктор техн. наукЛ. И. Селезнев (§3.7), доктор техн, наук А. Д. Трух- ний (§.3.8), канд. техн, наук В. М. Зорин (§ 3.9, 3.11, п. 3.12.2, совместно с Г. Н. Морозовым § 3.1 и п. 3.12.1, совместно с канд. техн, наук А. И. Бисяриным п. 3.12.3), канд. техн, наук Г. Н. Морозов (§ 3.10).

Раздел 4 — канд. техн. наук В. Н. Абрамов, канд. техн, наук Г. Н. Морозов (пп. 4.2.1—4.2.3).

Раздел 5 — доктор техн. наук Г. А. Филиппов (§ 5.4) и канд. техн, наук А. И. Соколов.

Раздел 6 — доктор техн. наук Д. П. Елизаров (§ 6.3), канд. техн, наук Ё. И. Гаврилов (§ 6.7, пп. 6.2.1, 6.6.1— 6.6.3), доктор техн, наук Монахов А. С. (§6.5, пп. 6.2.2, 6.6.4 и совместно с И. Н. Тамбйевой § 6.1, с Ю. А. Клушиным § 6.8), проф. | Ю. А. Клушин | и И. Н. Тамбиева (§ 6.4).

Раздел 7 — доктор техн. наук О. И. Мартынова, канд. техн, наук А. С. Копылов.

Раздел 8 — доктор техн, наук В. В. Сычев, доктор техн, наук Б. И. Ка- занджан (§ 8.2, 8.3, пп. 8.1.1— 8.1.6), доктор техн, наук Э. Э. Шпильрайн, канд. техн, наук А. П. Севастьянов (§ 8.4, 8.5, 8.6, п. 8.1.7), доктор техн, наук Н. Н. Семашко, доктор техн, наук В. П. Горбатых (§ 8.7), доктор техн, наук Н. В. Коровин (§ 8.8).

РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ

ПАРОВЫЕ КОТЛЫ

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Паровой котел — это устройство, в котором для получения пара требуемых параметров используют теплоту, выделяющуюся при сгорании органического топлива. Основными элементами котла являются топка и теплообменные поверхности. Последние по протекающим в них процессам подразделяются на нагревательные, испарительные и пароперегревательные, а по способу передачи теплоты — на радиационные, конвективные и радиационно-конвективные. .

Взаимное расположение топки и газоходов, в которых размещаются теплообменные поверхности нагрева, т. е. компоновка котла, определяется свойствами сжигаемого топлива, паропроизводительностью и выходными параметрами пара.

Различают П-, Т- и N-образные и башенную компоновки котла (рис. 1.1). При сжигании мазута, природного газа, как правило, используется П-образная компоновка (рис. 1.1,а), при которой котел имеет два вертикальных газохода (топочную камеру и конвективную шахту) и соединяющий их горизонтальный газоход. При сжигании твердых топлив она применяется в котлах паропроизводительностью до 1000—1600 т/ч. '

Т-образная компоновка (рис. 1.1, в), способствующая уменьшению глубины конвективной шахты и высоты' соединительного газохода, применяется для мощных котлов (0^1000 т/ч), работающих на твердых топливах. Для углей с высокоабразивной золой Т-образная компоновка применяется для котлов, начиная с 0^500 т/ч.

N-образная компоновка 1 котла (рис. 1.1,6) используется при сжигании топлив с высоким содержанием в золе оксида кальция и щелочей. Котел выполняется трех- или четырехходовым, с подъемной или инвертной топкой и ширмами в промежуточных газоходах.

Для мощных котлов при сжигании газа и мазута или твердого топлива (в том числе и бурых углей с большим содержанием высокоабразивной золы) может быть использована башенная компоновка котла (рис. 1.1, г) в сочетании с открытой и полуоткрытой компоновками котельной установки. В СССР по климатическим условиям последние не применяются.

Паровой котел как основной элемент входит в состав котельной установки, которая включает в себя:

■ топливный тракт — комплекс оборудования (дробилки, бункера, питатели сырого топлива и пыли, углеразмольные мельницы, сепараторы, транспортеры и пыле- проводы) для подачи и подготовки твердого топлива к сжиганию;

пароводяной тракт, представляющий собой систему последовательно включенных элементов оборудования (экономайзер, топочные экраны и пароперегреватели), в которых движется питательная вода, пароводяная смесь и перегретый пар;

газовоздушный тракт, состоящий из последовательно расположенных воздушного и газового трактов. Первый из них включает в себя совокупность оборудования (дутьевые вентиляторы, короба холодного и горячего воздуха, воздухоподогреватели и горелочные устройства) для забора воздуха из атмосферы и подачи его

Рис. 1.1. Основные компоновки котлов: а — П-обраэная; б —N-образная (4-ходовая); в — Т-образная; а — башенная

в топку котла, второй — комплекс элементов котельной установки (топка и конвективная шахта котла, золоуловители, дымососы, дымовая труба), по которым осуществляется движение продуктов сгорания до выхода в атмосферу.

Классификация паровых котлов. По виду сжигаемого топлива различают паровые котлы для газообразного, жидкого и твердого топлива, по фазовому состоянию выводимого из топки шлака — котлы с твердым и жидким шлакоудалением. По виду газовоздушного тракта котлы делят на котлы с естественной, с уравновешенной тягой и с наддувом, а по виду пароводяного тракта — на барабанные с естественной и многократно-принудительной циркуляцией, прямоточные и с комбинированной циркуляцией.

Паровые котлы характеризуются следующими основными параметрами: номинальной паропроизводительностью, давле

нием, температурой пара (основного и промежуточного перегрева) и питательной воды.

Номинальная паропроизводительность— наибольшая паропроизводительность, которую стационарный котел должен обеспечивать в длительной эксплуатации при сжигании основного топлива или подводе номинального количества теплоты при номинальных значениях параметров пара и питательной воды с учетом допускаемых отклонений.

Номинальное давление — давление пара, которое должно обеспечиваться непосредственно перед паропроводом к потребителю пара при номинальной паропроиз- водительности стационарного котла.

Номинальная температура — температура пара, которая должна обеспечиваться непосредственно перед паропроводом к потребителю пара при номинальных значениях давления пара, температуры пита-

Таблица- 1.1. Основные параметры энергетических котлов [6]

Тип котла

Паропроизводительность, т/ч

Абсолютное давление, МПа

Температура пара, ®С

Температура промежуточного прогрева пара, ®С

Температура питательной воды, °C

Е

(160); 220

9,8

540

—

215

(210); 320; 420; 600; 820

13,8

560

—

230-

Еп, Пп

670

13,8

545

545

240

Пп

1800

13,8

515*

515*

240*

Пп, Кп

1000; 1650; 2650; 3950

25,0

545

542

270

Рис. 1.2. Паровой котел П-67:Рис. 1.2. Паровой котел П-67:

Рис. 1.2. Паровой котел П-67:

Рис. 1.2. Паровой котел П-67:

/ — нижняя радиационная часть; 2 — топочная камера; 3 —горелка; 4— верхняя радиационная часть; 5 — узел ввода рециркулирующих газов; 6 — экономайзер; 7 — конвективная шахта; 8 — третья ступень. ширмовой поверхности пароперегревателя; 9—вторая ступень ширмовой поверхности паропе- гревателя; 10 — первая ступень ширмовой поверхности пароперегревателя; II — ширмовая поверхность промежуточного перегревателя; 12— паропаровой теплообменник; 13 — потолочный экран; 14— фестон; 15 — конвективный пакет пароперегревателя; 16 — экран соединительного газохода; 17 — аэродинамический выступ; 18 — конвективный пакет промежуточного пароперегревателя

тельной Воды, паропроизводительности, а также номинальных значениях остальных параметров пара промежуточного перегрева с учетом допускаемых отклонений.

Номинальная температура промежуточного перегрева пара — температура пара непосредственно за промежуточным пароперегревателем котла при номинальных значениях давления пара, температуры питательной воды, паропроизводительности, а также номинальных значениях остальных параметров пара промежуточного перегрева с учетом допускаемых отклонений.

Номинальная температура питательной воды — это температура воды, которую необходимо обеспечить перед входом в экономайзер или другой относящейся к котлу подогреватель питательной воды (при их отсутствии — перед входом в барабан) при номинальной паропроизводительности.

Основные параметры энергетических котлов, выпускаемых энергомашиностроительной промышленностью СССР, стандартизированы ГОСТ 3619-82 (табл. 1.1).

Технические характеристики современных мощных пылеугольных и газомаэутных

Т аблица 1.2. Техническая характеристика пылеугольных котлов {9, 19, 27}

Типоразмер котла по ГОСТ 3619-82

Заводская маркировка

1

* Ч (О н

Топливо

Температура,

o'

1

С *

6 5 В о X h

Габариты котла в осях колонн,м

Масса металла котла, т

н о

X

X о о в

о к

ц»

« = о 2 я о bit о о н Оа в а

я X 8.

St 8* si

S &S ч 5 в 3

К а as S3

«в о X

ч

V

S3 х о В 60

1 §

в X

ч

о о 5

1

«в

li

8*5 О О х вех

о X X я

о О.Х ас ч

ч о

1 я X

Котлы,

работающие на бурых

углях,

лигнитах

Пп-2650-25-545БТ

П-67

ЗиО

Березовский бурый уголь

322

163

29591,9

ТВП

24

33

106,4

19610

8 000

7 727/750

—

Т-обр.

ппто

20000

Пп-1650-25-545БТ

П-70

»

Венгерский бурый уголь

335

170

271 90,5

РВП

52,9

18,5

95

11000

4 760

3 986/447

3250

То же

»

14 204

Пп-1000-25-545БТ

П-64

»

Югославские лигниты

324

174

273 88,46

ТВП

36

24

67,8

9500

2 450

1476/151

3 336

»

»

6 496

Пп-1000-25-545БТ

П-59

>

Подмосковный бурый уголь

438

150

268 91,0

ТВП

36

24

62,17

8 182

3751

2048/78,2

1948,5

»

>

5 240

Пп-670-13,8-545БТ

П-60

»

Немецкий бурый уголь

280

159

24087,0

РВП

36

24

65,9

6138

1669

955/0,15

2 392

»

>

3913

Еп-б70-13,8-545БТ

П-62

>

Болгарские лигниты

269

173

242 83,6

ТВП

41

17

54

7625

2140

679/109

4 060

>

Байпас

5500

Пп-660-13,8-540БТ

П-52

>

Немецкий бурый уголь

272

155

240 88,87

РВП

30

22

51,8

4 630

1400

880

1659

»

ППТО

2723

Пп-660-13,8-545БТ

П-65

>

Югославские лигниты

294

166

243 87,3

РВП

36

24

65,9

6600

I860

1114/0,175

2 481,5

»

».

4404

Еп-670-13,8-545БТ

ТПЕ-208

ПО

Фрез-

395

145

243 88,2

ТВП

15

20,9

38,8

5535

2520

799,5/33,8

1982,6

П-обр.

Рецир

3100 ,

ткз

торф

куляция газов

Е-600-13.8-560БВЖ

ТПЕ-427

ПО ткз

Березовский и назаров- ский бурые угли

416

154

230 90,2

ТВП

19,5

16,5

36,1

2374

807

361/11,5

Т-обр.

2180

Е-500-13.8-560БТ

БКЗ-500-140-1

ПО «Сиб- энер- го- маш»

Березовский бурый уголь

282

157

230 92,1

ТВП

16,5

29,5

48,1

2850

1050

719

П-обр.

2 300

Е-420-13.8-560БЖ

БКЗ-420-ПТ-2

То же

Ирша- бородин- ский бурый уголь

348

141

21092,09

ТВП

19,5

20

42

2400

930

171/22,2

508,4

То же

1550

Е-420-13.8-560БТ '

БКЗ-420-140-6

>

Азейский бурый уголь

286

139

23092,7

ТВП

20

20

40,5

2240

861

86/25

500

1440

Е-420-13.8-560БТ

БКЗ-420-140-7

>

Райчи- хинский бурый уголь

375

143

21092,4

ТВП

19,5

20

42

2350

910

171/22,2

508,4

>

1550

Котлы, работающие на каменных углях

Пп-2650-25-545/542КТ

ТПП-804

ПО ткз

Кузнецкий

339

132

275

93,86

РВП

71

15,5

97,6

14500

5770

—

——

Т-обр.

Рециркуляция газов, впрыск

16500

Пп-1650-25-545КТ

П-57-ЗМ

ЗиО

Экибас- тузский

328

145

277

92,0

ТВП

36

24

59,3

93500

3 000

972,6/450

1780

То же

ППТО

7 500

Пп-1000-25-545КЖ

ТПП-312А

ПО ткз

Донецкий газовый

381

165

260

90,66

РВП

18,6

23,6

51,0

5 200

2 420

1 342/219

—

П-обр.

»

2700

Продолжение табл. 1Л

Типоразмер котла

ПО ГОСТ 3619-82

Заводская маркировка

X о о

ч е Ч со 8

Топливо

Температура, •С

О' к &

К[ К *

ч о в о и

m Ч о У Я § «8

Габариты котла в осях колонн, м

Масса металла котла, т

ч

Я О в

о

• я X Я Я 4)

I с о О 3 о пая 5i?5 >-я а U о ® н Л в я

я

8

о .

Он

5 *

8m О о с a

к.

1 h

ее о

3

3

я 3 £§ В я

Я

X а

я X

ч

Я о

я

1 °

О ч

О w X

О О Я я в в

о

о схя я ч

- ч и

8

1

Пп-950-25-545КЖ

П-50

ЗиО

Донецкий тощий

350

117

260

92,7

РВП

12

19

46,3

4 391

1612

1 333/123

1323

П-обр.

ППТО

2 955

Пп-950-25-545КТ

П-39-2

ЗиО

Экибас- тузский

331

130

265

91,8

РВП

42

12

43,8

4 680

1 930

1 660/105

931

Т-обр.

>

3 335

Пп-660-13,8-550КТ

П-55-1

>

Каменный уголь

315

151

240

90,3

твп

32,5

20,5

41,5

3805

1080

765/1,3

1 725

П-обр.

»

2 584

Еп-670-13,8-545КТ

ТПЕ-209

по ткз

Каменный уголь

—

151

244

91,2

РВП

50,5

36

67

3 763

1785

840/23

459,7

То же

Рециркуляция газов

3 200

Е-500-13,8-560КТ

ТПЕ-430

То же

Кузнецкий

358

121

230

92,84

РВП+ +ТВП

24

25,5

44,8

2 750

1 040

1 027/13

710

»

—

2 081

Е-420-13.8-560КЖ

ТПЕ-87

»

Донецкий полуантрацит

402

143

230

92,7

твп

15,8

18,2

35,7

1 985

885

323,5

702

>

—

1 120

Е-420-13.8-560КТ

БКЗ-420-140

по «Сиб- энерго-’ маш»

Экибас- тузскнй

418

129

230

92,28

твп

11,1

17,4

38,9

2130

810

120/23,5

332

Т-обр.

1 537

Е-420-13,8-560КЖ

БКЗ-420-140

То же

Экибас- тузский

356

123

230

92,1

твп

11,1

17,4

38,0

1993

657

176/14,0

339

То же

—

1 190

Примечания: 1. В дробях в числителе приведен общий расход лег и рованной стали, в знаменателе—аустенитной.

2. Котлы П-70, П-64, П-60, П-62, П-52, П-65 производства Подольского машиностроительного завода нм. С. Орджоникидзе выполнены для поставки в страны - члены СЭВ.

Типоразмер котла по ГОСТ 3619-82

Заводская маркировка

Завод- изготовитель

Топливо

Температура, °C

о

КЗ

Ч К

6 ч о

о X

*ч О £ * я

Габариты котла в осях колонн, м

Масса металла, т

ж в

) Z

яа& Я В g-

03е

Ч ь о *

а у а. я о о я IX в н в

я

8 . «'О

О .

52

Ъ

§ ^ о о

X Я • а К я о ° X Я

«Я о л

ч й>

я 3 5g с я

S Я

а

Я КЗ ч

Я о 3

я

ю о

Я *

я =t 5

О О Я

В В Я

в о я

о а я я ч

U я

Ч О

Я X В.

Я

Пп-3950-25-545ГМН

ТГМП-1202

ПО ткз

Газ

338

142

270

93,86

РВП

72

47,55

71

12 700

5969

4 679/558

2 648

Рециркуляция газов

4 400

Пп-2650-25-545ГМН

ТГМП-204

То же

Ма

зут

361

134

273

93,71

>

20,7

29,0

67,3

9 700

4 320

2764/336

2 293

То же

9 000

Пп-1800-13,8-515МН

ТМП-501

>

То же

296

165

243

92,93

>

18

25,7

62,57

53,22

2 307

1854

929

>

5 000

Пп-1000-25-545ГМН

ТГМП-344СО

»

»

289

148

275

93,05

>

26,5

25,3

495

5 191

1 877

1 479/165

1943

>

4 000

Пп-1000-25-545ГМ

ТГМП-314

>

Газ

328

126

265

93,82

>

18,6

23,6

42

4 060

1 900

1025/907

1 269

>

2 370

Пп-950-25-545ГМ

П-41-1

ЗиО

Мазут

326

165

267

93,3

36

18

31,5

3 603

1 400

1 175/93

486

ппто

3 170

Пп-950-25-565ГМ

ТГМП-324

ПО ткз

Газ

317

122

269

94,7

>

18,6

24,5

48,1

5 400

2 898

—

—

Рециркуляция газов

Пп-670-13,8-540ГМ

П-56-1

ЗиО

Мазут

250

141

240

93,3

>

25

19,3

33,5

2 975

1 165

730

834

ппто

2 300

Еп-670-13,8-545ГМН

ТГМЕ-206

ПО ткз

То же

253

138

243

94,0

28,1

24,9

34,5

3 450

1 250

667/62

1 100

Рециркуляция газов

2 528

Е-500-13.8-560ГМН

ТГМЕ-464

То же

259

137

230

94,3

17,4

17,8

34,5

2 523

1007,3

650,2

668

1 770

Е-500-13.8-560ГМВН

ТГМЕ-428

>

»

367

137

230

93,5

>

17,9

16,5

24,7

—

—

—

—

1800

Е-420-13.8-560ГМН

БКЗ-420-140-ГМН4

ПО «Сиб- энерго- маш»

Газ

232

109

230

94,8

»

18,4

14,5

32,4

1 454

826

154/29,7

266

—

1 400

Таблица 1.3. Техническая характеристика газомазутных котлов [9, 19, 27]

§11Общие сведения

Примечания: 1. Все котлы, указанные в таблице, имеют П-образную компоновку.

2. В числителе—общий расход легированной стали, в знаменателе—аустенитной.

энергетических паровых котлов, выпускаемых производственными объединениями «Красный котельщик» (ТКЗ —- Таганрогский котельный завод), «Сибэнергомаш» и Подольским машиностроительным заводом им. С. Орджоникидзе (ЗиО), приведены в табл. 1.2 и 1.3, а на рис. 1.2 показан поперечный разрез пылеугольного прямоточного котла Пп-2650-25-545БТ (П-67) энергоблока 800 МВт, спроектированного для сжигания сильношлакующего березовского угля с учетом возможности сжигания в нем других углей Канско-Ачинского бассейна. Котел однокорпусный, Т-образной компоновки, с подвеской всех элементов котла (кроме воздухоподогревателя) к каркасу, который совмещен с каркасом здания. Топочная камера квадратного сечения. Горелки прямоточные, тангенциально направленные, размещены по высоте топки в четыре яруса. В верхней части топки и через горелочные устройства предусмотрена рециркуляция продуктов сгорания.

Пароводяной тракт парового котла имеет два несмешивающихся и самостоятельно регулируемых потока рабочей среды, которые располагаются слева и справа относительно плоскости симметрии котла. Регулирование температуры промежуточного перегрева осуществляется с помощью паро-паровых теплообменников (ППТО), а пара высокого давления — впрыскивающими пароохладителями.

ТЕПЛООБМЕННЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА

РАДИАЦИОННЫЕ ПОВЕРХНОСТИНАГРЕВА

основном за счет излучения, относят экраны, настенные И потолочные пароперегреватели, располагаемые в топочной камере.

Конструкция топочных экранов должна обеспечивать надежное охлаждение металла стенки труб, возможно меньшее гидравлическое сопротивление, иметь малую чувствительность к неравномерности распределения тепловосприятия по ширине и высоте экрана, компенсацию температурных расширений труб. Экраны должны быть технологичными, транспортабельными, допускать блочное изготовление, иметь возможно меньшую металлоемкость, быть дренируемыми.

Топочные экраны (рис. 1.3) изготавливают из стальных бесшовных цельнотянутых труб. Для котлов производительностью D ^ 320 т/ч применяют мембранные экраны с проставкой и гладкотрубные. Гладкотрубные ошипованные экраны (рис. 1.3, г) применяют в топках с жидким шлакоудалением в зоне активного горения (см. п. 1.4.2).

К радиационным поверхностям нагрева, воспринимающим теплоту от газов вК радиационным поверхностям нагрева, воспринимающим теплоту от газов вРис. 1.3. Типы экранирования: а — гладкотрубные; б — с проставкой; в — плавниковые; г — гладкотрубные ошипованные; 9 — соединение панелей из плавниковых труб; / — обшивка; 2 — теплоизоляция; 3 —труба; 4 — шипы; ,5— огнеупорная обмазкаРис. 1.3. Типы экранирования: а — гладкотрубные; б — с проставкой; в — плавниковые; г — гладкотрубные ошипованные; 9 — соединение панелей из плавниковых труб; / — обшивка; 2 — теплоизоляция; 3 —труба; 4 — шипы; ,5— огнеупорная обмазкаВ котлах с естественной циркуляцией, где полезное движущее давление невелико, экраны выполняют из труб диаметрами 50 и 60 мм с толщиной стенки 4—6 мм. Для гладкотрубных экранов Sx/d = 1,06, для мембранных Sx/d = 1 4- 6/d, где размер проставки 6=14, 16, 20 мм. По периметру топки экраны разбивают на панели, которые поставляются заводом-изготовителем в виде блоков. Каждая панель представляет собой циркуляционный контур, имеющий опускные (необогреваемые) и подъемные (обогреваемые) трубы, верхний и нижний соединительные коллекторы (рис. 1.4). Трубы, коллекторы, проставки изготавливаются из стали 20, а для теплонапряженных участков —из стали 15ХМФ.

К радиационным поверхностям нагрева, воспринимающим теплоту от газов в

К радиационным поверхностям нагрева, воспринимающим теплоту от газов в

Рис. 1.3. Типы экранирования: а — гладкотрубные; б — с проставкой; в — плавниковые; г — гладкотрубные ошипованные; 9 — соединение панелей из плавниковых труб; / — обшивка; 2 — теплоизоляция; 3 —труба; 4 — шипы; ,5— огнеупорная обмазка

Рис. 1.3. Типы экранирования: а — гладкотрубные; б — с проставкой; в — плавниковые; г — гладкотрубные ошипованные; 9 — соединение панелей из плавниковых труб; / — обшивка; 2 — теплоизоляция; 3 —труба; 4 — шипы; ,5— огнеупорная обмазка

Рис. 1.4. Экраны котла с естественной циркуляцией (жидкое шлакоудаление): / — барабан; 2, 4 — верхние и нижние сборные коллекторы; 3 — панели экрана; 5 —опускные трубы; 6 — пароотводящие трубыРис. 1.4. Экраны котла с естественной циркуляцией (жидкое шлакоудаление): / — барабан; 2, 4 — верхние и нижние сборные коллекторы; 3 — панели экрана; 5 —опускные трубы; 6 — пароотводящие трубыЗадний экран выполняют с разводкой труб (фестоном) для обеспечения выхода газов (рис. 1.5).

Рис. 1.4. Экраны котла с естественной циркуляцией (жидкое шлакоудаление): / — барабан; 2, 4 — верхние и нижние сборные коллекторы; 3 — панели экрана; 5 —опускные трубы; 6 — пароотводящие трубы

Рис. 1.4. Экраны котла с естественной циркуляцией (жидкое шлакоудаление): / — барабан; 2, 4 — верхние и нижние сборные коллекторы; 3 — панели экрана; 5 —опускные трубы; 6 — пароотводящие трубы

Экраны на тягах подвешиваются к каркасу котла или здания. Тепловое расширение от места подвески происходит свободно вниз.

В прямоточных котлах возможно четыре типа конструкции экранов (рис. 1.6). Во вновь проектируемых котлах в основном используется ленточная навивка Л. К. Рамзина (рп« ■= 13,8 МПа, СКД) и вертикально-подъемные панели (СКД, однофазная среда — пар при рпе = 13,8 МПа). Для экранов с ленточной навивкой (рис. 1.6, а) подъем ленты на угол 15—20® осуществляют по двум или четырем стенам топочной камеры в один или несколько заходов.

В вертикально-подъемных и горизонтально-подъемных панелях по периметру

Тис. 1.5. Схема разводки труб заднегоэкрана:

а — фестон многорядный; б —однорядный с промежуточным коллектором; в — трехрядный с -двумя собирающими и одним промежуточным коллекторами

топки движение среды организуется в два полупотока.

По высоте топки экраны прямоточных котлов делятся на нижнюю радиационную часть (НРЧ), верхнюю (ВРЧ), а в ряде случаев и среднюю (СРЧ), располагаемую между ВРЧ и НРЧ. Деление на части позволяет организовать перемешивание среды и уменьшить температурную разверку по отдельным трубам.

Для обеспечения нужного значения массовой скорости в экранах НРЧ (а иногда и СРЧ) полутопки подразделяются на ходы. При байпасировании части среды достигается уменьшение разницы в температурах металла труб у панелей различных ходов, связанных между собой.

Рис. 1.6. Конструктивные схемы экранов прямоточных котлов:

а — ленточная навивка Л. К. Рамзина: / и 2 — ленты прн двухзаходной навивке; 6 — подъемногоризонтальные панели; а — многоходовые подъемно-опускные панели; е — многоходовые подъемные панели

Рис. 1.7. Конструкции крепления (а, б), подвески (в) и узла сопряжения (г) вертикальных панелей:

1 — экранная труба; 2 — швеллер, соединяющий панель с опорной конструкцией (на схеме «б» часть швеллера условно не показана); 3 — скоба; 4— крюк; 5 — «теплый* ящик; стрелками указано направление тепловых перемещений экрана; 6 — крепежное устройство панелей

Элементы конструкции экранов показаны на рис. 1.7.

Материал труб экранов и коллекторов—сталь 12Х1МФ, для котлов СКД применяют трубы с размерами 32 X 6 мм.

Схема теплового расширения экранов видна из рис. 1.7. Экраны всех котлов с наружной стороны имеют пояса жесткости, устанавливаемые по высоте топки (рис. 1.8).

В современных котлах применяются двухсветные экраны и ширмовые поверхности нагрева котла. Первые используются как испарительные или перегревательные поверхности, вторые — как перегревательные.

Двухсветные экраны (рис. 1.9), разделяющие топку на секции, способствуют выравниванию полей температур топочных газов. Их выполняют в виде подвешенных сверху вертикальных панелей из одного ряда труб. В панелях двухсветных экранов предусматриваются «окна» для выравнивания давления в смежных секциях топки. В топочной камере может быть несколько двухсветных экранов.

Ширмовые поверхности располагают в выходной части топки и в горизонтальном газоходе. При сжигании газа и мазута допускается установка их над конвективной шахтой. Для нешлакующих топлив ширмовые поверхности могут быть опущены достаточно глубоко в топку. Их изго- '‘товляют в виде вертикальных или горизонтальных трубных лент. В котлах газоплот-

Рис. 1.8. Узел крепления экранов с поясом жесткости (а) и поясов жесткости между собой (б)

ного исполнения ширмовые поверхности выполняют, как правило, вертикальными с подвеской их специальными тягами к потолочным балкам. Места прохода труб ширмовой поверхности через потолочную панель имеют уплотнения мембранного или

других типов.

Ширмовые .поверхности чаще выполняют из труб 32 X 6 мм из стали 12Х1МФ.

Рис. 1.9. Топка с двусветным экраном (а) и соединение труб двусветного гладкотруб- ного экрана (б)

Рис. 1.10. Ширмовый пароперегреватель: ./ — коллектор; 2 — соединительный элемент; 3 — трубы ширмового пароперегревателя; 4 — трубы обвязки; 5 -- разделительная перегородка

Для придания лентам труб жесткости последние сваривают специальными проставками или скрепляют обводными трубами. Общий вид ширмовой поверхности пароперегревателя приведен на рис. 1.10. Поперечный шаг ширм Si = 500 4- 900 мм, продольный Si = (1,1-т-l,2)d. Входные и выходные камеры выполяют из труб

0 325—426 мм. Для удобства выполнения сварочных работ и ремонта одна камера располагается над другой. В котлах большой мощности иногда применяют мембранные цельносварные ширмовые поверхности из плавниковых труб или гладких труб с приваркой проставок. Ширмовые поверхности изготовляют в виде завершенных заводских блоков.

Расчетная площадь поверхности нагрева ширмы, м2,

F ш == 26р/2щф, (1.1)

где Ьр = 25г(пп — 2)+ 2d — расчетная ширина ширмовой поверхности по наружной образующей, м; d — диаметр трубы, м; пп — число петель; / — средняя длина трубы в ленте, м; дш — число ширмовых поверхностей; ф — угловой коэффициент.

КОНВЕКТИВНЫЕ ПОВЕРХНОСТИНАГРЕВА

Конвективные пароперегреватели и экономайзеры выполняют в виде трубных многопетлевых змеевиковых поверхностей нагрева. В соединительном газоходе расположение змеевиков вертикальное, а компоновка пучкбв коридорная, в опускном газоходе — как шахматная, так и коридорная. Для снижения эолового износа при сжигании твердых топлив с А’ > 10 % в опускном газоходе трубы располагают параллельно фронту котла. Пароперегреватели выполняют из гладких труб, а экономайзеры — из гладких или оребренных. Диаметр и толщина стенки труб определяются давлением среды и температурой стенки. Движение среды организуется в несколько автономных потоков. Для снижения влияния неравномерности тепловос- приятия поверхности делятся на части — ступени (часть поверхности нагрева, огра-

Рис. 1.11. Способы подвода многониточных змеевиков к камерам: а — ввод или вывод змеевиков с помощью вилки; б — многорядный ввод (вывод) с монтажным про- ’ емом размером 400 X 500 мм; в — ввод (вывод) змеевиков в две параллельные камеры; г, о — ввод (вывод) с помощью вертикальных или горизонтальных секционных камер увеличенного диа- метра; е — пример выполнения пакета экономайзера с камерами, расположенными внутри газохода

a)a)

a)

a)

а — двухпетлевой пароперегреватель • высокого давления; 6 — промежуточный пароперегреватель блока 800 МВт; 1 — трубы; 2 — трубы потолочного перегревателя; 3 — тепловой ящик; 4 — засыпка ящика; 5 — подвеска; 6 — тяги подвески; 7 — входные коллекторы; 8 — выходные коллекторы; 9 — трубы экранирования нижней части соединительного газохода; 10—коллектор сбросных подвесных труб; // — трубы подвесные; 12 — коллектор промежуточный; 13 — дистанционирую- щее устройство; 14 — входной коллектор

ниченная коллекторами) с организацией между ними перемешивания среды и переброса ее по ширине газохода. Ступень состоит из пакетов, представляющих собой заводские блоки. В рамках ступеней движение среды может быть организовано по прямоточной, противоточной или смешанной схеме. Выходные ступени пароперегревателей по условиям обеспечения надежной работы металла труб выполняют по прямоточной схеме. В экономайзерах движение среды организуется по противоточной схеме.

В соединительном газоходе поверхности крепятся на тягах к каркасу котла или каркасу здания (при подвесной констоук-

ш

Рис. 1.13. Экономайзер: а — гладкотрубный; б —с продольным оребрением (оба блока 500 МВт); в — гладкотрубный котла D - 210'+ 420 т/ч

Рис. 1.14. Приемы создания продольных шагов труб:а—холодная прямая гибкая труба с радиусом гиба rrp>2d; б—лирообразные гибы труб; в —многони- точные змеевики с прямыми и лирообразными гиба- ,7 ми трубРис. 1.14. Приемы создания продольных шагов труб:а—холодная прямая гибкая труба с радиусом гиба rrp>2d; б—лирообразные гибы труб; в —многони- точные змеевики с прямыми и лирообразными гиба- ,7 ми трубРис. 1.15. Конструкция одиопоточного и трехходового трубчатого воздухоподогревателя:/ — трубы поверхности нагрева; 1, 5 —трубные доски; 3 — трехлинзовый компенсатор; 4 — воз- духоперепускные короба; 6 — опорная балка; 7 — колонныРис. 1.15. Конструкция одиопоточного и трехходового трубчатого воздухоподогревателя:/ — трубы поверхности нагрева; 1, 5 —трубные доски; 3 — трехлинзовый компенсатор; 4 — воз- духоперепускные короба; 6 — опорная балка; 7 — колонныв пакетев пакете4 DЯ ра^ви *4 DЯ ра^ви *(1-2)(1-2)

Рис. 1.14. Приемы создания продольных шагов труб:

а—холодная прямая гибкая труба с радиусом гиба rrp>2d; б—лирообразные гибы труб; в —многони- точные змеевики с прямыми и лирообразными гиба- ,7 ми труб

Рис. 1.14. Приемы создания продольных шагов труб:

а—холодная прямая гибкая труба с радиусом гиба rrp>2d; б—лирообразные гибы труб; в —многони- точные змеевики с прямыми и лирообразными гиба- ,7 ми труб

Рис. 1.15. Конструкция одиопоточного и трехходового трубчатого воздухоподогревателя:

/ — трубы поверхности нагрева; 1, 5 —трубные доски; 3 — трехлинзовый компенсатор; 4 — воз- духоперепускные короба; 6 — опорная балка; 7 — колонны

Рис. 1.15. Конструкция одиопоточного и трехходового трубчатого воздухоподогревателя:

/ — трубы поверхности нагрева; 1, 5 —трубные доски; 3 — трехлинзовый компенсатор; 4 — воз- духоперепускные короба; 6 — опорная балка; 7 — колонны

в пакете

в пакете

4 D

Я ра^ви *

4 D

Я ра^ви *

(1-2)

(1-2)

а)

ции). В опускном газоходе поверхности опираются на охлаждаемые балки либо (в газоплотных котлах) крепятся на подвесных трубах, включенных в пароводяной тракт котла. В газоплотном исполнении соединительный и опускной газоходы экранируются мембранными панелями, в которых организуется (на обогреваемой части) подъемное движение пара.

В котлах большой мощности для обеспечения приемлемых скоростей в трубах применяют многониточные змеевики. Их использование требует применения особых приемов приварки труб к камерам (рис. 1.11).

Число параллельно-включенных труб

где D — расход среды, кг/с; рш — массовая скорость среды, кг/(м*-с); d« — внутренний диаметр трубы, м.

Число ниток

Znap " п5|/(/тКк), (1-3) где Si — поперечный шаг, м; /т— длина фронта ввода змеевиков (длина коллектора) ; Кк — коэффициент, учитывающий тип трубных пучков: для шахматных пучков Лк = 2, для коридорных Кк = 1.

На рис. 1.12 и 1.13 представлены примеры конструкций пароперегревателя и экономайзера.

По условиям ремонта и обслуживания расстояние между пакетами по ходу газов должно составлять не менее 0,7 м, а высота пакетов (глубина) не должна превосходить /п = 1,2 м. Компактность поверхностей нагрева может быть достигнута переходом на лирообразный гиб труб (рис. 1.14) при минимально допустимом радиусе гиба rt = l,9d или применением

Рис. 1.16. Регенеративный воздухоподогреватель:

а — схема воздухоподогревателя; 6 — форма листов набивки; 1 — вал; 2 — направление вращения ротора; 3 — электродвигатель с редуктором; 4 и 9 — верхняя и нижняя опоры; 5, 8 — уплотнения; 6 —

ротор; ■ 7 — цевка,

оребрения. Для снижения расхода металла, работающего под давлением, высоты пакета и уменьшения загрязнения экономайзер в ряде случаев выполняют ребристым (см. рис. 1.13,6). В этом случае змеевики получаются жесткими и специальных креплений труб не требуется. Высота пакета составляет не более 1 м при Si/d <1.5. а при Si/d > 1,5 она может быть увеличена до 1,5 м.

Воздухоподогреватели (рис. 1.15, 1.16) выполняются рекуперативными ^трубчатыми^ и регенеративными с вращающейся теплообменной поверхностью. Регенеративные (РВП) используются при сжигании газа, мазута, а также твердых малозольных топлив (А» < 20 %) с содержанием

Рис. 1.17. Схемы компоновки трубчатых воздухоподогревателей

(zx—число ходов; zCT—число ступеней; гпот—число потоков): а—гх—4; zCT—2; znOT—1; 6—zCT—2; первая ступень: znor—2; лход=-4; вторая ступень: гпот*"1; 2ход"*: в—Ам потока: первый поток гст-1: гход”3: ВТ°Р°* поток гет-2; гход=4;

в-гст-1; zn0T-2; гход-3

в золе СаО < 20 % и остатком при размоле на сите R* < 20 %. Подогрев воздуха в РВП до /г. в * 360 °C.

Трубчатые воздухоподогреватели (ТВП) не имеют ограничений по виду топлива; tr. в < 450 °C. Они выполняются в одну и две ступени: первая ступень многоходовая (Зход — 2 4- 6), вторая имеет один, реже два хода.

Трубчатый воздухоподогреватель выполняется из отдельных кубов (секций). Куб состоит из вертикальных стальных тонкостенных труб (6 = 1,6 мм), закрепленных в трубных досках толщиной 15— 20 мм. Газы движутся в трубах сверху вниз, воздух — по схеме перекрестного тока в межтрубном пространстве. Расположение труб шахматное (Si/d= 1,2—1,5; Si/d= 1,05 4-1,1), наружный диаметр 40— 51 мм (ббльшие значения —для абразивных топлив).

Различают одно-, двух- и многопоточные и одно- и двухступенчатые конструкции ТВП (рис. 1.17). Одноступенчатый подогрев рекомендуется при /г. в <320 °C. Число потоков выбирается из условия получения транспортабельных размеров (йх< <3,2 м) секции или блока секций (2ЛХ < < 4,5 м). В последнем случае деление на ходы осуществляется промежуточной трубной доской. Рекомендуемые скорости по газам даны в табл. 1.48. Скорость воздуха и>в ~ (0,4 4- 0,6) шГ. Ступень ТВП опирается на балки, соединенные с каркасом котла. Температурные расширения воспринимаются компенсаторами линзового типа. Перепуск воздуха осуществляется по коробам.

Материал труб — СтЗ, трубных досок — сталь 20.

Теплообменная поверхность РВП состоит из гофрированных волнистых стальных листов, заполняющих сектора ротора. По высоте РВП делится на горячую и холодную части. Холодная часть, подверженная низкотемпературной коррозии, выполняется из листов толщиной 6Л = 1,2 мм при эквивалентном диаметре набивки <1Экв = 9,8 мм. В горячей части 6Л = = 0,63 мм, a d«B = 7,8; 9,6 мм. Частота вращения ротора более 1,5 об/мин. Обтекание листов газами и воздухом — продольное. Скорость газов wr = 11 ± 2 м/с, воздуха Wb = 6 4- 9 м/с. Расположение оси ротора чаще всего вертикальное. РВП может использоваться в качестве первой ступени при двухступенчатой схеме подогрева воздуха. Типоразмеры и характеристики выпускаемых РВП даны в табл. 1.4.Для снижения низкотемпературной коррозии холодной части возможно применение эмалированных покрытий и использование неметаллических материалов [3].ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕХАРАКТЕРИСТИКИ УГОЛЬНОЙ ПЫЛИВ современных паровых котлах твердое топливо преимущественно сжигают в предварительно размельченном и подсушенном виде.Скорость гетерогенного горения угольной пыли зависит от удельной площади поверхности F, м2/кг, которая для моно-Теплообменная поверхность РВП состоит из гофрированных волнистых стальных листов, заполняющих сектора ротора. По высоте РВП делится на горячую и холодную части. Холодная часть, подверженная низкотемпературной коррозии, выполняется из листов толщиной 6Л = 1,2 мм при эквивалентном диаметре набивки <1Экв = 9,8 мм. В горячей части 6Л = = 0,63 мм, a d«B = 7,8; 9,6 мм. Частота вращения ротора более 1,5 об/мин. Обтекание листов газами и воздухом — продольное. Скорость газов wr = 11 ± 2 м/с, воздуха Wb = 6 4- 9 м/с. Расположение оси ротора чаще всего вертикальное. РВП может использоваться в качестве первой ступени при двухступенчатой схеме подогрева воздуха. Типоразмеры и характеристики выпускаемых РВП даны в табл. 1.4.Для снижения низкотемпературной коррозии холодной части возможно применение эмалированных покрытий и использование неметаллических материалов [3].ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕХАРАКТЕРИСТИКИ УГОЛЬНОЙ ПЫЛИВ современных паровых котлах твердое топливо преимущественно сжигают в предварительно размельченном и подсушенном виде.Скорость гетерогенного горения угольной пыли зависит от удельной площади поверхности F, м2/кг, которая для моно-фракционных сферических частиц диаметром d4, м, и плотностью р^ж, кг/м3, равна:фракционных сферических частиц диаметром d4, м, и плотностью р^ж, кг/м3, равна:F = —. р£лЧF = —. р£лЧ(1-4)(1-4)При размоле пыль получается поли- фракционного состава, удельная площадь поверхности которой определяют по формулер ь lOOOFioooмс пл = Аф— .(1-5)₽плгде Аф = 1,75— коэффициент, учитывающий форму частиц; Fiooo— условная удельная площадь поверхности пыли, м2/кг, при РплЖ “ 1000 кг/м3; F1000 (рис. 1.18) зависит от зерновой характеристики пыли, определяемой ее остатками Rx, %, на ситах с различными ячейками (размером х, мкм):Rx — lOOe-6*"(1.6)Здесь 6 — коэффициент тонкости измельчения [6 = (4 4- 40) • 10-3]; л— коэффициент полидисперсности, характеризующий равномерность состава пыли и определяемый из (1.6) по значениям остатков на двух ситах (чаще по Raoo и /?»). В шаробарабанных мельницах (л —0,7 4-1,0) пыль пере- измельчается по сравнению, например, с молотковыми мельницами (л = 1,1 4- 1,5). О тонкости пыли судят по остаткам Reoa и R*, значения которых наряду с другимиПри размоле пыль получается поли- фракционного состава, удельная площадь поверхности которой определяют по формулер ь lOOOFioooмс пл = Аф— .(1-5)₽плгде Аф = 1,75— коэффициент, учитывающий форму частиц; Fiooo— условная удельная площадь поверхности пыли, м2/кг, при РплЖ “ 1000 кг/м3; F1000 (рис. 1.18) зависит от зерновой характеристики пыли, определяемой ее остатками Rx, %, на ситах с различными ячейками (размером х, мкм):Rx — lOOe-6*"(1.6)Здесь 6 — коэффициент тонкости измельчения [6 = (4 4- 40) • 10-3]; л— коэффициент полидисперсности, характеризующий равномерность состава пыли и определяемый из (1.6) по значениям остатков на двух ситах (чаще по Raoo и /?»). В шаробарабанных мельницах (л —0,7 4-1,0) пыль пере- измельчается по сравнению, например, с молотковыми мельницами (л = 1,1 4- 1,5). О тонкости пыли судят по остаткам Reoa и R*, значения которых наряду с другимиТаблица 1.4. Геометрические и массовые характеристики РВП [3]

Теплообменная поверхность РВП состоит из гофрированных волнистых стальных листов, заполняющих сектора ротора. По высоте РВП делится на горячую и холодную части. Холодная часть, подверженная низкотемпературной коррозии, выполняется из листов толщиной 6Л = 1,2 мм при эквивалентном диаметре набивки <1Экв = 9,8 мм. В горячей части 6Л = = 0,63 мм, a d«B = 7,8; 9,6 мм. Частота вращения ротора более 1,5 об/мин. Обтекание листов газами и воздухом — продольное. Скорость газов wr = 11 ± 2 м/с, воздуха Wb = 6 4- 9 м/с. Расположение оси ротора чаще всего вертикальное. РВП может использоваться в качестве первой ступени при двухступенчатой схеме подогрева воздуха. Типоразмеры и характеристики выпускаемых РВП даны в табл. 1.4.

Для снижения низкотемпературной коррозии холодной части возможно применение эмалированных покрытий и использование неметаллических материалов [3].

ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ

ХАРАКТЕРИСТИКИ УГОЛЬНОЙ ПЫЛИ

В современных паровых котлах твердое топливо преимущественно сжигают в предварительно размельченном и подсушенном виде.

Скорость гетерогенного горения угольной пыли зависит от удельной площади поверхности F, м2/кг, которая для моно-

Теплообменная поверхность РВП состоит из гофрированных волнистых стальных листов, заполняющих сектора ротора. По высоте РВП делится на горячую и холодную части. Холодная часть, подверженная низкотемпературной коррозии, выполняется из листов толщиной 6Л = 1,2 мм при эквивалентном диаметре набивки <1Экв = 9,8 мм. В горячей части 6Л = = 0,63 мм, a d«B = 7,8; 9,6 мм. Частота вращения ротора более 1,5 об/мин. Обтекание листов газами и воздухом — продольное. Скорость газов wr = 11 ± 2 м/с, воздуха Wb = 6 4- 9 м/с. Расположение оси ротора чаще всего вертикальное. РВП может использоваться в качестве первой ступени при двухступенчатой схеме подогрева воздуха. Типоразмеры и характеристики выпускаемых РВП даны в табл. 1.4.

Для снижения низкотемпературной коррозии холодной части возможно применение эмалированных покрытий и использование неметаллических материалов [3].

ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ

ХАРАКТЕРИСТИКИ УГОЛЬНОЙ ПЫЛИ

В современных паровых котлах твердое топливо преимущественно сжигают в предварительно размельченном и подсушенном виде.

Скорость гетерогенного горения угольной пыли зависит от удельной площади поверхности F, м2/кг, которая для моно-

фракционных сферических частиц диаметром d4, м, и плотностью р^ж, кг/м3, равна:

фракционных сферических частиц диаметром d4, м, и плотностью р^ж, кг/м3, равна:

F = —. р£лЧ

F = —. р£лЧ

(1-4)

(1-4)

При размоле пыль получается поли- фракционного состава, удельная площадь поверхности которой определяют по формуле

р ь lOOOFioooм

с пл = Аф— .(1-5)

₽пл

где Аф = 1,75— коэффициент, учитывающий форму частиц; Fiooo— условная удельная площадь поверхности пыли, м2/кг, при РплЖ “ 1000 кг/м3; F1000 (рис. 1.18) зависит от зерновой характеристики пыли, определяемой ее остатками Rx, %, на ситах с различными ячейками (размером х, мкм):

Rx — lOOe-6*"(1.6)

Здесь 6 — коэффициент тонкости измельчения [6 = (4 4- 40) • 10-3]; л— коэффициент полидисперсности, характеризующий равномерность состава пыли и определяемый из (1.6) по значениям остатков на двух ситах (чаще по Raoo и /?»). В шаробарабанных мельницах (л —0,7 4-1,0) пыль пере- измельчается по сравнению, например, с молотковыми мельницами (л = 1,1 4- 1,5). О тонкости пыли судят по остаткам Reoa и R*, значения которых наряду с другими

При размоле пыль получается поли- фракционного состава, удельная площадь поверхности которой определяют по формуле

р ь lOOOFioooм

с пл = Аф— .(1-5)

₽пл

где Аф = 1,75— коэффициент, учитывающий форму частиц; Fiooo— условная удельная площадь поверхности пыли, м2/кг, при РплЖ “ 1000 кг/м3; F1000 (рис. 1.18) зависит от зерновой характеристики пыли, определяемой ее остатками Rx, %, на ситах с различными ячейками (размером х, мкм):

Rx — lOOe-6*"(1.6)

Здесь 6 — коэффициент тонкости измельчения [6 = (4 4- 40) • 10-3]; л— коэффициент полидисперсности, характеризующий равномерность состава пыли и определяемый из (1.6) по значениям остатков на двух ситах (чаще по Raoo и /?»). В шаробарабанных мельницах (л —0,7 4-1,0) пыль пере- измельчается по сравнению, например, с молотковыми мельницами (л = 1,1 4- 1,5). О тонкости пыли судят по остаткам Reoa и R*, значения которых наряду с другими

X

S

*<

3*

1

Высота набивки, мм

Площадь поверхности набивки, м*

X

■ m

Количество секторов

Расчетная площадь . проходного сечения, м’

холодная часть

горячая часть

маркировка

<С * 3 5

о.

X

О h

£5

«в g 5?

о

< о

X го

5 о я

X

го

1

X

1

X Си

К(х

о го

О ГО

5 и о

К У

O.U

23

S

а

О >ч а к

о

О X к к

О

о > К X

о

РВП-3600

3 600

422

680

1 080

1 700

3 900

30,2

18

8

8

2,51

3,76

2,69

4,03

РВВ-41

4 100

800

710

1 310

2 152

5 069

25,5

24

9

13

3,4

5,0

3,8

5,56

РВП-5100

5100

650

680

1080

2 975

7 970

25

18

7

9

5,29

7,93

5,67

8,5

ВПР-1

5 270

934

600

1 420

3 500

И 100

48,7

18

7

9

—

—

ВПР-2

5 280

934

1 000

6 150

—

—

18

7

9

***

—

—

"II

РВВ-54

5 400

800

710

1 310

3 867

8 949

44

24

9

13

6,1

8,86

6,7

9,7

РВВ-68

6 800

800

710

1 310

9 600

22 150

97,5

24

9

13

10,11

14,69

11,18

16,15

ВПР-3

7 126

950

—.

2 020

—.

24 200

—

18

6

10

—

—

—

ВПР-4

7 126

950

—

1 200

—

14 900

—

18

6

10

——

—

—

ВПР-5

7 126

950

600

1 800

7 500

21 000

96,8

18

6

10

—

—

—

ВПР-6

7 126

950

710

710

7 500

9 000

63,2

18

6

10

—

—

—-

ВПР-7

7 126

950

600

1 200

6 370

14900

75,7

18

6

10

■ ■

ВПР-8

7 450

1 200

600

1 200

6150

13 350

69,7

18

6

9

—

—

ВПР-9

7 450

1 200

600

2 000

7 800

23 400

100

18

7

9

—.

—

—

РВП-98

9 800

—

600

2 400

13 250

59 900

—

—

—.

26,8

26,8

29,5

29,5

РВП-128

12 800

—-

—

—

—

—

—

18

7

9

—

—

—

—

Бассейн, месторождение

Марка

Влажность пыли WnJ1, %

Тонкость пыли Лао, % '

Плотность топлива

Относительный коэффициент абразивности

для ШБМ

для ММ и МВ

ДЛЯ СМ

кажущаяся ркаж|Т/мЗ

насыпная

рнас, Т/МЭ

Донецкий бассейн

ГСП!

1,5-3,0

25

33

28

1,44

0,91

2,5

Т

0,5-1,0

10

—.

13

1,48

0,93

1,0

ПА

0,5-1,0

8

—

11

1,51

0,95

1,5

АШ

0,5-1,0

7

—

1,63

1,03

1,0

ж-ппм

1,0-1,5

20

22

1,58

0,99

1,0

Кузнецкий

Г

1,5-3,0

25

33

28

1,35

0,85

1,5

бассейн 1

Т

0,5-1,0

11

—

14

1,46

0,92

1,0

СС

1,8-3,5

17

—

20

1,42

0,89

1,0

Карагандинский

К

0,8-2,0

18

20

21

1,48

0,93

1,0

бассейн

Экибастузское

СС

1,3-3,0

15-25 *

15-29 *

1,60

1,00

1,0

Ленгеровское

Б

10-15

35

53

45

1,30

0,82

0,8

Подмосковный бас-

Б

11-16

40

55

1,31

0,82

1,0

сейн (в целом)

Трест «Черепеть- уголь»

Печорский бас-

Б

11-16

40

60

. 1,34

0,84

1,0

сейн:

Воркутинское

Ж

0,9-2,0

21

26

24

1,41

0,89

1,4

Интинское

Д

3,5-5,0

25

33

28

1,50

0,95

2,0

Днепровский бассейн:

Семеновско-

Б

14-24

40

60

55

1,06

0,67

1,5

Александрийское

Коростышев-

Б

14-24

40

60

55

1,06

0,66

1,5

ское

Львовско-Волынский бассейн

Нововолынское

Г

2,0-3,5

24

32

27

1,42

0,89

2,0

Бабаевское

Б

14-24

40

60

55

1,01

0,64

1,0

Кизеловский бас-

Г

0,8-1,5

26

—

—

1,52

0,96

2,3

сейн

Челябинский бас-

Б

4,5-11,0

39

57

1,48

0,93

1,2

сейн

Егоршинское

ПА

0,5-1,0

9

^

11

1,57

0,99

1,0

Богословское

Б

9,5-14

40

60

52

1,44

0,91

2,0

Ткварчельское

Ж

0,8-2,5

25

35

—

1,52

0,96

1,5

Ткибульское

Г

1,5-5,0

27

40

—

1,46

0,92

3,0

Ангренское

Б

11-17

30

48

41

1,28

0,8

1,1

Кок-Янгак

Д

3,0-4,0

23

30

26

1,44

0,91

3,0

Сулюкта

Б

5,0-12,0

30

48

41

1,38

0,87

0,8

Кызыл-Кия

Б

10,0- 15,0

32

50

42

1,31

0,82

1.0

Шураб

Б

6,5-15,0

30

47

40

1,31

0,83

0,8

Канско-Ачинский бассейн:

2,0

Ирша-Бородин- ское

Б

12,0- 16,0

40

60

52

1,22

0,77

Назаровское

Б

13-19

40

60

52

1,22

0,75

1,0

Березовское

Б

12-16

40

60

52

1,22

0,77

—•

Боготольское

Б

14—21

40

60

52

1,15

0,72

—

Абанское

Б

12-16

40

60

52

1,24

0,78

—

Таблица 1.5. Характеристика пыли основных энергетических топлив [31]

отдаленных электростанций,

верхний—для электростанций.

* Нижний предел принимается для расположенных вблизи месторождения.* Нижний предел принимается для расположенных вблизи месторождения.

* Нижний предел принимается для расположенных вблизи месторождения.

* Нижний предел принимается для расположенных вблизи месторождения.

Продолжение табл. 1.5

Бассейн, месторождение

Марка

Влажность пыли

W"-4, %

Тонкость ПЫЛИ Rgo, %

Плотность топлива

Относительный коэффициент абразивности

для ШБМ

для ММ и МВ

для СМ

кажущаяся ркаж, т/м®

насыпная р«ас, т/м3

Черемховское

Д

2,3-4,5

28

40

32

1,44

0,91

2,2

Азейское

Б

5,5-14,0

40

58

50

1,29

0,81

4,0

Гусино-Озерскде

Б

6,0-13,0

39

57

—-

1,32

0,83

1,5

Букачачинское

Г

2,0—4,0

25

34

28

1,33

0,84

2,0

Черновское

Б

11,0-

38

55

48

1,22

0,77

1,5

Райчихинское

Б

16,0 12,0-

38

55

49

1,22

0,77

1,5

Ургальское

Г

19,0

1,3-2,5

25

28

1,52

0,96

3,5

Сучанский бас-

Г

1,0-2,0

22

28

1,52

0,96

1,5

сейн

Т

0,5-1,0

14

16

1,55

0,97

1,5

Подгородненское

Т

0,5-1,0

12

—

—

1,68

1,06

1,5

Артемовское

Б

9,0-12,0

40

60

—

1,34

0,84

10,0

Реттиховское

Б

13,0-

40

60

—

1,14

0,72

5,0

Нерюнгринское

СС

21,0

2,5-3,5

19

21

22

1,44

0,91

1,0

Сангарское

Д

2,0-3,5

30

40

32

1,32

0,84

3,0

Верхне-Аркаго-

д

6,0-9,0

26

—

—

1,36

0,86

5,0

линское Анадырское

д

5,5-7,5

30

1,32

0,83

10,0

д

—

28

—

—

1,38

0,87

10,0

г

—

26

35

28

1,31

0,83

3,0

Б

—

40

60

—

1,32

0,83

10,0

Сланец горючий

—

—

35-40

35-40

—-

1,61

1,01

0,67

—

35-40

35-40

—

1,72

1,08

0,70

Торф фрезерный

—

—

40

40

—

1,77

1,11

10,00

—

—

—

—

—

0,80-0,90

0,40-0,50

—

Рис. 1.18. Зависимость Fiooo = f too, Яио)’

Таблица 1.6. Показатели к выбору

Показатель

Тип схемы

Замк

Индивидуальная с прямым вдуванием

ШБМ

мм

см

МВ

ББМ

Влажность Wp, %

Съем влаги AW =

W, - W™ = —1, кг/кг

100 - WnjI

Производительность котла D, т/ч

< 16

< 15

<35

С 0,22

•20

< 16

<0,15

< 40

<0,27

12

<60

<0,43

< 16

<0,13

<60

<0,43

> 12

<40

<0,27

< 14

<0,1

6-50

Особенности применения схемы

Для взрыво-безопасных углей

Для абразивных углей

Сушка горячим воздухом

Сушка топочными газами или смесью газов и горячего воздуха

Для сухих углей

При газовой сушке, 1ГПЛ>17

При воздушной сушке

Для сухих углей

характеристиками топлива приведены в табл. 1.5.

Большинство элементов оборудования системы пылеприготовления, обеспечивающей транспорт и хранение пыли и топлива, Основаны на объемном принципе действия. Для их расчета используются значения плотности топлива (пыли): насыпной р^“д) , кажущейся р“а(Л) и действительной р^пл) , соответственно определяемые как отношение массы топлива (пыли) G, кг, к ее объемам: УОбщ — с учетом пустот между частицами, Йкаж — твердых частиц с внутренними порами или VTB — только твердого материала.

Коэффициент размолоспособности топлива, характеризующий его склонность к измельчению, определяется по отношению расхода электроэнергии Э,т, кВт-ч/т (АШ), на помол эталонного топлива к расходу электроэнергии Э, кВт-ч/т, на помол данного топлива:

А ло = Ээт/Э. (1.7)

ки, находят расход сушильного агента. Далее определяют производительность выбранного типоразмера мельницы на расчетном топливе, выбирают и рассчитывают отдельные элементы системы пылеприготовления и вспомогательное оборудование (бункера топлива и пыли, питатели, течки, мигалки, сепараторы, циклоны, предохранительные клапаны, смесители, пылепрово- ды, воздуховоды и т. д.) и общее сопротивление тракта пылеприготовления и подачи воздуха [22].

По степени связи пылеприготовления и сушки топлива с котлом различают системы пылеприготовления центральные и индивидуальные. Центральные системы подразделяют на системы с пылезаводом (рис. 1.19,а), когда размол и сушку топлива производят на специальном предприятии, а готовую пыль подают на электростанцию, и с центральной сушкой топлива (рис. 1.19,6). Индивидуальные системы пылеприготовления более многообразны и подразделяются в зависимости от способа подачи пыли на системы с прямым вдуванием (рис. 1.20), когда пыль после мельницы направляется в топку, с промежуточным бункером (рис. 1.21), когда пыль в горелки подается из бункера, расположенного между мельницей и топкой. В зависимости от степени отделения сушильного агента от основной массы топлива системы бывают замкнутые, в которых отработанный сушильный агент подается в топку

с основной массой топлива (рис. 1.20, 1.21) или помимо основных горелок в специальные сбросные сопла на стенах топки (рис. 1.21), разомкнутые до размола (рис. 1.22), когда сушка производится до мельницы и отработанный сушильный агент сразу после сушки сбрасывается в газоход котла или в атмосферу, и разомкнутыё после размола (рис. 1.22), когда указанный сброс сушильного агента производится после мельницы.Кроме того, различают индивидуальные системы пылеприготовления: прямогос основной массой топлива (рис. 1.20, 1.21) или помимо основных горелок в специальные сбросные сопла на стенах топки (рис. 1.21), разомкнутые до размола (рис. 1.22), когда сушка производится до мельницы и отработанный сушильный агент сразу после сушки сбрасывается в газоход котла или в атмосферу, и разомкнутыё после размола (рис. 1.22), когда указанный сброс сушильного агента производится после мельницы.Кроме того, различают индивидуальные системы пылеприготовления: прямоговдувания — по типу устанавливаемых мельниц, по наличию пылеконцентраторов; с промежуточным бункером — по концентрации пыли в транспортирующем агенте [с пылепроводами низкой концентрации (ПНК) и с пылепроводом высокой концентрации под давлением — ПВК, рис. 1.23, а, или под разрежением — ПВКр, рис. 1.23,6].В качестве сушильного агента в системах пылеприготовления используют горячий воздух, продукты сгорания топлива (топочные газы) или их смесь. Температуру сушильного агента перед мельницами огра-вдувания — по типу устанавливаемых мельниц, по наличию пылеконцентраторов; с промежуточным бункером — по концентрации пыли в транспортирующем агенте [с пылепроводами низкой концентрации (ПНК) и с пылепроводом высокой концентрации под давлением — ПВК, рис. 1.23, а, или под разрежением — ПВКр, рис. 1.23,6].В качестве сушильного агента в системах пылеприготовления используют горячий воздух, продукты сгорания топлива (топочные газы) или их смесь. Температуру сушильного агента перед мельницами огра-И мельницы.

с основной массой топлива (рис. 1.20, 1.21) или помимо основных горелок в специальные сбросные сопла на стенах топки (рис. 1.21), разомкнутые до размола (рис. 1.22), когда сушка производится до мельницы и отработанный сушильный агент сразу после сушки сбрасывается в газоход котла или в атмосферу, и разомкнутыё после размола (рис. 1.22), когда указанный сброс сушильного агента производится после мельницы.

Кроме того, различают индивидуальные системы пылеприготовления: прямого

с основной массой топлива (рис. 1.20, 1.21) или помимо основных горелок в специальные сбросные сопла на стенах топки (рис. 1.21), разомкнутые до размола (рис. 1.22), когда сушка производится до мельницы и отработанный сушильный агент сразу после сушки сбрасывается в газоход котла или в атмосферу, и разомкнутыё после размола (рис. 1.22), когда указанный сброс сушильного агента производится после мельницы.

Кроме того, различают индивидуальные системы пылеприготовления: прямого

вдувания — по типу устанавливаемых мельниц, по наличию пылеконцентраторов; с промежуточным бункером — по концентрации пыли в транспортирующем агенте [с пылепроводами низкой концентрации (ПНК) и с пылепроводом высокой концентрации под давлением — ПВК, рис. 1.23, а, или под разрежением — ПВКр, рис. 1.23,6].

В качестве сушильного агента в системах пылеприготовления используют горячий воздух, продукты сгорания топлива (топочные газы) или их смесь. Температуру сушильного агента перед мельницами огра-

вдувания — по типу устанавливаемых мельниц, по наличию пылеконцентраторов; с промежуточным бункером — по концентрации пыли в транспортирующем агенте [с пылепроводами низкой концентрации (ПНК) и с пылепроводом высокой концентрации под давлением — ПВК, рис. 1.23, а, или под разрежением — ПВКр, рис. 1.23,6].

В качестве сушильного агента в системах пылеприготовления используют горячий воздух, продукты сгорания топлива (топочные газы) или их смесь. Температуру сушильного агента перед мельницами огра-

нута я

Разомкиутая

Индивидуальная с пылевым бункером

Индивидуальная с пылевым бункером

Центральные

ШБМ

мм

ММ

ММ

ШБМ

< 16

<0,15

<40

<0,25

< 16

<0,12

>20

<60

<0,43

Нет ограничений То же

>35

<60

<0,43

<35

<0,22

Для Сухих углей

Для влажных углей

Целесообразнее для АШ и Т при /г в>300°С

Для топок с ЖШУ при недостатке теплоты горячего воздуха

Целесообразна при приведенной влажности WnJI«20%. При WnjI < 20 % обосновывается техникоэкономическими расчетами

Выбор схемы производится с учетом характеристик топлива и технике -экономических расчетов

Таблица 1.7. Выбор числа мельниц [22]

Тип мельницы и схемы пылеприготовления

Паропроизводнтельность котла, т/ч

12-35

50—75

120 — 270

320 — 420

500 — 600

950

1600

2500

Схема с прямым вдуванием:

ШБМ

2*

2

2

—

—

ММТ

2

2

2-4

3-4

4-6

4-6

6-8

8-10

МВ

2

2

2—4

3-4

4-6

4—6

6-8

8-10

СМ

2

2

2-4

3-4

4-6

4-6

6-8

8-10

Схема с пылевым бункером; ШБМ

1

1

1—2**

1—2»»

2

2

4

6

• Для котлов с О < 50 т/ч допускается установка одной мельницы (в случае возможности ее остановок).

** Одна мельница—для неблочных котлов при наличии связи с соседними котлами по пыли.

Рис. 1.19. Схема центральной системы пылеприготовления:Рис. 1.19. Схема центральной системы пылеприготовления:

Рис. 1.19. Схема центральной системы пылеприготовления:

Рис. 1.19. Схема центральной системы пылеприготовления:

а —с центральным пылезаводом; б —с сушильным заводом: / — мельница; 2 — труба сушилки;3 — клапан-мигалка; < —питатель сырого топлива; 5 —отсекающий шибер; б — бункер сырого топ-лива; 7 —циклон; 8 —вентилятор (дымосос); 9—скруббер; /0 — пылеуловитель; // — реверсивныйшнек; 12 — шлюзовые затворы; /3 — пылевой бункер (бункер готовой пыли)

ничивают в зависимости от типа мельницы и способа охлаждения размольных органов.Выбор системы пылеприготовления определяется характеристиками топлива, требуемой сушкой, типом размольного устройства и сушильным агентом и производится на базе технико-экономических вариантных расчетов. Исходные показатели для выбора системы пылеприготовления приведены в табл. 1.6.ничивают в зависимости от типа мельницы и способа охлаждения размольных органов.Выбор системы пылеприготовления определяется характеристиками топлива, требуемой сушкой, типом размольного устройства и сушильным агентом и производится на базе технико-экономических вариантных расчетов. Исходные показатели для выбора системы пылеприготовления приведены в табл. 1.6.На тепловых электростанциях наибольшее распространение получили замкнутые индивидуальные схемы пылеприготовления. Среди них схемы с промежуточными пылевыми бункерами преимущественно применяют при установке ШБМ, а молотковые мельницы, мельницы-вентиляторы.- и среднеходные, как правило, устанавливают по схеме прямого вдувания.После выбора типа мельницы и системы пылеприготовления определяют коли-На тепловых электростанциях наибольшее распространение получили замкнутые индивидуальные схемы пылеприготовления. Среди них схемы с промежуточными пылевыми бункерами преимущественно применяют при установке ШБМ, а молотковые мельницы, мельницы-вентиляторы.- и среднеходные, как правило, устанавливают по схеме прямого вдувания.После выбора типа мельницы и системы пылеприготовления определяют коли-

ничивают в зависимости от типа мельницы и способа охлаждения размольных органов.

Выбор системы пылеприготовления определяется характеристиками топлива, требуемой сушкой, типом размольного устройства и сушильным агентом и производится на базе технико-экономических вариантных расчетов. Исходные показатели для выбора системы пылеприготовления приведены в табл. 1.6.

ничивают в зависимости от типа мельницы и способа охлаждения размольных органов.

Выбор системы пылеприготовления определяется характеристиками топлива, требуемой сушкой, типом размольного устройства и сушильным агентом и производится на базе технико-экономических вариантных расчетов. Исходные показатели для выбора системы пылеприготовления приведены в табл. 1.6.

На тепловых электростанциях наибольшее распространение получили замкнутые индивидуальные схемы пылеприготовления. Среди них схемы с промежуточными пылевыми бункерами преимущественно применяют при установке ШБМ, а молотковые мельницы, мельницы-вентиляторы.- и среднеходные, как правило, устанавливают по схеме прямого вдувания.

После выбора типа мельницы и системы пылеприготовления определяют коли-

На тепловых электростанциях наибольшее распространение получили замкнутые индивидуальные схемы пылеприготовления. Среди них схемы с промежуточными пылевыми бункерами преимущественно применяют при установке ШБМ, а молотковые мельницы, мельницы-вентиляторы.- и среднеходные, как правило, устанавливают по схеме прямого вдувания.

После выбора типа мельницы и системы пылеприготовления определяют коли-

чество мельниц на котел, а на основе теплового расчета — расход сушильного агента (gi, кг/кг) на единицу массы сырого топлива или его начальную температуру Л, °C.Число мельниц zM, устанавливаемых на котел, определяется их типом, системой пылеприготовления и паропроизводительно- стью котла (табл. 1.7.)чество мельниц на котел, а на основе теплового расчета — расход сушильного агента (gi, кг/кг) на единицу массы сырого топлива или его начальную температуру Л, °C.Число мельниц zM, устанавливаемых на котел, определяется их типом, системой пылеприготовления и паропроизводительно- стью котла (табл. 1.7.)Единичная производительность мельницы Вм, т/ч, определяется количеством мельниц и принимаемым коэффициентом запаса:Вм ■ Вцкаап/2м>где В, — расход топлива на котел.В схемах прямого вдувания предусматривается постоянная работа всех мельниц,Единичная производительность мельницы Вм, т/ч, определяется количеством мельниц и принимаемым коэффициентом запаса:Вм ■ Вцкаап/2м>где В, — расход топлива на котел.В схемах прямого вдувания предусматривается постоянная работа всех мельниц,Рис. 1.20. Индивидуальная система пылеприготовления прямого вдувания:Рис. 1.20. Индивидуальная система пылеприготовления прямого вдувания:

чество мельниц на котел, а на основе теплового расчета — расход сушильного агента (gi, кг/кг) на единицу массы сырого топлива или его начальную температуру Л, °C.

Число мельниц zM, устанавливаемых на котел, определяется их типом, системой пылеприготовления и паропроизводительно- стью котла (табл. 1.7.)

чество мельниц на котел, а на основе теплового расчета — расход сушильного агента (gi, кг/кг) на единицу массы сырого топлива или его начальную температуру Л, °C.

Число мельниц zM, устанавливаемых на котел, определяется их типом, системой пылеприготовления и паропроизводительно- стью котла (табл. 1.7.)

Единичная производительность мельницы Вм, т/ч, определяется количеством мельниц и принимаемым коэффициентом запаса:

Вм ■ Вцкаап/2м>

где В, — расход топлива на котел.

В схемах прямого вдувания предусматривается постоянная работа всех мельниц,

Единичная производительность мельницы Вм, т/ч, определяется количеством мельниц и принимаемым коэффициентом запаса:

Вм ■ Вцкаап/2м>

где В, — расход топлива на котел.

В схемах прямого вдувания предусматривается постоянная работа всех мельниц,

Рис. 1.20. Индивидуальная система пылеприготовления прямого вдувания:

Рис. 1.20. Индивидуальная система пылеприготовления прямого вдувания:

а — С молотковыми мельницами и воздушной сушкой; 6 — с молотковыми мельницами с газовой сушкой (или смесью газов и воздуха); в —с молотковыми мельницами, с газовой сушкой, с пыле- концентраторами и сбросом сушильного агента; г — с мельницами-вентиляторами, с газовой сушкой

Таблица 1.8. Выбор типа мельницы [22]

Топливо

Коэффициент размоло- способ- ности

Тип мельницы

Топливо

Коэффициент размоло- способ- ности

Тип мельницы

Рекомендуемый

Заменяющий

Рекомендуемый

Заменяющий

Антрацит

(АШ, АСШ)

Нет ограничений

ШБМ

—

Продукты обогащения (многозольные)

<1,2 > 1,2

ШБМ СМ

СМ1 ММ3, ШБМ4

Полуантрациты и каменный уголь S£>6%

То же

ШБМ 1

—

Каменные угли

Бурые угли, лигнит, торф, сланцы

< 1,0 > 1,0

Нет ограничений

ШБМ СМ

МВ

ММ

ММ3, ШБМ8 ММ, ШБМ8

Э)е)Э)е)Рис. 1.20. Продолжение д — с мельницами-вентиляторами, с газовой сушкой и с пылеконцентраторами; е—"с шаробарабанными мельницами; 1 — короб горячего воздуха; 2 — мельница (с сепаратором); 3, 12, /3 — присадка холодного (3, 12) и слабоподогретого (/3) воздуха; 4 — питатель сырого топлива; 5 — бункер сырого топлива; 6 — шибера; 7 — клапан-мигалка; 8 —горелка; 9 —котел; /0 —дутьевой вентилятор; 11 — воздухоподогреватель; 14 — короб вторичного воздуха; 15 — взрывные клапаны; 16 — газоход; 17 — смеситель; 18 — устройство нисходящей сушки; 19 — пылеконцентратор; 20 — сбросные сопла; 21 — течка возврата топлива; 22 — мельничный вентилятор; 23 — сепаратор; 24 — коллектор сушильного агента (первичного воздуха)Рис. 1.20. Продолжение д — с мельницами-вентиляторами, с газовой сушкой и с пылеконцентраторами; е—"с шаробарабанными мельницами; 1 — короб горячего воздуха; 2 — мельница (с сепаратором); 3, 12, /3 — присадка холодного (3, 12) и слабоподогретого (/3) воздуха; 4 — питатель сырого топлива; 5 — бункер сырого топлива; 6 — шибера; 7 — клапан-мигалка; 8 —горелка; 9 —котел; /0 —дутьевой вентилятор; 11 — воздухоподогреватель; 14 — короб вторичного воздуха; 15 — взрывные клапаны; 16 — газоход; 17 — смеситель; 18 — устройство нисходящей сушки; 19 — пылеконцентратор; 20 — сбросные сопла; 21 — течка возврата топлива; 22 — мельничный вентилятор; 23 — сепаратор; 24 — коллектор сушильного агента (первичного воздуха)за исключением времени возможного ремонта и снижения производительности котла. При установке на котел двух мельниц производительность одной мельницы при останове второй должна обеспечить (с учетом ее перегрузки и огрубления качества пыли) 75 % номинальной производительноза исключением времени возможного ремонта и снижения производительности котла. При установке на котел двух мельниц производительность одной мельницы при останове второй должна обеспечить (с учетом ее перегрузки и огрубления качества пыли) 75 % номинальной производительности котла. При установке большего количества мельниц в случае останова одной из них оставшиеся должны обеспечить номинальную производительность котла.В системах пылеприготовления с промежуточными бункерами производительность мельницы (ММ, СМ, МВ) выбирается с коэф-сти котла. При установке большего количества мельниц в случае останова одной из них оставшиеся должны обеспечить номинальную производительность котла.В системах пылеприготовления с промежуточными бункерами производительность мельницы (ММ, СМ, МВ) выбирается с коэф-

Э)е)

Э)е)

Рис. 1.20. Продолжение д — с мельницами-вентиляторами, с газовой сушкой и с пылеконцентраторами; е—"с шаробарабанными мельницами; 1 — короб горячего воздуха; 2 — мельница (с сепаратором); 3, 12, /3 — присадка холодного (3, 12) и слабоподогретого (/3) воздуха; 4 — питатель сырого топлива; 5 — бункер сырого топлива; 6 — шибера; 7 — клапан-мигалка; 8 —горелка; 9 —котел; /0 —дутьевой вентилятор; 11 — воздухоподогреватель; 14 — короб вторичного воздуха; 15 — взрывные клапаны; 16 — газоход; 17 — смеситель; 18 — устройство нисходящей сушки; 19 — пылеконцентратор; 20 — сбросные сопла; 21 — течка возврата топлива; 22 — мельничный вентилятор; 23 — сепаратор; 24 — коллектор сушильного агента (первичного воздуха)

Рис. 1.20. Продолжение д — с мельницами-вентиляторами, с газовой сушкой и с пылеконцентраторами; е—"с шаробарабанными мельницами; 1 — короб горячего воздуха; 2 — мельница (с сепаратором); 3, 12, /3 — присадка холодного (3, 12) и слабоподогретого (/3) воздуха; 4 — питатель сырого топлива; 5 — бункер сырого топлива; 6 — шибера; 7 — клапан-мигалка; 8 —горелка; 9 —котел; /0 —дутьевой вентилятор; 11 — воздухоподогреватель; 14 — короб вторичного воздуха; 15 — взрывные клапаны; 16 — газоход; 17 — смеситель; 18 — устройство нисходящей сушки; 19 — пылеконцентратор; 20 — сбросные сопла; 21 — течка возврата топлива; 22 — мельничный вентилятор; 23 — сепаратор; 24 — коллектор сушильного агента (первичного воздуха)

за исключением времени возможного ремонта и снижения производительности котла. При установке на котел двух мельниц производительность одной мельницы при останове второй должна обеспечить (с учетом ее перегрузки и огрубления качества пыли) 75 % номинальной производительно

за исключением времени возможного ремонта и снижения производительности котла. При установке на котел двух мельниц производительность одной мельницы при останове второй должна обеспечить (с учетом ее перегрузки и огрубления качества пыли) 75 % номинальной производительно

сти котла. При установке большего количества мельниц в случае останова одной из них оставшиеся должны обеспечить номинальную производительность котла.В системах пылеприготовления с промежуточными бункерами производительность мельницы (ММ, СМ, МВ) выбирается с коэф-

сти котла. При установке большего количества мельниц в случае останова одной из них оставшиеся должны обеспечить номинальную производительность котла.В системах пылеприготовления с промежуточными бункерами производительность мельницы (ММ, СМ, МВ) выбирается с коэф-

• Для размола на центральном пылезаводе при й„о<1,0..

з После получения положительного опыта.

С уГ>28 %.

При SP>6%.

При необходимости размола доРдо<10%.

Для бурых углей с высокой абразивностью или с йло<0,9.

Рис. 1.21. Индивидуальная система пылеприготовления с промежуточными бункерами (замкнутая):

в — с Транспортом пыли сушильным агентом и с сушкой горячим воздухом; б—с транспортом пыли сушильным агентом, с газовой сушкой

2 Под ред. Григорьева

Рис. 1.21. Продолжение

« — с подачей сушильного агента в сбросные сопла ж с воздушной сушкой топлива; е — с подачейсушильного агента в сбросные сопла, с газовой сушкой топлива; обозначения 1—12, 14—18, 20—24те же, что и на рис. 1.20; 18 — трубопровод рециркуляции; 19 — вентилятор горячего воздуха; 25 —питатель пыли; 26 — смеситель; 27 — трубопроводы влагоотсоса; 28 —циклон; 2» — перекидной ши-бер; 30 — реверсивный шнек; 31 — пылевой бункер

Рис. 1.22. Индивидуальная система пылепрнготовления с газовой сушкой (разомкнутая, после размола):

Обозначения 1—12, 14—11, 23, 24 — те же, что и на рис. 1.20; 13 — мельничный вентилятор; 18 — золоуловитель; 19 — смеситель; 20 — питатель пыли; 21 — пылевой бункер; 22 — реверсивный шнек; 25 — перекидной шибер; 26 — циклон; 21 — влагоотсосы

Oe.a”giCc, а<1>Oe.a”giCc, а<1>(1.8)(1.8)Д«7 —Д«7 —^121^1.100 - 1ГПЛ *^121^1.100 - 1ГПЛ *(1.12)(1.12)

Oe.a”giCc, а<1>

Oe.a”giCc, а<1>

(1.8)

(1.8)

Д«7 —

Д«7 —

^121^1.

100 - 1ГПЛ *

^121^1.

100 - 1ГПЛ *

(1.12)

(1.12)

фициентом запаса А,|П: при двух мельницах—1,35, при трех—1,2, при четырех и более —1,1 [20], в ШБМ А„п > 1,1.

Тепловой расчет системы пылеприго- товления производят по сопоставлению приходных и расходных составляющих теплового баланса (£ ?Прх — У, <Zpcx), кДж/кг. '

Приходные составляющие теплового баланса: .

физическая теплота сушильного агента

теплота, выделяющаяся при работе м(люших органов,

Я мех ■ ^мехЭрэм»(1.9)

теплота присосов холодного воздуха ' ?ПрС”ЛпрсЯ1Сх. вб. В" (1.10) Расходные составляющие теплового баланса:'

' теплота, затрачиваемая на испарение влаги, ,

»неп - bW (2491 + 1,976 - 6л), (UD

где ДИ7— количество влаги, испаренной из 1 кг сырого топлива, кг/кг:

теплота, уносимая с уходящим из установки отработанным сушильным агентом,

Vi^U+6npc)cihgi; (1.13)

теплота, затраченная на подогрев топлива,

100-Г, f.c , Ц7ПЛ ^ 9тл 100 А” 100-и7пл7

X (6л— 6л),(1-14)

потери теплоты в окружающую среду 0s задаются для каждого типоразмера мельницы.

В приведенных зависимостях сс.», с». Ст» — теплоемкости сушильного агента перед системой, за ней и сухого топлива, кДж/(кг-К); 6 6 tx.i, /Тл, б. —температуры сушильного агента в начале и в кон, це установки, холодного воздуха, сырого топлива и пыли, °C; F>, Упл — влажности топлива в начале установки и конечная пыли, % (при отсутствии предварительной

Рис. 1.23. Система пылеприготовления с пылепроводами высокой концентрации: а —под разрежением; б г-под давлением; обозначения 1—18. 20—31 те же, что и на рис. 1.21; 19 — турбовоздуходувка; 32 — паровой эжектор

Таблица 1.9. Шаровые барабанные мельницы [8, 22]

Характеристика

Типоразмер ШБМ

220/330

'(Ш-6)

250/390 (Ш-10)

287/410 (Ш-12)

287/470 (Ш-16)

320/570

(Ш-25А) .

370/850 (Ш-50А)

Диаметр барабана Об, мм Длина барабана Lq, мм

2 200

3 300

2 500

3 900

2 870

4 100

2 870

4 700

3 200

5 700

3 700 ■

8 500

Производительность (номинальная) В, т/ч

6

10

12'

16

25

50

Частота вращения «б. 1/с

21,8

20,6

19,21

19,21

17,8

17,6

Масса мельницы 0м, т, не более

27,5

45,0

60,0

63,0

99,0

170,0

Масса загружаемых шаров 6Ш, т, не более

14

25'

30

35

54

100

Диаметр патрубков, мм углеприемных dyr пылевыдающих dn

750

750

800, 900

800, 900

900, 1 000

900, 1 000

900, 1 000

900,1 000

1 200,1 350

950, 1 100

1 550, 1 700.

1 250, 1 400

Тип привода

Зубчатый прямозубый

Зубчатый косозубый

Электродвигатель:-

тип мощность М9Л, кВт , частота вращения пэл, об/мин

Д03-4005-842, ДА304-13-44-841 200 750

ДА304-14-42-841

315 750

ДА304-14-59-841

400

750

ДА302-1

500 750

7-44-841

800

750

СДМЗ-2-22-34-6044, СДМЗ-2-22-36-6044

1 600

100

Толщина стенок барабана Зб, мм

62

61

71

71

78

90

Расчетные показатели при размоле АШ (Адо = 0,95, /?90 = 7,0%, «6 = 20 од):

*

Умв, м3/ч

мощность Мб + Мдоп, кВт Эрзм, кВт-ч/т

0,19 16 400 143

23,8

0,217

25 300

253

25,3

0,171 34 700 302

25,2

0,221

40 200

429

26,8

0,239

62 000

720

28,8

0,226 . 116 300

1500

30,0

Таблица 1.10. Тангенциальные молотковые мельницы [10, 22]

Типоразмер ММТ

2 ft

Характеристика

\

it

Й

В

..К 88

й

Й

II

II

й

II

й

II

88 $$■

II

|

1

Диаметр ротора D

, мм

1000

1 000

1 300

1 300

1 500

1500

2000

2 600

Длина ротора (по крайних бил) L,

наружным граням мм

470

470

1310

2 030

1910

2510

2590

2 550

Активное сечение

ротора F, мг

0,47

0,95

1,7

2,64

2,86

3,76

5,18

6,63

Расчетная частота

вращения вала п,

980

980

740

740

740

740

745 ‘

590

об/мин

Окружная скорость бил 1/, м/с

51,4

51,4

50,4

50,4

58,2

58.2

78,1

80,4

Число рядов бил по длине ротора пг^.

4

8

11

17

16

21

20

16

шт.

Количество бил в

рядах /ио, шт.

4

4

4

4

6

6

6

8

Максимальное количество бил (беэ разрядки) ш, шт.

Ширина била Ь, мм

16

32

44

68

96

126

120

128

. ПО

НО

НО

НО

НО

НО

120

150

Высота била (включая проушины) А,

200

200

240

240

240

240

310

310

ММ

Мощность электродвигателя NM, кВт

45

НО

160

250

320

400

800 (630) 450

1250

Максимальная температура сушильного агента /с. а> °C

350

350

400

400

450

450

450

Допускаемое давление сушильного агента перед мельницей ре. а, Па

5 000

5 000

5 000

5 000

5000

5000

10 000

10 000

Минимальное расстояние от оси корпуса до стены, обеспечивающее торцевой выем ротора А, мм

2 260

2 980

4 270

5 330

6 000

6 400

7000

7 100

Минимальное расстояние между осями мельниц, обеспечивающее открытие их дверей С, мм

2 900 (2820)

2 950

3 700

3 260

5000 (4 000)

5000 (4 000)

6 000 (5 100)

5 600

Производительность номинальная Д,

3,15

6,3

10,8

16,0

22,4

28,0

45

80

т/ч

(1,8)

(3,55)

(5,6)

(9,0)

(12,6)

(16,5)

(25)

(50,0)

Мощность холостого хода при полном комплекте бил и открытом ро-

8,1

16,3

25,1

38,9

75,2

98,9

323,1

490,4

торе Мх. х, кВт

Относительная мощность N( 0

2,6

2,6

2,68

2,68

2,28

2,28

1,73

1,72

Подмосковный уголь: Wp =

Производительность Д, т/ч

3,3

6,6

10,8

16,7

23,4

30,6

65,3

76,4

*330/0, wa = = 14 %; Ало« 1,7; /?е0=55 %; инерционный малогабаритный се-

Удельная производительность на сечение ротора Дуд, т/(м • ч)

7,0

6,9

6,3

6,3

8,2

8,1

12,6

11,5

паратор

Мощность /V, кВт

13,4

27,1

53,7

83,2

137

180

463,4

778,9

сушки Vi s= W); feMex — коэффициент, учитывающий долю, энергии, переходящей в теплоту при размоле; 3PSm — удельные затраты электроэнергии на размол; Апрс — коэффициент присоса холодного воздуха (в долях весового количества сушильного агента); АНех, АпРс принимают по [20J..сушки Vi s= W); feMex — коэффициент, учитывающий долю, энергии, переходящей в теплоту при размоле; 3PSm — удельные затраты электроэнергии на размол; Апрс — коэффициент присоса холодного воздуха (в долях весового количества сушильного агента); АНех, АпРс принимают по [20J..1Л* УГЛЕРАЗМОЛЬНЫЕ МЕЛЬНИЦЫДля размола Твердого топлива используют тихоходные (шаробарабанные — ШБМ), быстроходные (молотковые — ММ и мельницы-вентиляторы —МВ) и средне- ходные (СМ) мельницы. Выбор типа мельницы определяется характеристиками топлива (табл. 1.8).1Л* УГЛЕРАЗМОЛЬНЫЕ МЕЛЬНИЦЫДля размола Твердого топлива используют тихоходные (шаробарабанные — ШБМ), быстроходные (молотковые — ММ и мельницы-вентиляторы —МВ) и средне- ходные (СМ) мельницы. Выбор типа мельницы определяется характеристиками топлива (табл. 1.8).Шаробарабанные мельницы (ШБМ) могут быть вентилируемыми сушильным агентом и невентилируемыми с механической выгрузкой (ШБММ). Последние применяют на центральных пылезаводах. Сушильным агентом в ШБМ могут быть горячий воздух, топочные газы (с начальной температурой до 900 °C) или их смесь, при этом обеспечивается работа мельницы под разрежением и температура у входной горловины (после устройств нисходящей сушки) не должна превышать 450 °C. ШБМ универсальны, их применяют преимущественно на твердых, абразивных топливах, они наименее чувствительны к неулавли- ваемым металлическим включениям. Недостатками являются повышенный расход электроэнергии на размол и создаваемыйШаробарабанные мельницы (ШБМ) могут быть вентилируемыми сушильным агентом и невентилируемыми с механической выгрузкой (ШБММ). Последние применяют на центральных пылезаводах. Сушильным агентом в ШБМ могут быть горячий воздух, топочные газы (с начальной температурой до 900 °C) или их смесь, при этом обеспечивается работа мельницы под разрежением и температура у входной горловины (после устройств нисходящей сушки) не должна превышать 450 °C. ШБМ универсальны, их применяют преимущественно на твердых, абразивных топливах, они наименее чувствительны к неулавли- ваемым металлическим включениям. Недостатками являются повышенный расход электроэнергии на размол и создаваемыйПродолжение табл. 1.10

сушки Vi s= W); feMex — коэффициент, учитывающий долю, энергии, переходящей в теплоту при размоле; 3PSm — удельные затраты электроэнергии на размол; Апрс — коэффициент присоса холодного воздуха (в долях весового количества сушильного агента); АНех, АпРс принимают по [20J..

сушки Vi s= W); feMex — коэффициент, учитывающий долю, энергии, переходящей в теплоту при размоле; 3PSm — удельные затраты электроэнергии на размол; Апрс — коэффициент присоса холодного воздуха (в долях весового количества сушильного агента); АНех, АпРс принимают по [20J..

1Л* УГЛЕРАЗМОЛЬНЫЕ МЕЛЬНИЦЫ

Для размола Твердого топлива используют тихоходные (шаробарабанные — ШБМ), быстроходные (молотковые — ММ и мельницы-вентиляторы —МВ) и средне- ходные (СМ) мельницы. Выбор типа мельницы определяется характеристиками топлива (табл. 1.8).

1Л* УГЛЕРАЗМОЛЬНЫЕ МЕЛЬНИЦЫ

Для размола Твердого топлива используют тихоходные (шаробарабанные — ШБМ), быстроходные (молотковые — ММ и мельницы-вентиляторы —МВ) и средне- ходные (СМ) мельницы. Выбор типа мельницы определяется характеристиками топлива (табл. 1.8).

Шаробарабанные мельницы (ШБМ) могут быть вентилируемыми сушильным агентом и невентилируемыми с механической выгрузкой (ШБММ). Последние применяют на центральных пылезаводах. Сушильным агентом в ШБМ могут быть горячий воздух, топочные газы (с начальной температурой до 900 °C) или их смесь, при этом обеспечивается работа мельницы под разрежением и температура у входной горловины (после устройств нисходящей сушки) не должна превышать 450 °C. ШБМ универсальны, их применяют преимущественно на твердых, абразивных топливах, они наименее чувствительны к неулавли- ваемым металлическим включениям. Недостатками являются повышенный расход электроэнергии на размол и создаваемый

Шаробарабанные мельницы (ШБМ) могут быть вентилируемыми сушильным агентом и невентилируемыми с механической выгрузкой (ШБММ). Последние применяют на центральных пылезаводах. Сушильным агентом в ШБМ могут быть горячий воздух, топочные газы (с начальной температурой до 900 °C) или их смесь, при этом обеспечивается работа мельницы под разрежением и температура у входной горловины (после устройств нисходящей сушки) не должна превышать 450 °C. ШБМ универсальны, их применяют преимущественно на твердых, абразивных топливах, они наименее чувствительны к неулавли- ваемым металлическим включениям. Недостатками являются повышенный расход электроэнергии на размол и создаваемый

Типоразмер ММТ

Характеристика

Й it II

ii

p

It

II

II

ii

ii

li

..2 it

li

I

J

Удельный расход электрической энергии на размол Эрзм, кВт • ч/т

Скорость сушильного агента ®е. а. м/с

Относительная мощность Ni

4,1

4,5

1,65

4,1

4,5

1,66

5,0

4,1

2,14

5,0

4,1

2,14

5,8

5,3

1,82

5,9

5,3

1,82

7,1

8,2

1,59

10,2

7,5

1,58

Экибастузский уголь: Wp=8 %; We»2,0%;

Ало” 1.35; R»o = 20 %; центробежный сепаратор

Производительность В, т/ч

Удельная производительность на сечение ротора Вуд, т/(ма • ч)

Мощность N, кВт Удельный расход электрической энергии на размол Эрду, кВт • ч/т

Скорость сушильного агента в сечении ротора Юс. а. м/с

Относительная мощность Ni

1,8

3,8

15,9

8,8

2,3

3,29

3,7

3,9

32,2

8,7

2,4

3,29

5,5

3,2

64,2

11,7

2,0

4,27

8,5

3,2

99,5

11,7

2,0

4,27

12,5

4,4

163,8 13,0

2,7

3,63

16,5

4,4

215,5

13,1

2,7

3,63

44,0

8,5

651,6

14,8

5,2

3,72

51,8

7,8

1 087,6 21,0

4,7

3,7

при работе шум. Характеристики ШБМ приведены в табл. 1.9.Молотковые мельницы (ММ) нашли широкое распространение для бурых и каменных углей с невысокой абразивностью на электростанциях страны вследствие простоты конструкции, ремонта и обслуживания, невысокой металлоемкости и небольших затрат электроэнергии на размол топлива. Молотковые мельницы могут допускать установку гравитационных, инерционных и центробежных сепараторов и работу под давлением до 3—4 кПа. При работе под давлением необходимо обеспечить плотность мельницы, исключив пыления. В зависимости от конструктивного выполнения вала (сплошной или полый, охлаждаемый водой) допустимая температура сушильного агента на входе в мельницу может доходить до 350—450 °C (полый, охлаждаемый вал).В настоящее время выпускаются преимущественно мельницы молотковые тангенциальные (ММТ) (табл. 1.10). Цифры в обозначения типоразмера мельниц соответствуют значениям диаметра ротора, мм, его длины, мм, и синхронной частоты вращения, об/мин.Мельницы-вентиляторы (МВ) совмещают размольные элементы и тягодутьевую машину, что позволяет производить отбор высокотемпературных газов (с температурой до 1000 °C) и использовать их дляпри работе шум. Характеристики ШБМ приведены в табл. 1.9.Молотковые мельницы (ММ) нашли широкое распространение для бурых и каменных углей с невысокой абразивностью на электростанциях страны вследствие простоты конструкции, ремонта и обслуживания, невысокой металлоемкости и небольших затрат электроэнергии на размол топлива. Молотковые мельницы могут допускать установку гравитационных, инерционных и центробежных сепараторов и работу под давлением до 3—4 кПа. При работе под давлением необходимо обеспечить плотность мельницы, исключив пыления. В зависимости от конструктивного выполнения вала (сплошной или полый, охлаждаемый водой) допустимая температура сушильного агента на входе в мельницу может доходить до 350—450 °C (полый, охлаждаемый вал).В настоящее время выпускаются преимущественно мельницы молотковые тангенциальные (ММТ) (табл. 1.10). Цифры в обозначения типоразмера мельниц соответствуют значениям диаметра ротора, мм, его длины, мм, и синхронной частоты вращения, об/мин.Мельницы-вентиляторы (МВ) совмещают размольные элементы и тягодутьевую машину, что позволяет производить отбор высокотемпературных газов (с температурой до 1000 °C) и использовать их дляразмола высоковлажных топлив с получением готовой пыли невысокой влажности, при этом температура сушильного агента на входе в мельницу не должна превышать 450 °C. Мельницы-вентиляторы снабжаются инерционными сепараторами. * Их типоразмер обозначается также тремя цифрами: диаметр ротора, мм; рабочая ширина лопатки, мм; синхронная частота вращения ротора, об/мин (табл. 1.11).Среднеходные мельницы пока не нашли столь широкого применения, как ШБМ или ММ. Их внедрение сдерживалось до настоящего времени особенностями сжигаемых энергетических углей, характеризующихся высоким содержанием золы, влаги, наличием металлических включений, недостатками конструкций. Они используются для размола мягких каменных углей с Ало > 1,0 и полуантрацитов. Изготавливаются в основном среднеходные валковые мельницы (МВС) с горизонтальным столом. Диаметром последнего, выраженным в сантиметрах, определяется типоразмер мельниц. Их характеристики приведены в табл. 1.12.Мельницы комплектуются центробежными сепараторами пыли, вентилятором, имеющим общий привод с мельницей, до типоразмера МВС-140 включительно они используются при работе под разрежением, допускают температуру сушильного агента на-входе до 350—400 °C.размола высоковлажных топлив с получением готовой пыли невысокой влажности, при этом температура сушильного агента на входе в мельницу не должна превышать 450 °C. Мельницы-вентиляторы снабжаются инерционными сепараторами. * Их типоразмер обозначается также тремя цифрами: диаметр ротора, мм; рабочая ширина лопатки, мм; синхронная частота вращения ротора, об/мин (табл. 1.11).Среднеходные мельницы пока не нашли столь широкого применения, как ШБМ или ММ. Их внедрение сдерживалось до настоящего времени особенностями сжигаемых энергетических углей, характеризующихся высоким содержанием золы, влаги, наличием металлических включений, недостатками конструкций. Они используются для размола мягких каменных углей с Ало > 1,0 и полуантрацитов. Изготавливаются в основном среднеходные валковые мельницы (МВС) с горизонтальным столом. Диаметром последнего, выраженным в сантиметрах, определяется типоразмер мельниц. Их характеристики приведены в табл. 1.12.Мельницы комплектуются центробежными сепараторами пыли, вентилятором, имеющим общий привод с мельницей, до типоразмера МВС-140 включительно они используются при работе под разрежением, допускают температуру сушильного агента на-входе до 350—400 °C.Таблица 1.11. Мельницы-вентиляторы МВ [4.22]

при работе шум. Характеристики ШБМ приведены в табл. 1.9.

Молотковые мельницы (ММ) нашли широкое распространение для бурых и каменных углей с невысокой абразивностью на электростанциях страны вследствие простоты конструкции, ремонта и обслуживания, невысокой металлоемкости и небольших затрат электроэнергии на размол топлива. Молотковые мельницы могут допускать установку гравитационных, инерционных и центробежных сепараторов и работу под давлением до 3—4 кПа. При работе под давлением необходимо обеспечить плотность мельницы, исключив пыления. В зависимости от конструктивного выполнения вала (сплошной или полый, охлаждаемый водой) допустимая температура сушильного агента на входе в мельницу может доходить до 350—450 °C (полый, охлаждаемый вал).

В настоящее время выпускаются преимущественно мельницы молотковые тангенциальные (ММТ) (табл. 1.10). Цифры в обозначения типоразмера мельниц соответствуют значениям диаметра ротора, мм, его длины, мм, и синхронной частоты вращения, об/мин.

Мельницы-вентиляторы (МВ) совмещают размольные элементы и тягодутьевую машину, что позволяет производить отбор высокотемпературных газов (с температурой до 1000 °C) и использовать их для

при работе шум. Характеристики ШБМ приведены в табл. 1.9.

Молотковые мельницы (ММ) нашли широкое распространение для бурых и каменных углей с невысокой абразивностью на электростанциях страны вследствие простоты конструкции, ремонта и обслуживания, невысокой металлоемкости и небольших затрат электроэнергии на размол топлива. Молотковые мельницы могут допускать установку гравитационных, инерционных и центробежных сепараторов и работу под давлением до 3—4 кПа. При работе под давлением необходимо обеспечить плотность мельницы, исключив пыления. В зависимости от конструктивного выполнения вала (сплошной или полый, охлаждаемый водой) допустимая температура сушильного агента на входе в мельницу может доходить до 350—450 °C (полый, охлаждаемый вал).

В настоящее время выпускаются преимущественно мельницы молотковые тангенциальные (ММТ) (табл. 1.10). Цифры в обозначения типоразмера мельниц соответствуют значениям диаметра ротора, мм, его длины, мм, и синхронной частоты вращения, об/мин.

Мельницы-вентиляторы (МВ) совмещают размольные элементы и тягодутьевую машину, что позволяет производить отбор высокотемпературных газов (с температурой до 1000 °C) и использовать их для

размола высоковлажных топлив с получением готовой пыли невысокой влажности, при этом температура сушильного агента на входе в мельницу не должна превышать 450 °C. Мельницы-вентиляторы снабжаются инерционными сепараторами. * Их типоразмер обозначается также тремя цифрами: диаметр ротора, мм; рабочая ширина лопатки, мм; синхронная частота вращения ротора, об/мин (табл. 1.11).

Среднеходные мельницы пока не нашли столь широкого применения, как ШБМ или ММ. Их внедрение сдерживалось до настоящего времени особенностями сжигаемых энергетических углей, характеризующихся высоким содержанием золы, влаги, наличием металлических включений, недостатками конструкций. Они используются для размола мягких каменных углей с Ало > 1,0 и полуантрацитов. Изготавливаются в основном среднеходные валковые мельницы (МВС) с горизонтальным столом. Диаметром последнего, выраженным в сантиметрах, определяется типоразмер мельниц. Их характеристики приведены в табл. 1.12.

Мельницы комплектуются центробежными сепараторами пыли, вентилятором, имеющим общий привод с мельницей, до типоразмера МВС-140 включительно они используются при работе под разрежением, допускают температуру сушильного агента на-входе до 350—400 °C.

размола высоковлажных топлив с получением готовой пыли невысокой влажности, при этом температура сушильного агента на входе в мельницу не должна превышать 450 °C. Мельницы-вентиляторы снабжаются инерционными сепараторами. * Их типоразмер обозначается также тремя цифрами: диаметр ротора, мм; рабочая ширина лопатки, мм; синхронная частота вращения ротора, об/мин (табл. 1.11).

Среднеходные мельницы пока не нашли столь широкого применения, как ШБМ или ММ. Их внедрение сдерживалось до настоящего времени особенностями сжигаемых энергетических углей, характеризующихся высоким содержанием золы, влаги, наличием металлических включений, недостатками конструкций. Они используются для размола мягких каменных углей с Ало > 1,0 и полуантрацитов. Изготавливаются в основном среднеходные валковые мельницы (МВС) с горизонтальным столом. Диаметром последнего, выраженным в сантиметрах, определяется типоразмер мельниц. Их характеристики приведены в табл. 1.12.

Мельницы комплектуются центробежными сепараторами пыли, вентилятором, имеющим общий привод с мельницей, до типоразмера МВС-140 включительно они используются при работе под разрежением, допускают температуру сушильного агента на-входе до 350—400 °C.

Характеристика

Типоразмер

1100/350/1500

1600/400/1000

1600/600/1000

2120/600/750

2700/6501600

3300/800/500

Диаметр ротора D, мм

1 100

1 600

1 600

2 120

2 700

3 300

Рабочая ширина лопаток Ь, мм

350

400

600

600

650

800

Отношение /'//)

0,318

0,25

0,375

0,283

0,241

0,242

Окружная скорость ротора (расчетная) 17, м/с

84,5

82,0

82,0

82,0

83,5

84,5

Мощность электродвигателя N-,;b кВт

125

200

320

400

630

800

Производительность по сушильному агенту за мельницей Кмв, тыс. м3/ч

29

48

60

100

135

210

Коэффициент расхода <р

0,09

0,07

0,1

0,08

0,06

0,06

Предельное давление (незапылеНный поток, / = 135 °C) рв, Па

Количество лрпаток гл, шт.

232

263

200

245

12

275

12

288

12

Производительность В, т/ч

8,0

12,5

18,0

25,0

35,0

500

Синхронная частота вращения пэл, об/мин

1 500

1000

1 000

750

600

500

Таблица 1.12. Мельницы валковые среднеходные |8, 22|

Характеристика

Типоразмер СМ

МВС-90

МВС-105А

МВС-125А

МВС-140А

МВС-180

Диаметр размольного стола £>р, мм

900

1 050

1 250

1 400

1 800

Диаметр валка (наибольший) DB1 мм*

690

800

950

1 070

1 360

Диаметр валка (средний) 1УВР, мм

640

742

883

996

1 268

Количество валков г, шт.

2

2

2

2

2

Ширина бандажа валка Ь, мм

185

215

250

275

345

Диаметр сепаратора Dce, мм

1 650

2 000

2 400

2 800

3 350

Частота вращения размольного стола пр с, об/мин

*78,2

64,6

59,48

50,60

40,2

Мощность электродвигателя привода мельницы и вентилятора, находящихся на одном валу, Nгл. дв» кВт

Синхронная частота вращения электродвигателя Пэд, об/мин

75

125

200

320

320 1

1 500

1 000

1 000

1 000

750

Масса комплекта мелющих элементов GM>, кг

454

784

1 226

1 786

3 160

Масса мельницы (без электродвигателя) G„, кг

12 100

17 000

23 100

33 950

78 000

Минимальное расстояние между осями соседних мельниц 2 А, м

3,4

4,0

4,2

4,8

6,2

Производительность 3 В, т/ч

4,5

6,1

10,5

13,3

27,5 4

Максимальная температура сушильного агента перед мельницей /с. а, °C

350

350

350

350

400

Количество сушильного агента (при1са = 250°С)5Уса,

тыс. м3/ч

9—13

15—22

24—34

36—52

50—70

Тип вентилятора

ВЙСМ-1У

ВВСМ-2У

ВВСМ-2У

ВВСМ-2У, ВВСМ-ЗУ

Под наддувом

1 Только мельницы.

2 При их перпендикулярном расположении к фронту котла, обеспечивающем одновременный съем валков.

3 По кузнецкому углю марки 2СС с Ало= 1,6; /?90=10%; £„, = 0,8.

* Для экибастузского угля с £„» = 1,35; р?“= 1,0 кг/м3; А' = 48 %; R»o= 15 %; £„, = 0,82.

5 Нижний предел количества сушильного агента указан для производительности 50 %, верхний — при максимальной.

ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕУСТРОЙСТВА

ГОРЕЛКИ

Горелки служат для ввода в топку топлива и воздуха, последующего их перемешивания и обеспечения устойчивого воспламенения горючей смеси.

По аэродинамическому способу ввода компонентов горючей смеси горелки подразделяют на вихревые, прямоточные и плоскофакельные, по типу сжигаемого топлива — на пылеугольные, газомазутные, газовые, мазутные и комбинированные пылеугольные (пыль, газ или пыль, и мазут) .

Пылеугольные вихревые горелки применяют для сжигания практически всех видов твердого топлива, за исключением фрезерного торфа. Горелки имеют закручивающие аппараты, устанавливаемые в каналах ввода пылевоздушной смеси и воздуха. В зависимости от конструкции закручивающих аппаратов различают лопатноч- но-лопаточные (ГЛЛ), улиточно-лопаточные (ГУЛ), улиточно-улиточные (ГУУ), прямоточно-лопаточные (ГПЛ) и прямоточно-улиточные (ГПТУ) горелки. Первым после индекса Г (горелка) указывается тип закручивающего аппарата по первичному воздуху.

Производительность котла, т/ч

Тепловая мощность котла, МВт

Расположение вихревых горелок

Расположение прямоточных горелок

вес

Однофронтальное

Встречное

Однофронтальное

Встречное

Тангенциальное

ТШУ

ЖШУ

ТШУ

ЖШУ

ТШУ

ЖШУ

ТШУ

ЖШУ

ТШУ

ЖШУ

75

58

2; 4 (15; 30)

2; 4 (15; 30)

4(15)

2; 4 (15; 30)

0 з (25; 30)

—

—

4(15)

4(15)

—

120

93

4(25)

4(25)

4(25)

4(25)

0 3(25)

—

—

4(25)

4(25)

—

160

124

4; 6 (20, 35)

4(36)

4; 6 (20, 35)

4(35)

4-6 (25; 35)

—

—

4(35)

4(35)

4(35)

5; 7 (20, 30)

210

155

4; 6 (25; 35)

4(35)

4; 6 (25; 35)

4(35)

4-6 (25; 35)

4(35)

—

4(35)

4(35)

4(35)

5; 10 (15; 30)

220

168

4; 6 (35)

4(35)

4; 6 (35)

4(35)

4-6 (25; 35)

—

8(25)

4(35)

4(35)

4(35)

5; 10 (15; 30)

320

235

6; 8 (35; 50)

4; 8 (35; 50)

6; 8 (35; 50)

4; 8 (35; 50)

6-8 (35-50)

—

8(35)

6(50)

8(35)

4; 8 (35; 50)

9; 11 (25; 30)

420

310

6; 8 (35; 50)

—

6; 8 (35; 50)

4; 8 (35; 75)

6; 8 (35; 50)

—

8; 16 (25; 35)

8(35)

8; 16 (25; 35)

4; 8 (35; 70)

10, 12 (23; 28)

500

370

—

—

8; 12 (35; 50)

8(50)

—

—

8; 16 (25; 50)

8(50)

8; 16 (25; 50)

4; 8 (50; 100)

11; 13 (26; 31)

670

580

—

—

12; 16 (35; 50)

8; 16 (35; 75)

—

—

8; 16 (36; 75)

8(75)

8; 16 (35; 50)

8; 16 (35; 75)

14; 16 (37,5: 43)

820

600

—

—

12; 16 (40; 50)

8; 16 (40, 75)

—

—

—

—

—

—

—

1000

810

—

—

12; 16 (50, 75)

0 16 " (50, 10О)

—

—

16; 12 (50, 75)

8, 6 (50, 100)

16-24 (35; 50)

8; 16 (50, 100)

18(45)

1650

1200

—

—

10 24 (50, 100)

10, 16 (75; 125)

• —

16; 24 (50, 75)

16(75)

24(50)

16(75)

—

2650

2050

— •

—

30 48 (35; 50)

16; 24 (75; 125)

—

24 (75)

16 (125)

24; 32; 48 (50, 75; 100)

16(125)

3950

3100

—

—

За, 48 (75; 100)

24; 32 (10О, 125)

—

—

24(125)

32; 48 (75; 100)

—

Таблица 1.13. Количество и тепловая мощность горелок в зависимости от их типа, расположения в топке, паропроизводительностн котла и способа шлакоудаления [20, 21)

Примечание. В скобках указана тепловая мощность горелки Qr, МВт, для максимального и минимального чисел горелок.

13 в> ы )Я

Таблица 1.14. Скорость пылевоадушной смеси W] и вторичного воздуха w2 на выходе из горелок при номинальной нагрузке [10, 21]

Тип горелок

Тепло» вея мощность М&т

АШ. ПА, Т. ОС

т

Каменные и бурые угли

ЖШУ

ТШУ

ЖШУ

ТШУ

V|, м/с

Wi/Wl

W1, м/с

t»i/a>i

W1, м/с

W1/W,

W1, м/с

t»i/a>i

ГЛЛ, ГУЛ,

15

16-18

1,3-1,4

20-22

1,3-1,4

18-20

1,3-1,4

ГУУ, гпл,

25

14-18

1,3-1,4

16-18

1,3-1,4

20-22

1,3-1,4

20-22

1,3-1,4

35

14-18

1,3-1,4

18-20

1,3-1,4

22-24

1,3-1,4

22-24

1,3-1,4

50

16-20

1,3-1,4

18-20

1,3-1,4

24-26

1.4-1,6

22-24

1,3-1,4

75

18-22

1,5-1,5

м-

тм

24-26

1,4-1,6

24-26

1,5-1,6

100

18-22

1,4-1,5

мт

26-28

1,4-1,6

—.

—

125

20-24

1,4-1,5

м

м

28-30

1,4-1,6

тм

ГПУ

25

м

м

мм»

м

м

18-20

1,2-1,3

30

М

Мт

тм

18-20

1,2-1,3

ГПЧг

30

ме»

«МЬ

м

мт

м

24-26

1,4-1,8

45

—

мт

24-26

1,4-1,8

65

М

мт

мт

тм

24-26

1.4-1,8

ГПЧв

25

20-22

1.3-1,4

22-23

1,7-1,8

15-18

40—45

35

22-24

1,4-1,6

22-24

1,8-2,0

15-18**

45-50 ***

50

23-25

1,5-1,6

тм

23-25

1,8-2,0

15-18**

45-50 ***

75

М

25-26

1,8-2,0

16-18**

50-60 ***

100

м

гпо

15

20-22

1,2-1,4

22-23

1,7-1,8

22-23

1.7-1,8

25

20-22

1,2-1,4

20-22

1,2-1,4

22-23

1,7-1,7

22-23

1.7-1,8

35

22-24

1,4-1,6

22-24

1,4-1,6

22-24

1,8-2,0

22-24

1,8-2,0

50

23-25

1,5-1,6

23-25

1,5-1,6

23-25

1,8-2,0

23-25

1,8-2,0

75

мт

мт

м

25-26

1,8-2,0

25-26

1,8-2,0

100

25-26

1,8-2,0

125

мт

25-27

1,8-2,0

ГПЦ пф

20

22-26

1,3-1,6

22-26

1,3-1,6

26-28

1,4-1,6

22-26

1,4—1,6

35

26-28

1,4-1,6

26-28

1,4-1,6

26-28

1,4-1,6

26-28

1,4-1,6

50

26-28

1,4-1,6

26-28

1,4-1,6

26-28

1,7—1,8

26—28

1.4-1,6

75

26-28

1,7-1,8

26-28

1,4-1,6

26-28

1,7-1,8

26-28

1,7-1,8

100

28-30

1,7-1,8

м

28-30

1.7-1,8

мт

Прямотой-

15

мт

23-25

1,4-1,5

23-25

1,4-1,5

ные, ВСС

20

мы

24-26

1.5-1,7

24-26

1,5-1,7

35

м

МЫ

тм

24-26

1,5-1,7

24-26

1,5—1,7

45

—

25-27

1,6-1,8

25-27

1,6-1,8

Направление вращения потоков первичного и вторичного воздуха одинаково, при этом по внутреннему каналу (каналам) подается пылевоздушная смесь.

Конструктивные схемы вихревых горелок приведены на рис. 1.24.

Рекомендуемое число горелок на котел, значения скоростей по первичному (wi) и вторичному (ш3) воздуху даны в табл. 1.13, 1.14.

При тепловой мощности горелки Qr > 40 МВт и схемах пылеприготовле- ния с прямым вдуванием подводы вторичного и первичного воздуха (рис. 1.25) к горелкам выполняют сдвоенными, а подачу

первичного воздуха к одной горелке осуществляют от различных мельниц. Сдвоенный подвод вторичного воздуха целесообразно применять для возможности регулировки процесса смешения топлива с воздухом при работе котла на пониженных нагрузках. В этих же целях закручивающий аппарат по вторичному воздуху может выполняться с поворотными лопатками.

Интенсивность перемешивания, дальнобойность факела, стабилизация горения в вихревых горелках во многом зависят от крутки потоков, определяемой конструктивным параметром крутки п, закручивающих аппаратов.

Рис. 1.24. Вихревые горелки: а — улиточно-лопаточные с двойным каналом по вторичному воздуху; б — улиточно-улиточные; в — лопаточно-лопаточные; г — прямоточно-лопаточные; б — прямоточно-улиточные; I—HI — вводы первичного, вторичного воздуха и воздуха для охлаждения центрального канала; / — канал ввода форсунки; 2 — ввод охлаждения; 3 — улитка первичного воздуха; У — подвод первичного воздуха; 4, 6 — вводы вторичного воздуха; 4 — улитка вторичного воздуха; 6 — ребро жесткости;- 7 — закручиватель лопаточный: 8 — элемент крепления; 9—11 — соответственно каналы подачи воздуха на охлаждение, первичного и вторичного воздуха; 12— устройство дистанционирующее; 13 — рассекатель

Рис. 1.25. Вихревая горелка ГЛ Л со сдвоенными каналами ввода первичного и вторичного воздуха (обозначения те же, что и на рис. 1.24)

Для аксиально-лопаточных завихрителей (рис. 1.26, а)

пк =

V 2 (О? + Р^Урв

tg Р;

(1.15)

для улиточных (рис. 1.26, в) лЛРрв

пкJ3—;

(1.16)

для тангенциальных лопаточных (рис. 1.26,6)

лОрв Гsin рл"I

Як=2^х7 ~ 180(_ , 180 \ Г

I sincos ( рл 4I I

L 2ЛV 2л J J

(1.17)

При числе лопаток гл > 16

''к—^еРл-<М8)

Равновеликий диаметр Дрв, м, относится к кругу, площадь которого равна проходному сечению канала:

Орв-л/5!^-(L19>

Для горелки, включающей несколько кольцевых концентрических каналов, суммарная крутка потока

£ (niPz^DpBi)

(L20)

где Dra = 6jn?a-D^,

Рис. 1.26. Конструктивные схемы закручивающих аппаратов:

а — аксиального; б — тангенциального; 8 — улиточного

здесь Do = d0 — внутренний диаметр, м (см. рис. 1.24, 1.25); nt, р, W, DPB1-— соответственно параметр крутки, плотность, кг/м3,

Таблица 1.15. Параметры крутки первичного и вторичного воздуха для вихревых горелок [11, 20, 21]

Вид топлива

Параметр крутки

Способ шлако- удаления

"I

"И

Улитка

Лопаточный аппарат

АШ, ПА, Т, 2СС, ICC

3,5-4

2,0— 2,5

4-5,5

Жидкий

Каменные Г, Д, ГСШ и бурые

3,5-4

2,0- 2,5

3-3,5

То же

Типаэкибастуз- ского

1,5

1,5

3-3,5

Твердый

Т, С С, неокис- ленные угли шахтной добычи

1,5

3,5-4

То же

Бурые угли

1,5

1,5

2,5-3

>

скорость, м/с, и диаметр круга, эквивалентного площади Z-ro канала горелки; р — общее число кольцевых каналов.

Для прямоточного подвода пылевоздушной смеси п » 0.

Численные значения рекомендуемых параметров крутки даны в табл. 1.15.

Втулочное отношение Do/Dt = 0,2 -4- 0,35; для сдвоенных горелок Da/D, = = 0,3 -т- 0,35; при сжигании слабореакционных топлив марок Т, СС, окисленных углей D0/Dt = 0,2 -г 0,3.

Во избежание обгорания лопаток направляющих аппаратов их заглубляют внутрь горелки на величину L = (0,3 -r 0,4) D,.

В топках с жидким шлакоудалением амбразуры выполняют цилиндрическими, при твердом шлакоудалении и сжигании углей с Vr > 30 % (кузнецкие Г, Д, ГСШ) канал первичного воздуха может быть прямоточным, а выходная часть иметь диффузорный участок с углом раскрытия 15— 20° и длиной до 300 мм.

Горелки изготавливают из СтЗ; улитки по первичному воздуху могут быть литыми; выходную часть амбразуры во избежание обгорания насадков выполняют из листовых сталей 03Х25Н2510Т или 20Х23Н18.

Прямоточные горелки классифицируются по способу ввода первичного и вторичного воздуха. Различают горелки с односторонним вводом (ГПО), а также с чередующимися (Ч) по высоте вводами пыли и воздуха по горизонтальным (ГПЧг) и вертикальным каналам (ГПЧв).

Конструктивные схемы указанных выше горелок приведены на рис. 1.27. Реко

мендуемые значения скоростей даны в табл. 1.14.

Горелки типа ГПО применяют для сжигания как слабо-, так и сильнореакционных топлив, ГПЧг и ГПЧв —для каменных (Vr > 30 %) и бурых углей [18, 19].

Подвод вторичного воздуха к горелке может быть одно- и двусторонним, а пылевоздушной смеси — по одному или нескольким пылепроводам.

Число горелок выбирают по табл. 1.13.

При проектировании горелок с периферийной подачей пылевоздушной смеси (рис. 1.27, а) по технологическим соображениям ширина каналов первичного воздуха должна быть больше 45 мм. При высоте горелки h > 1,5 м рекомендуется подвод вторичного воздуха с двух сторон, а деление пыли по каналам осуществляется пыледелителем слоистого типа. В целях равномерной раздачи воздуха по высоте горелки в каналах устанавливают направляющие перегородки. Предельно допускаемое значение h/b» ^ 3,5 -ь 4. Для исключения отложения пыли в каналах аР С 9 -г 10°.

Плоскофакельные горелки (ГПЦ пф) с центральным (Ц) вводом первичного воздуха применяют для сжигания АШ, ПА, Т, каменных и бурых углей. Конструкция горелки зависит от степени реакционной способности топлива (рис. 1.28).

Угол встречи струй вторичного воздуха 50—60°. Расстояние между соплами вторичного воздуха и расстояние от них до точки пересечения струй находится в пределах 2,2—2,8 диаметров их выходной части. Меньшие значения, включая и угол встречи, принимают для слабореакционных топлив (АШ, ПА, Т, СС). ГорелКи двухпоточные— по вторичному воздуху и одно- или двухпоточные — по первичному.

Рекомендуемые значения скоростей в этих горелках приведены в табл. 1.14.

По принципу действия к плоскофакельным горелкам может быть отнесена горелка ударного типа МЭИ. Под углом аа = 20 -ь 50е здесь ориентированы только каналы вторичного воздуха. Меньшие значения as рекомендуются для слабореакционных топлив. Область их применения — бурые и каменные угли с У 28 %.

Горелки с плоскопараллельными струями применяют на котлах, укомплектованных системами пылеприготовления прямого вдувания с молотковыми мельницами и гравитационными сепараторами при сжигании фрезерного торфа, бурых, а в ряде случаев и каменных углей марок Г и Д [20, 23].

Различают системы с одной и двумя горелками на мельницу (рис. 1.29). Первую из них применяют при расположения оси ротора мельниц под углом (до 20°) или перпендикулярно фронту котла.

ВидЯВидЯЫ1Ы1ВВЕЕРис. 1.27. ПрямоточныеРис. 1.27. Прямоточныегорелки с цент*горелки с цент*АА!0ВД0ГО№П!0ВД0ГО№Пв)11в)11

ВидЯ

ВидЯ

Ы1

Ы1

В

В

Е

Е

Рис. 1.27. Прямоточные

Рис. 1.27. Прямоточные

горелки с цент*

горелки с цент*

А

А

!0ВД0ГО№П

!0ВД0ГО№П

в)

11

в)

11

ральным (а), периферийным (б) и односторонним (в) вводами вторичного воздуха и с чередующимися по высоте вводами пыли и воздуха ГПЧг (г) и ГПЧв (Э):

1 — канал вторичного воздуха; 2 — обмуров- кат 3 — канал первичного воздуха; 4 — на- прааляющий аппарат; 5 — подвод первичного Воздуха; £<•-труба экрана; 1 — элемент крепления; 8 -* фланцы соединительные; 1 и // — см. рис. 1.24

Горелки имеют камеру предварительного смешения, длина которой

к‘с0Д41Г, (1+ ц)

(1-21)

где Gb Gn — расходы первичного и вторичного воздуха, кг/с; 71, Татемпературы сушильного агента за мельницей и вто

ричного воздуха, К; ц». п, ц —концентрации водяных паров и топлива в сушильном агенте, кг/кг. Выполнение условия (1.21) исключает возможность загораний из-за возникновения в камере смешения обратных токов. Длина прямого участка камеры смешения обычно принимается равной 0,4— 0,5 м; скорости: первичного воздуха — IFt «е 10 -1-12 м/с, аэросмеси на выходе из горелки — на основании рекомендаций табл. 1.16.

Рис. 1.28. Плоскофакельные горелки для низкореакционных (а) и высокореакционных (б) топлив и горелка ударного типа (в): 1 — ввод вторичного воздуха; 2 — ввод пылевоздушной смеси; 3 — газообразное топливо; 4 — обмуровка; 5 —труба экрана: 6 — ЗЗУ; 7 — ввод форсунки; 8 — лючок; 9 — направляющие лопатки; / и // — см. рис. 1.24

Значение скорости вторичного воздуха ш2 рассчитывается из условия равенства количества движения в сечении 0-0 и на выходе из горелок I-I. На установленных топках котлов D = 50 4- 320 т/ч, w» = = 40 4- 70 м/с.

Таблица 1.16. Скорость аэросмеси на выходе из амбразуры горелки топок с ППС waM6, м/с 1201

Топливо

Паропроизводительность котла D, т/ч

30-75

75-100

160-210

320

Фрезторф и * сланцы

Бурые и каменные угли

16-20

15-18

20-25

18-22

25-30

22—26

30-35

26-30

Газомазутные горелки подразделяют по вводу топлива, аэродинамической организации факела, количеству воздушных потоков, типу завихрителей, способу ввода газа в поток воздуха, характеру подвода воздуха к горелке, месту ввода газов рециркуляции. Конструктивные схемы основных типов горелок приведены на рис. 1.30.

Для котлов паропроизводительностыо О 5$ 100 т/ч с давлением пара рпе ^ ^ 9,8 МПа ОСТ 108836.06.82 устанавливает унифицированный ряд вихревых горелок с номинальной тепловой мощностью, кратной 15 МВт: 15, 30, 45, 60, 90 МВт (допускаемое отклонение ±15 %). Данные горелки (рис. 1.31) предназначены для сжигания газа с теплотой сгорания Qa =■ = 34,8 4- 44 МДж/м3 и мазута марок М40 — Ml 00-по ГОСТ 10585-75. Давление, температура и Вязкость мазута перед форсунками определяются ГОСТ 23689 -79.

Рис. 1.29. Горелки с плоско-параллельными струями: а — двухструйная; 6 — одноструйная; 1 — подвод вторичного воздуха; 2 — рассекатель; 3 — каналы первичного воздуха; 4 — обмуровка; 5 — труба экрана; 6 — камера смешения; 7 — направляющие лопаткиРис. 1.29. Горелки с плоско-параллельными струями: а — двухструйная; 6 — одноструйная; 1 — подвод вторичного воздуха; 2 — рассекатель; 3 — каналы первичного воздуха; 4 — обмуровка; 5 — труба экрана; 6 — камера смешения; 7 — направляющие лопатки

Рис. 1.29. Горелки с плоско-параллельными струями: а — двухструйная; 6 — одноструйная; 1 — подвод вторичного воздуха; 2 — рассекатель; 3 — каналы первичного воздуха; 4 — обмуровка; 5 — труба экрана; 6 — камера смешения; 7 — направляющие лопатки

Рис. 1.29. Горелки с плоско-параллельными струями: а — двухструйная; 6 — одноструйная; 1 — подвод вторичного воздуха; 2 — рассекатель; 3 — каналы первичного воздуха; 4 — обмуровка; 5 — труба экрана; 6 — камера смешения; 7 — направляющие лопатки

Рис. 1.30. Конструктивные схемы вихревых горелок для сжигания газа и мазута: а — унифицированная газомазутная горелка (ГМУ); б — горелка для сжигания природного и коксового газов и мазута; в — газовая горелка; 1 — форсунка мазутная; 2 — коллектор газовый; 3, 4 — завихритель соответственно внешнего и внутреннего каналов; 5 — короб воздушный; 6 — запальник, запально-защитное устройство

Горелки комплектуются паромеханическими форсунками по ОСТ 108.836.03.80. , При уменьшении коэффициента рабочего регулирования до 1,5 допускается применение механических форсунок по ОСТ 108.836.04.80 [12, 17].

В соответствии с [12] унифицированные горелки имеют коэффициент регулирования по тепловой мощности не менее 3,3, а коэффициент гидравлического сопротивления— не выше 4 при общем перепаде давления в пределах 2500 Па.

На номинальной нагрузке и расчетных коэффициентах избытка воздуха химический недожог не превышает 0,1 %, а механический— 0,2 %, скорость воздуха в узком сечении амбразуры при этом wt. „Ом = — 33 -т- 55 м/с. На нижнем пределе нагрузки W,. МИН ^ 18 м/с. При We. „ОМ = — 35 м/с условие w,. м„„ > 18 м/с достигается подачей газов рециркуляции через горелку (рис. 1.32). На 100 %-ной нагрузке котла степень рециркуляции газов г = = 5-1-20% (в среднем 12—15%). При минимальной нагрузке предельно допустимое значение гпред определяется условиями устойчивости процесса горения. Температура горячего воздуха /г. ,= 150-4- 350 °C, газов рециркуляции, отбираемых перед воздухоподогревателем, Фр = 300 -4- 400 °C.

При числе горелок на котел zr С 8 предпочтительным является индивидуальный подвод воздуха к горелке (см. рис. 1.31,0), а при Zr > 8 — от общего короба (см. рис. 1.31,6). В последнем случае скорость воздуха в коробе не должна превышать' 10 м/с.

Отношение количества воздуха, подаваемого в топку через периферийный (внешний) канал горелки, к количеству воздуха во внутреннем ее канале К принимается равным одному-двум. Доля воздуха, проходящая через центральный канал, gn = 0,03 -4-0,05, а через внутренний gt = -г*;’7— Su- Скорость воздуха на 1 т л выходе из периферийного канала Wi = = 35-5-55 м/с, из внутреннего wi = = (0,5-?-0,7)w2; скорость газов рециркуляции wP = wz, а газа в газоподводящем кольцевом канале wr ^ 60 м/с.

Рис. 1.32. Газомазутная унифицированная горелка с каналом ввода газов рециркуляции:

1—6 — см. рис. 1.30; 7 — короб газов рециркуляции

Т аблица 1.17. Размеры унифицированных газомазутных (ГМУ) горелок (12)

Горелка

Dn

D>

D»

D3

°4

L

4

. ГМУ 15 ГМУ 30 ГМУ 45 ГМУ 60 ГМУ 90

510

640

840

950

1080

520

730

970

1080

1220

325 530

730

730

730

150

325

325

325

325

89 245 245 245 245

700 815/1415 1000/1730 1400/2000 1800/2450

420 820/590 1040/800 1040/800 1040/800

Горелка

^2

G

Z2

*3

<3

a

b

ГМУ 15

ГМУ 30

ГМУ 45

ГМУ 60

ГМУ 90

1660 2225/2945 2610/3545 3000/3815 3400/4285

250 380/610 520/760 620/760 620/800

. 340 510/930/780 700/1140/990 700/1140/990 700/1140/990

350

435

480

850

1060

450

450

450

450

450

270 315/495 380/605 545/700 760/855

920 1300 1600 1700 2100

• В дроби первая цифра относится к индивидуальному подводу воздуха, вторая —к подаче воздуха от общего короба и вводу рециркуляции газов вместе с воздухом, третья —к вводу рециркуляции черев канал горелки.

Примечания: 1. Горелки с подводом воздуха от общего короба выполняются, начиная с единичной мощности 30 МВт.

Параметр крутки горелки пг опреде ляется из уравнения

У,/% - 0,18-~+ 0,6У,/% - 0,18-~+ 0,6

У,/% - 0,18-~+ 0,6

У,/% - 0,18-~+ 0,6

где 1/D, «2 — относительное расстояние от амбразуры, на котором осевая скорость составляет 30 % максимального значения на выходе из горелки; Vi/V» — относительное количество эжектируемых струей газов. Обычно Vi/Vo = 1 -- 2, ббльшие значения характерны для горелок с тепловой мощностью, равной или более 60 МВт.

Параметр крутки потока во внутреннем канале с лопаточным завихрителем п1 = (1,25 -- 1,5)пг; при осевом завихрителе его значение рассчитывается по (1.15). Для периферийного канала с тангенциально-лопаточным завихрителем параметр крутки

Г ./ о? 1 \

П* — «г ^Fi (Fj + F2) I -~ + — I —

L\&FX Fj

где Fi и Fi — площади периферийного и внутреннего кольцевых каналов, м; gi, gi — доли воздуха в периферийном и внутреннем каналах от общего расхода воздуха.

Величина п2 является отправной при выборе конструктивных характеристик завихрителя.

' Принятые значения wi, w2, ль ng должны обеспечивать расхождение между расчетными коэффициентами сопротивления внешнего и внутреннего каналов, не превышающее 10%.

Расчет сопротивлений каналов, выбор числа и диаметров газораздающих отверстий проводят по рекомендациям (12]. Размеры горелок унифицированного ряда приведены в табл. 1.17. 1

Комбинированные горелки устанавливаются на котлах, сжигающих попеременно или совместно твердое топливо и резервное (газ, мазут). При работе одновременно на основном и резервном топливах во избежание больших потерь с механическим недожогом рекомендуется подачу различных топлив осуществлять в разные ярусы горелок [12].

ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА

По виду сжигаемого топлива различают топки для сжигания твердых, жидких и газообразных топлив.

Твердое топливо сжигается в слое или в пылевидном состоянии. Слоевые топки делятся на топки с неподвижным, высоко- или низкотемпературным кипящим (псевдоожиженным) и циркулирующим слоем, пылеугольные — на топки с твердым и жидким шлакоудалением (ТШУ и ЖШУ).

В крупных энергетических котлах применение находят пылеугольные и газомазутные топки, где реализуется факельный способ сжигания топлива. Область применения слоевых топок ограничивается котлами D С 35 т/ч и топливами с QJ > > 14,6 МДж/кг, с кипящим слоем — котлами D ^ 420 т/ч (за рубежом D=700 т/ч).

Независимо от вида сжигаемого топлива конструкция топочных устройств должна отвечать следующим требованиям [12, 20, 21]:

быть технологичной в изготовлении, удовлетворять требованиям блочности поставки и монтажа, ремонта, эксплуатации и техники безопасности;

обеспечивать экономическую и надежную работу в заданном диапазоне нагрузок для топок с ЖШУ 60—100 % для каменных и бурых углей, 70—100 % для АШ, ПА, Т; для топок с ТШУ 50—100 %, а в схемах прямого вдувания без отключения"’ мельниц 60—100 %, для газа и мазута 40-100 %.

давать выбросы оксидов азота и других токсичных соединений на уровне, не превышающем установленные нормы;

исключать по условиям организации процесса горения возможность высокотемпературной коррозии металлов при обязательном обеспечении избытка воздуха в горелках на всех нагрузках не ниже агор=1 для газа, мазута и агор = 1,05 для твердого топлива;

иметь по возможности равномерное распределение тепловых потоков по пери

метру топки, особенно в котлах с мембранными цельносварными панелями;

допускать растопку, кратковременную работу, а в необходимых случаях и работу на резервном топливе (для пылеугольных топок — совместное сжигание твердого топлива с газом или мазутом);

гарантировать безаварийную работу между установленными сроками капитальных ремонтов.

Помимо этого, топки с ТШУ должны обеспечивать бесшлаковочную работу радиационных и конвективных поверхностей нагрева котла.

Пылеугольные топки. Способ шлако- удаления выбирают, исходя из реакционных свойств топлива (выход летучих), теплоты сгорания (О»), физико-химических свойств золы (плавкость, вязкость).

В настоящее время топки с ЖШУ применяют для сжигания малореакционных топлив типов АШ, Т, ПА, СС, а в ряде случаев — бурых и каменных углей типов назаровского, ирша-бородинского, донецкого ГСШ, кузнецкого, имеющих «основной» состав шлака [(SiO2+Al2Os)/(Fe2O3+ 4-СаО + MgO)] < 1 и температуру нормального жидкого шлакоудаления /„. ж С 1450 °C [21].

Топки с твердым шлакоудалением применяют для сжигания бурых, каменных углей, фрезерного торфа и сланцев. Эти топки в подавляющем большинстве случаев имеют призматическую форму (рис. 1.33). В нижней части — «холодной воронке», где происходит охлаждение и грануляция шла-

h(Da)

Рис. 1.33. Схемы компоновки горелок топок с ТШУ:

а — фронтальная; б — боковая; в — встречная; г — встречно-смещенная; д — тангенциальная с одним вихрем; е — то же с двумя вихрями; ж, э — то же при расположении в ярусе восьми и шести горелок

Мощность топочного устройства,МВтМощность топочного устройства,МВт

Мощность топочного устройства,МВт

Мощность топочного устройства,МВт

Т а б лица 1.18. Рекомендуемые конструкции топок с твердымшлакоудалением {20]

Расположение горелокРекомендуемое топливо

Тощие каменные угли (Г > 12 %)Каменные угли (Рг ^ ^20%), бурые угли, сланцыКаменные угли (Уг^20°), бурые углиБурые влажные угли с Иг^50%, окисленные бурые угли с пониженной теплотой сгорания летучих (типа бикинских)Тощие каменные угли (Г > 12 %)Каменные угли (Рг ^ ^20%), бурые угли, сланцыКаменные угли (Уг^20°), бурые углиБурые влажные угли с Иг^50%, окисленные бурые угли с пониженной теплотой сгорания летучих (типа бикинских)Каменные угли с выходом летучих Vr > 12 %Фрезерный торф, сланцыБурые угли, фрезерный торфКаменные угли с выходом летучих Vr > 12 %Фрезерный торф, сланцыБурые угли, фрезерный торфТощие, бурые, каменныеТощие, бурые, каменныеуглиугли

Тощие каменные угли (Г > 12 %)

Каменные угли (Рг ^ ^20%), бурые угли, сланцы

Каменные угли (Уг^20°), бурые угли

Бурые влажные угли с Иг^50%, окисленные бурые угли с пониженной теплотой сгорания летучих (типа бикинских)

Тощие каменные угли (Г > 12 %)

Каменные угли (Рг ^ ^20%), бурые угли, сланцы

Каменные угли (Уг^20°), бурые угли

Бурые влажные угли с Иг^50%, окисленные бурые угли с пониженной теплотой сгорания летучих (типа бикинских)

Каменные угли с выходом летучих Vr > 12 %

Фрезерный торф, сланцы

Бурые угли, фрезерный торф

Каменные угли с выходом летучих Vr > 12 %

Фрезерный торф, сланцы

Бурые угли, фрезерный торф

Тощие, бурые, каменные

Тощие, бурые, каменные

угли

угли

Однофронтальное с вихревыми и плоскофакельными горелками

То же с прямоточными горелками ППС

То же с прямоточными крупносопловыми горелками при прямом вдувании аэросмеси с газовой сушкой

Встречное с вихревыми или плоскофакельными горелками

Тангенциальное с прямоточными и плоскофакельными горелками

Встречно-смещенное с прямоточными горелками

Встречное с крупносопловыми горелками

С тангенциальным расположением прямоточных горелок при использовании пылекон- центраторов

Для нешлакующих углей до 370

До 235

До 810

Для каменных и бурых углей до 3100

С плоскофакельными горелками до 235; с прямоточными до 3100

До 170 при схемах пылеприго- товления с прямым вдуванием и 810 при схемах с пром- бункером пыли

До 810

До 2100

ка, скаты выполняют с наклоном 50—52° к горизонту. Глубина устья холодной воронки йв = 1 -г-1,2 м. Крупные котлы (О > 1600 т/ч) могут иметь две воронки. В последнем случае расстояние от устья воронки до места пересечения осей нижнего яруса горелок с осью топки должно быть не менее 10 м.

Через холодную воронку удаляется около 5 % золы, содержащейся в продуктах сгорания.

Горелки располагают на стенах топки в несколько ярусов (от одного до четырех) по фронтальной, встречной, встречно-смещенной или тангенциальной схемам компоновки (рис. 1.33).

Рекомендации по выбору типа горелок й способ их компоновки в зависимости от вида сжигаемого топлива и тепловой мощности топочного устройства даны в табл. 1.18.

Надежная работа топок с ТШУ во многом определяется отсутствием шлакования экранных поверхностей. Одним из определяющих в этом отношении параметров является предельное значение TenAQ- напряжения лучистой поверхности экранов в эоне активного горения ул. г, МВт/м2 (табл. 1.19). По допускаемому значению [<?л. г] определяют высоту зоны активного

горения А,, г (рис. 1.33). В общем случае

Йа. г — Хярйяр,(1.24)

где 2ЯР — число ярусов горелок; йяр — расстояние (по осям) между ярусами горе-

Таблица . 1.19. Тепловое напряжениелучистой поверхности [^л. г]■ зоне активного горения, МВт [20]

Топливо

Расположение горелок

го

6 я Я О у

а О я

8

V , о

8ч я « s§

Бурые шлакующие угли (березовские, кан- ско-ачинские, подмосковные)

0,7

0,8-0,87

0,8-0,87

Каменные угли типа ГСП! ‘

0,8—0,9

0,9-1,0

0,9-1,0

То же СС

1,15

1,15

1,15

То же типа эки- бастузского

1,15

1,23

1,23

1 Меньшая цифра—для шлакующих углей.

. Т а б л и ц а 1.20. Температуры в конце активного горения О„г, °C [20]

Топливо

^ном

°-5DHOM

Бурые угли (канско- ачинские, подмосковные)

Каменные угли типов Г, Д, ГСП!

Экибастузский уголь типа СС

1250-1300

1400-1500

1550

1150

1300-1400

1400-1450

1 Меньшее значение- 1 Меньшее значение-

-для березовских углей.

-для шлакующих углей.

лок. Для одноярусной КОМПОНОВКИ (z«p = = 1) h,. г = 30», или Л», г = 3/i, где О, и /i — соответственно диаметр амбразуры вихревой и высота прямоточной горелок.

Высота зоны активного горения

-А*, г ^

2(ат+6т)1

0-25)

Здесь В — расход топлива на котел, кг/с; QP — теплота сгорания топлива. МДж/кг; ф', фсР — коэффициенты тепловой эффективности экранов со стороны факела и холодной воронки (ф' = 0,1 для бурых углей при прямом вдувании и ф' = 0,2 — для остальных топлив, фср принимают по табл. 1.36 § 1.53); ат, Ьт —ширина и глубина топки, м; Zr— число горелок; fr— площадь амбразуры горелки, м2.

Таблица 1.21. Механический недожог ■ конце зоны активного горения [20]

Топливо

Коэффициент • ПОЛИ» ■ дисперс» мости п

’а.г. %

Тощий уголь: /?80=10% Каменные угли:

0,9

10

V™ 24 %; R,o= 12 * 15

1,0

7

У —40 %; ^во — 25*ЗО

1,0

8

Бурые угли: ^90«55; At 000 < 1,5

1,0

5

Ограничивается и уровень температур газов на выходе из активной зоны как по условиям отсутствия шлакования (максимальная нагрузка), так и по устойчивости горения на сниженных нагрузках., (до 60 %). Рекомендуемые значения О*г приведены в табл. 1.20.

Температуру О" г в общем случае определяют на основании позонного теплового расчета топки [25, 28]. В первом приближении

‘.^м е:+е.+„,„+„,-<}, ■

(Mr+r(kc)P;;u

5,67-IO"1)фР- • (L26>

Здесь механический недожог в конце зоны активного горения (у*. г) определяется по табл. 1.21, а в топке (?<) — по табл. 1.22.

Таблица 1.22. Расчетные характеристики топок с ТШУ [20, 28]

Топливо

Коэффициент избытка воздуха в топке ат

Допустимое значение qy, МВт

Потеря теплоты от недожога, %

Доля золы, уносимой газами, вун

химического «3

механического q^

АШ, ПА, Т, 2СС

1,2-1,25 1

0,14

0

6—42

0,95

Т, 2СС

1,2-1,25 1

0,16

0

2

0,95

Каменные угли

1.2

0,175

0

1,0-1,5’

0,95

Отходы углеобогащения

’ 1.2

0,160

0

2—З

0,95

Бурые угли

1,2

0,19

0

0,5—1»

0,95

Фрезерный торф

1,2

0,16

0

0,5-13

0,95

Сланцы

1,2

0,115

0

0,5-1

0,96

Теплота Q,, вносимая с воздухом в топку, кДж/кг, определяется по (1.47), а топливо Нт„— по (1.42). Потеря теплоты со шлаком, кДж/кг,

Q6=M6QPH (1-27) учитывается в топках с ТШУ только при Лр < Q^/бЗО; значение q6 рассчитывают по (1.41); коэффициент теплового изучения ет топки рассчитывается по (1.53); г, Н — доля и энтальпия газов рециркуляции, вводимых в топку; (Vc)r, (Vc)—средние суммарные теплоемкости газов, определяемые по (1.48) при 6 =»Оа г и избытке воздуха а" г =• ат + Дат. Значения ат даны в табл. 1.22, а присосы в топку принимают равными нулю для газоплотных котлов и 0,05 для котлов с натрубной обмуровкой. Величина

фГ « фсрГ Fer. а. г + Г'Т- + 1") ат6т1» LX Фер / J

(1-28) где Г„. а. г — площадь поверхности стен, ограничивающих зону активного горения, м*. Для выполнения рекомендаций табл. 1.20 можно варьировать как значения величин А,. г и qa. г, так и долей газов рециркуляции г. По условиям устойчивости горения твердых топлив рециркуляция газов в горелки целесообразна при содержании летучих Уг > 35 % и Qp > 13,5 МДж/кг.

Выполнение условий ?Л.ГС[<7Л.Г], О" г< < ^' г. макс и ^а' г > й". г. мин необходимо, но недостаточно для отсутствия шлакования.

Необходимо, чтобы плотность тепловыделения в поперечном сечении топки FT ■■ = ат6т, МВт/м1,

qp-BQ»jFt (1.29)

и на ярус горелок, МВт/м3,

ЧF ip” qf!z*p (1.30) находились в пределах, указанных в табл. 1.23.

По условиям выжига топлива ограничивается и объем топки W Предельно допустимые значения теплонапряжекия объема, МВт/м3,

qv-BQ»JVT (1.31)

приведены в табл. 1.22. Расчет высоты (объема) топки с учетом выгорания приводится в [20].

Рекомендации по размещению горелок даны в табл. 1.18 и 1.24.

Топки с жидким шлакоудалеиием включают зоны активного горения и расплава шлака и охлаждения газов. Для обеспечения высокого температурного уровня газов экраны топок в зоне активного горения ошиповываются и покрываются огнеупорной обмазкой.

В советской энергетике наибольшее распространение получили однокамерные открытые и полуоткрытые топки (рис. 1.34,а,б), в меньшей степени — двухкамерные вихревого типа (рис. 1.34, г, е). Циклонные топки (рис. 1.34, ж, з) в силу конструктивной сложности нашли ограниченное применение.

Топки с ЖШУ оборудуются вихревыми, плоскофакельными и прямоточными

Таблица 1.23. Допустимые значения теплового напряжения сечения топок и яруса горелок при сжигании пылевидных топлив [20, 21, 28]

Число ярусов горелок

Способ шлакоуда- ления

Топливо

4F,-^ 1Гкал/(мЯ-ч)1

1

ТШУ

Шлакующие каменные и бурые угли

2,3 (2,0)

Нешлакующие угли (типа эки- бастузского)

3,5 (3,0)

1-2

ЖШУ

АШ, ПА, Т, 2СС

5,2 (4,5)

Каменные угли Г, Д, ГСШ, 6,4 (5,5) ICC, бурые угли

2-4

ТШУ

Нешлакующие типа экибастуз- ского

6,4 (5,5)

Шлакующие каменные и бурые угли

3,5 (3) D < 1000 т/ч;

4 (3,5) D < 1660 т/ч;

4—4,6 (3,5—4,0) О > 1650 т/ч

Таблица 1.24. Компоновочные размеры горелок в топке в зависимости от способа шлакоудаления [1, 20, 21]

Наименование

ТШУ

ЖШУ

Вихревые горелки при встречном или однофронтальном расположении

Расстояние между осями го-

релок Sr, м:

[(1,8-2) + 0,35пг] Da

при одноярусном расположении

(1,8 + 0,2лг) Da

при многоярусном расположении

[(2,0-2,4) + 0,35пг] Da

(1,8 + 0,35пг) Da

Расстояние между ярусами по вертикали h«p, м1

Не менее Sr

(0,7-1,0) Sr

Расстояние от оси крайних горелок до примыкающих стен Sct, М

Расстояние от оси горелок нижнего яруса до начала

Sr

0,7Sr

ската холодной воронки hr. к» м:

при коридорном расположении;

(2,0-2,5) Da

(1,8—2,0)Z>a

при расположении треугольником вниз на боко-

(0,8-1,0) Da

(0,8-1,0) О»

вых стенах

Прямоточные горелки при тангенциальном или блочном расположении1

Ширина амбразуры 60, м

Расстояние от нижней кромки амбразуры нижнего яруса горелок до начала ската холодной воронки или начала пода Ан. к, м:

(0,07-0,08) ат для котлов D < 4000 т/ч и (0,05-0,06) аг для D < 1600 т/ч

при поворотных горелках

460-

—

при неподвижных

360

( 2 4- 2,8) b0

Высота горелки или горелочного блока h (или Авл), м

460

46O

Условный диаметр крутки dy, м

(0,08-0,10)ат 3

(0,14-0,18) ar

Расстояние между горелками Аь м

> 2,560

> 2,5fr0

Угол наклона горелок к экра-

Не менее 40°

He менее 40®

ну

Расхождение между наибольшими и наименьшими углами наклона осей горелок (Zrop. яр>6)

Не более 10°

He более 10е

Прямоточные крупносопловые горелки при встречном или однофронтальном расположении 1

Расстояние между осями горелок по горизонтали Sr, м

(3-3,5) 60

—

Продолжение табл. 1.24

Наименование

ТШУ

ЖШУ

Расстояние от нижней кромки

2,560

амбразуры горелки до начала ската холодной воронки, м

Плоскофакельные горелки Расстояние, между осями го-

(4—6) 60

(4-6) 60

редок Sr, м

Расстояние от оси крайних го-

(4-6) 6»

(4-6) 60

релок до примыкающих стен Sct« М

Глубина топки Ьт> м

(12—14)60

Относительная высота горелок

3—5

3-5

h/60

Расстояние от нижнего среза

(3-4) 60

(3-4) Ьо

горелки до начала ската холодной воронки или пода Ан. к, м

Расстояние между ярусами

Не менее 8б0

—

Встречно-смещенная компоновка прямоточных горелок

Простенок между горелками

(0,12-0,16) 6Т

(0,18-0,22) 6Т

// = Зг —- Aq, м

Расстояние между осями го-

> 3,5б0

> 4,060

редок Sr, м Расстояние от крайних горе-

1,7Я

Sr

лок до прилегающих стен SCT, М

2-5

Относительная высота горелок

2-5

Л/&о

Расстояние от горелок нижне-

4А

2*

го яруса до середины холодной воронки или начала пода А„, Лгб, м

Плоскопараллельные прямоточные горелки

Калибр горелки 60, м

D, т/ч:

Расстояние между горелками

75 160—210 210—320 0,35 0,32—0,4 0,4 — 0,45 ЗЬо + 0,4, но не менее 1 м

еееее

по осям Sr, м

Относительная высота горелок

4-6

•—

ЫЬ0

Расстояние от нижней кромки

1-1,5

амбразуры до начала ската холодной воронки hr. х, м

Угол наклона горелок к го-

0—10

10-15

ризонту а, град

Угол наклона осей горелок

12—18

15-20

крайних мельниц к центру топки р, град

Расстояние от оси крайней го-

^0,8; > 1,5

>1,5

релки до боковой стены SCT, м

Рис. 1.34. Конструктивные схемы топок с ЖШУ: а —открыта*; б — полуоткрытая с встречным расположением горелок; в — то же с v-факелом; г — двухкамерная вихревая НПО ЦКТИ; о — двухкамерная с тангенциальной компоновкой горелок; е — двухкамерная МЭИ с пересекающимися струями; ж, з — с горизонтальным и вертикальным циклонами; / — горелка; 2 —граница ошиповки камеры сгорания (0—е) или активной зоны; 3 — камера охлаждения; 4 — ввод первичного воздуха; 5 — то же вторичного; 6 — шлакоулавливающий пучок;

7 — циклон

горелками, располагаемыми в один или два яруса. Расчетные характеристики топок даны в табл. 1.25, рекомендации по типам топок, горелок, схемам пылеприготовления и тонкости помола в зависимости от вида сжигаемого топлива приведены в табл. 1.26.

Значения теплового напряжения сечения топки qf определяются по (1.29), а объема топки qv — по (1.31). Теплонапря- жение (или высота активного горения) для открытых топок определяется по (125). При расчете теплонапряжения объема камеры горения qvr в знаменатель (1.31) подставляется значение объема камеры горения и расплава VK. г.

Размеры зоны активного горения выбирают из условий обеспечения необходимой температуры факела А, г на выходе из зоны в расчетном диапазоне нагрузок;, обычно ф"г> 1,О8Го,где То — температура истинно жидкого состояния шлака, К (см. П8]).

Число горелок и скорости по первичному и вторичному воздуху выбирают по табл. 1.13 и 1.14.

По [21] для сжигания углей типов АШ, ПА, Т, 2СС, ICC в топках с вихревыми горелками рекомендуются при проектировании горелки типа ГЛЛ, а для каменных углей типов Г, Д, ГСШ и бурых — типа ГПЛ. Параметры крутки по первичному и вторичному воздуху даны в табл. 1.20. Тангенциальная схема компоновки горелок с односторонней подачей топливовоздушной смеси рекомендуется при сжигании АШ, ПА и Т в топках с тепловой мощностью до 810, а каменных и бу

рых до 2050 МВт; для плоскофакельных горелок эти цифры соответственно равны 3100 и 3070 МВт.

Рекомендации по размещению горелок в топке (камере горения) приведены в табл. 1.24.

Под в топках с ЖШУ выполняют со слабым наклоном к горизонту. Для прямоточных котлов он равен 8°, а для барабанных—не менее 15°.

Количество и диаметр шлаковых леток определяют из условий предельной удельной нагрузки периметра летки:

ВАрашл

где В — расход топлива, кг/ч; Ар — зольность топлива, %; ашл— коэффициент шла- коулавливания (табл. 1.25); п„— число леток; d«— диаметр летки (обычно 0,5-—1м). Для однокамерной топки [рл] = 500 кг/(мХ X ч), для двухкамерных, циклонных н других форсированных топок [Рл] ” = 2500 кг/(м-ч).

Возможность применения жидкого шла- коудаления, равно как и возможность получения жидкого шлака на сниженной нагрузке или при переходе иа сжигание нерасчетного топлива, определяется на основании методики, изложенной в [21].

Газомазутиые топки в большинстве случаев' выполняются призматическими открытого типа (рис. 1.35). Под имеет наклон к горизонту от 8 до 15° для прямоточных и не менее 15° для барабанных котлов.

Таблица 1.25. Расчетные характеристики топок с ЖШУ 121]

Тип топки

Топливо

Коэффициент избытка воздуха в топке “т

Тепловое напряжение

Недожог, %,

Доля- уносимой золы “ун

объема топки qy. МВт

камеры горения дук ^т

’з

Открытые

АШ, ПА

1,2-1,25

0,145

0,58-0,7

0

3-4

0,85

Т, 2СС

1,2-1,25

0,185

0,58-0,7

0

1,5

0,8

Каменные угли

1,2

0,185

0,75-0,87

0

0,5

0,8

Бурые угли АШ, ПА Т, 2СС

1,2

0,210

0,75-0,87

0

0,5

0,5-0,8

Полуоткрытые

1,2-1,25

0,170

0,58-0,7

0

3-4

0,85

с пережимом

1,2-1,25

0,200

0,58-0,7

0

1,0

0,8

Бурые угли

1,2

0,230

0,70-0,93

0

0,5

0,6-0,8

Каменные угли

1,2

0,200

0,75-0,87

0

0,5

0,6-0,7

С горизонталь* ными циклонами

Каменные и бурые угли, Ас > > 8 %; дробленка, /и. ж < 1400 °C

1,1-1,2

0,35

1,3

0,5

2-5*

5-10

0,1-0,15

С вертикальными циклонами

АШ, QS > 5,1 МДж/кг, Ар < 5; каменные и бурые угли, Ас > 8 %

1.1-1,2

0,30-0,35

0,53—0,87

0

0,2—0,4 **

Двухкамерные топки

Каменные угли Бурые угли

1,15-1,2

0,20 0,23

0,7-0,8

0,5

0,3-0,6

В числителе и знаменателе первая цифра отвечает грубой пыли бурых и каменных углей, вторая — Дробление тех же топлив.

• Ббльшие значения —для АШ.

Т аблица 1.26. Рекомендуемые типы топочных устройств, мельниц ^ схем пылеприготовления для котлов с ЖШУ [21]

Топливо

Топка

Схема пылеприготовления

«90. К

«1000,

АШ, ПА, У <8 %

Однокамерная с встречным расположением вихревых или плоскофакельных горелок

Полуоткрытая с встречным расположением вихревых или плоскофакельных горелок

Полуразомкнутая или разомкнутая с промежуточным бункером, с подачей пыли горячим воздухом (ШБМ)

Для сжигания шламов — разомкнутая схема пылеприготовления (ШБМ)

7-8

0

Полуоткрытая с восьмигранными предтопками ПО «Сиб- энергомаш», с тангенциальным расположением горелок, с односторонним вводом воздуха

То же

То же

7-8

0

Т, У «8 + 17 %; 2СС, У—17 + 25%

Полуразомкнутая с,яро- межуточным бункером, с подачей пыли горячим воздухом или ПВК (ШБМ)

10—12

0

Продолжение табл. 1.26

Топливо

Топка

Схемапылеприготовления

^?90, %

#1000» 0/

Каменные угли рок Г, Д, ГСШ, Кг = 25-?40 %

ма-

1СС,

Однокамерная с встречным расположением вихревых или плоскофакельных горелок, с тангенциальным расположением горелок Полуоткрытая с восьмигранными предтопками ПО «Сиб- энергомаш* и тангенциальным расположением горелок

С промежуточным бункером и подачей пыли мельничным воздухом или ПВК (ШБМ)

То же

15—20

15—20

0

0

Бурые угли

То же

Однокамерная с встречным расположением вихревых или плоскофакельных горелок, с тангенциальным расположением горелок

Полуразомкнутая, или разомкнутая с промежуточным бункером, газовой сушкой и подачей пыли горячим воздухом или ПВК (ШБМ) Полуразомкнутая с пыле- концентратором (ММ)

55

55

1,5

1,5

Наиболее распространенным способом компоновок газомазутных вихревых горелок являются однофронтальная, встречная (рис. 1.35,а, б). Известна подовая компо- ♦' новка (рис. 1.35, г).Кроме вихревых горелок возможно применение прямоточных с организацией сжигания в двухкамерных топках (рис. 1.34, г, е) при одностороннем расположении горелок. К достоинствам схем, изображенныхНаиболее распространенным способом компоновок газомазутных вихревых горелок являются однофронтальная, встречная (рис. 1.35,а, б). Известна подовая компо- ♦' новка (рис. 1.35, г).Кроме вихревых горелок возможно применение прямоточных с организацией сжигания в двухкамерных топках (рис. 1.34, г, е) при одностороннем расположении горелок. К достоинствам схем, изображенныхна рис. 1.34, г и д, следует отнести пониженный выброс оксидов NO, в атмосферу по сравнению с допускаемым N0,= = 600 мг/м3 (ат=1,03, r=15%, <?f< С7 МВт/м2).По нормативным методам [12, 28] значения допускаемого теплового напряжения сечения топки qF и на один ярус горелок qF„v не должны превышать для барабанных котлов 4 и 2 МВт/м2.на рис. 1.34, г и д, следует отнести пониженный выброс оксидов NO, в атмосферу по сравнению с допускаемым N0,= = 600 мг/м3 (ат=1,03, r=15%, <?f< С7 МВт/м2).По нормативным методам [12, 28] значения допускаемого теплового напряжения сечения топки qF и на один ярус горелок qF„v не должны превышать для барабанных котлов 4 и 2 МВт/м2.

Наиболее распространенным способом компоновок газомазутных вихревых горелок являются однофронтальная, встречная (рис. 1.35,а, б). Известна подовая компо- ♦' новка (рис. 1.35, г).

Кроме вихревых горелок возможно применение прямоточных с организацией сжигания в двухкамерных топках (рис. 1.34, г, е) при одностороннем расположении горелок. К достоинствам схем, изображенных

Наиболее распространенным способом компоновок газомазутных вихревых горелок являются однофронтальная, встречная (рис. 1.35,а, б). Известна подовая компо- ♦' новка (рис. 1.35, г).

Кроме вихревых горелок возможно применение прямоточных с организацией сжигания в двухкамерных топках (рис. 1.34, г, е) при одностороннем расположении горелок. К достоинствам схем, изображенных

на рис. 1.34, г и д, следует отнести пониженный выброс оксидов NO, в атмосферу по сравнению с допускаемым N0,= = 600 мг/м3 (ат=1,03, r=15%, <?f< С7 МВт/м2).

По нормативным методам [12, 28] значения допускаемого теплового напряжения сечения топки qF и на один ярус горелок qF„v не должны превышать для барабанных котлов 4 и 2 МВт/м2.

на рис. 1.34, г и д, следует отнести пониженный выброс оксидов NO, в атмосферу по сравнению с допускаемым N0,= = 600 мг/м3 (ат=1,03, r=15%, <?f< С7 МВт/м2).

По нормативным методам [12, 28] значения допускаемого теплового напряжения сечения топки qF и на один ярус горелок qF„v не должны превышать для барабанных котлов 4 и 2 МВт/м2.

Таблица 1.27. Компоновка газомазутных горелок в топочной камере [12]

Компоновочный размер

Типы горелок

Вихревые, унифицированные

Прямоточные

Однофронтальное расположение

Встречное расположение

Однофронтальное расположение (рис. 1.34, е)

Расстояние между осями горелок 5г, м

Расстояние от осей крайних горелок до ограждающих поверхностей 5т, м

Расстояние от пода до осей нижнего яруса hr х, м

Глубина топки 6Т, м

Угол наклона горелок а, град

Тепловое напряжение объема топки qv, МВт/м3

То же камеры горения <?^к.г- МВт/м3

(2,5—3) а

^30 „

>2,50

>1Da

До 0,3

(2,5—3)О„

>3,5Оо

>3D„

>8D„

До 0,3

(3,5-4) 60

0,55г

H„-h

(12—15)&о

Равен углу наклона ската камеры горения

До 0,3

0,7

Рис. 1.35. Конструктивные схемы газомазутных топок: а — с односторонним расположением горелок (возможно размещение горелок на задней стене); б — встречное расположение горелок; в — с горизонтальными циклонами; г — подовое расположение горелок

Тепловое напряжение топочного объема qv = 0,25 4- 0,35 МВт/м3.

Рекомендации по компоновке горелок даны в табл. 1.27.

РАБОТА ТОПОКНА ПЕРЕМЕННЫХ РЕЖИМАХ

В систему оперативного регулирования при сжигании твердого топлива входят:

регулирование нагрузки и качества подаваемого топлива в топку. Контрольный показатель—нагрузка котла;

регулирование избытка подаваемого воздуха. Контрольный показатель — среднее содержание кислорода в дымовых газах (определяемое по кислородомеру). Вспомогательными показателями являются расход или давление воздуха в общем воздухопроводе перед или за воздухоподогревателем, сопротивление воздухоподогревателя по воздушной стороне;

регулирование расхода первичного воздуха. Для схем с прямым вдуванием контрольные показатели — расход сушильного агента на мельницу, давление в распределительном коробе за сепаратором. Для схем с промежуточным бункером контроль осуществляют по давлению в распределительном коробе первичного воздуха или по общему расходу первичного воздуха. При наличии ПВК расход первичного воздуха изменяется вместе со вторичным;

регулирование загрузки топливом и вентиляции мельничных систем. Контрольные показатели:

для схем с прямым вдуванием — степень загрузки мельницы топливом по потребляемой мощности, а для СМ — дополнительно ее аэродинамическое сопротивление; расход сушильного агента; температура сушильного агента перед и за мельницей;

для схем с промежуточным бункером — аэродинамическое . сопротивление мельницы при ее неизменной вентиляции; расход отработанного сушильного агента за циклоном; температура за мельницей; при газовой и газовоздушной сушке — еще и перед мельницей; оперативная корректировка режимных показателей (включение, отключение ярусов, блоков, отдельных горелок, использование растопочного топлива и .т. д.).

К наладочному регулированию и контролю относят:

настройку равномерного распределения первичного, вторичного и сбросного воздуха по горелкам, контроль по показаниям предварительно оттарированных расходомеров;

настройку равномерного распределения пыли по горелкам, контроль частоты вращения пылепитателей (в схемах с промежуточным бункером), перепада давления в расходомерных соплах (аэропитателях), температуры аэросмеси перед горелкой (подача пыли горячим воздухом). .

Надежность работы топки при переменных режимах должна быть подтверждена ■ расчетной оценкой ее надежности по устойчивости процесса горения [20], выходу жидкого шлака (для топок с ЖШУ) [21] во всех рабочих диапазонах котла и системы пылеприготовления.

В газомазутных топках в систему регулирования входят:

обеспечение разверки коэффициентов избытка воздуха по горелкам на уровне, не превышающем ±5 % среднего по топке, при ведении режима горения у границы появления химического недожога, контроль показаний кислородо- мера;

регулирование расхода воздуха, контроль давления в воздушном коробе или сопротивления по воздушной стороне воздухоподогревателя, регулирование расхода топлива — по давлению в газовой маги-

условияусловияcso3cso3(1.33)(1.33)<1.<1.

условия

условия

cso3

cso3

(1.33)

(1.33)

<1.

<1.

страли или давлению в тракте мазутопро- вода. Вспомогательный показатель — указатель расхода топлива — мощность на перекачку мазута;

регулирование тонкости распыла — по давлению пара и Мазута.

К наладочному регулированию относят тарировку воздухопровода, горелок, расходомеров газа и мазута, определение корневого угла распыла форсунок, нахождение тарировочных характеристик форсунок.

ТОКСИЧНЫЕ ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ

К наиболее распространенным токсичным соединениям, выбрасываемым в атмосферу при сжигании топлив в котлах, относятся оксиды азота NOX и сернистый ангидрид SO3. Однонаправленное воздействие на организм человека указанных соединений делает необходимым соблюдение

^МО,П П If1Щ^NOX

где CSOj и CNO< — максимальные концентрации оксидов SOa и NO, в приземном слое воздуха, рассчитываемые noJ301; предельно допустимые концентрации ПДКзОз” ■ 0,5 мг/м1, ПДК^о ■ 0,085 мг/м’.

Выбросы оксидов серы и азота подсчитываются по уравнениям

AfS0, -20BS₽ (1 - DsoJ (1 - nso,) (I-3*)

MNox-QK*no, (1.35)

T аблица 1.28. Доля SO2, связанная с летучей золой [21)

Топливо

^SO}

Экибастузский уголь

0,02

Эстонские сланцы

0,8

Остальные сланцы

0,5

Торф

0,15

Канско-ачинские угли: березовский Б

0,5/0,2

остальные

0,2/0,05 *

Другие топлива

0,1

• В числителе для твердого, а в знаменателе для жидкого шлакоудаления.

Таблица 1.29. Удельные выбросы оксидов азота, кг/Г Дж

Параметры котла

Вид топлива

Мазут

Газ

Каменные угли

Бурые угли

D, т/ч

рпе’ МПа

уг>22%

УГ < 22 %

Экибастузский

уп < з,8 %/(МДж-кг-1)

3.8< ИГ" <6 %/(МДж-кг-1)

160-220

9,8

560

0,25

—

0,22

0,2

0,12

210-820

13,8

560

0,25

—

0,25

0,22

0,2

0,12

640-670

13,8

545

545

0.28

0,28

0,25

0,22

0,2

0,13

0,13

950-2650

25,5

545

545

0,28

0,28

0,25

0,25

0,2

0,13

0,13

Независимо от параметров котла

0,23

0,23

0,25

0,2

0,2

0,13

0,13

Примечание. Для углей с Nn > 0,5 %/(мДж.кг_|) выбросы увеличиваются ив 0,05 кг/ГДж.

В табл. 1.29 приведены значения ANO„ кг/ГДж, рекомендуемые ГОСТ 26943—86 для различных котлов, выпускаемых до и после 01.01.91 г. Значение Г„г длятопоксТШУ определяется по (1.26), а для топок с ЖШУ в первом приближении может быть взято равным Т" г * 1,О87о, где Го — температура истинно жидкого состояния шлака.

На рис. 1.36 приведены номограммы для приближенной оценки количества выбросов топливных и воздушных оксидов азота, а также их концентраций Cj^ и ^NOj в пересчете на коэффициент избытка воздуха а * 1,4. Номограммы построены в зависимости от типа горелки, избытка воздуха в пылевоздушной смеси аь степени рециркуляции газов г, температуры газов на выходе из зоны горения Т ,'г.

соотношения скоростей по первичному и ВТОРИЧНОМУ ВОЗДуху (1Р2/Щ]).

Связь между £N02 и CNOj устанавливается соотношением

*no,-Cno2-^-,(1.37)

где Уг — объем дымовых газов при коэффициенте избытка воздуха а, м3/кг; Q₽ — см. (1.25).

Путями снижения NOX являются снижение коэффициента избытка воздуха в горелке и в первичном Воздухе, увеличение рециркуляции газов, снижение температурного уровня факела, уменьшение единичной мощности горелок, затягивание процесса перемешивания вторичного ' воздуха и пылевоздушной смеси, интенсивный подвод газов к корню факела и их перемешивание с топливовоздушной смесью на этапе воспламенения топлива.

(V

Пример: Nn=0,05;ar=1,05; atI=0,3; Tttjr=170QK;-p =07»; к^оа” 0.19 кг /МД Ж; С,?^? а)= 0р9(эки5астузский СО)

Рис. 1,36. Номограммы приближенной оценки количества выбросов топливных (а, б) и воздушных оксидов азота (в) для вихревых (а) и прямоточных горелок (б):

/ — бикинский уголь БЗ; 2 — подмосковный Б2; 3 — хавско-ачинскнй; 4 —азейский, торф; 5 — АШ, ГСШ, кузнецкие Г, Д, СС. экибастузский СС. нерюнгринский. карагандинские К, ПП, гусиноозерский БЗ; 6 — кузнецкие Ж. К, ОС, ПП; N™— приведенное содержание азота в топливе

Рис. 1.36, Продолжение

ТЕПОВОИ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙРАСЧЕТЫ КОТЛА

ТЕПЛОВАЯ СХЕМАИ ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА КОТЛА

Тепловая схема котла — совокупность проектных решений по последовательности и взаимному расположению поверхностей нагрева в его газовом тракте, организации движения в них среды (пара, воды, воз

духа) и способу регулирования температуры пара. На тепловую схему оказывают влияние тип котла, его паропроизводитель- ность, параметры пара, вид топлива и его характеристики, наличие промежуточного перегрева пара, способ сжигания топлива. Пример тепловой схемы котла П-67 дан на рис. 1.37. Паропроизводительность котла D, т/ч, параметры свежего пара: давление рпе, МПа, и температура /„«, °C, а также температура промежуточного перегрева пара определяются по ГОСТ 3619-82

Рис. 1.37. Тепловая схема котла Пп-2650-25-545 БТ (П-67) для энергоблока 800 МВт: ВП— воздухоподогреватель; ПВ— питательная вода; (ВЭ — экономайзер; ПТ—подвесные трубы; НРЧ! и НРЧП— нижние радиационные части 1иП хода; ВРЧ — верхняя радиационная часть; ФБЭ— фестон боковых экранов; ПОТ — потолочный экран; ЭФ — экраны фронтовой и задней стен горизонтального газохода; ЭКГ — экраны конвективной шахты; ЛИТО — теплообменник паровой; Ш1—ШП! — первая— третья ступени ширм соответственно; Bnpl, ВпрП— впрыскивающие пароохладители I и II; КПП — конвективный пакет пароперегревателя; ШНД — ширма низкого давления; КПНД — конвективные пакеты низкого давления

3 Под ред. Григорьева

Таблица 1.30. Значения параметров среды в характерных точкахпароводяного н газовоздушного трактов котла [29]

Расчетные параметрыв характерных точкахРасчетные параметрыв характерных точкахРекомендуемое значениевыбираемой величиныРекомендуемое значениевыбираемой величиныПричины ограничений и обеспечиваемыеусловияПричины ограничений и обеспечиваемыеусловия

Расчетные параметрыв характерных точках

Расчетные параметрыв характерных точках

Рекомендуемое значениевыбираемой величины

Рекомендуемое значениевыбираемой величины

Причины ограничений и обеспечиваемыеусловия

Причины ограничений и обеспечиваемыеусловия

Пароводяной тракт котлов сверхкритического давления

Энтальпия среды на выходе

А-ср. макс (40 60)

Предупреждение пережога труб вы-

из НРЧ йнрч- кДж/кг

ходных панелей НРЧ

Суммарный расход впрыска ^впр* %

6-8

Надежность регулирования температуры перегрева при снижении на-

Впрыск перед выходным пакетом перегревателя, % (меньшие значения для газа и мазута)

2-3

грузки, а также при подаче на котел топлива с нерасчетным составом

Приращение энтальпии в выходном пакете перегревателя пара высокого давления ДАВых. кДж/кг

160-200

Снижение теплогидравлической разверни в зоне высоких температур пара и уменьшение инерционности регулирования выходной температуры пара,

Надежность пусковых режимов и регулирования температуры пара

Суммарное приращение энтальпии пара в поверхностях после встроенной задвижки ДЛ, кДж/кг

545-630

Приращение энтальпии в па-

50 % общего тепло-

Стабильность регулирования темпе-

кете промежуточного пе-

восприятия перегрева-

ратуры промежуточного перегрева-

регревателя, включенного после ППТО

теля с учетом приращения энтальпии вППТО -

теля

Приращение энтальпии пара низкого давления в ППТО ДАппто- кДж/кг

120-160

Обеспечение температуры промежуточного пара при сниженных нагрузках

Пароводяной тракт прямоточных котлов высокого -давления

Степень сухости пара на выходе из НРЧ х, %

70-80

Отсутствие пережога труб выходной части НРЧ

Энтальпия пара на выходе из выносной переходной зоны Лцз, кДж/кг

Л"ч +(62-85)

Отсутствие попадания влаги в перегревательную зону ВРЧ при сниженной нагрузке котла

Впрыск Двпр. %

6-8

См. рекомендации по котлам СКД настоящей таблицы

Энтальпия воды на выходе из экономайзера Лэ, кДж/кг ■

А^-(130-165)

Отсутствие двухфазной среды на входе в коллектор НРЧ

Пароводяной тракт барабанного котла

Допустимый процент кипения воды на выходе из экономайзера, %

Не более 15

Гидродинамическая устойчивость в выходных витках экономайзера

Снижение энтальпии пара в регуляторах перегрева ДЛрег, кДж/кг .

65—85

Надежность регулирования температуры пара при снижении нагрузки или работе на нерасчетном топливе

Энтальпия воды на выходе из первой ступени экономайзера Лэ1, кДж/кг

Анас™ (165-210)

Равномерная раздача воды* по змеевикам второй- ступени, снижение тепловой разверки .

§ 1.5Тепловой и аэродинамический расчеты котла67

Продолжение табл. 1.30

Расчетные параметры в характерных точках

Рекомендуемое значение выбираемой величины

Причины ограничений и обеспечиваемые условия

Температура горячего воздуха tr. в, °C

Температура воздуха на • входе в воздухоподогреватель /вп, °C

Температура воздуха на выходе из первой ступени двухступенчатого воздухоподогревателя

Температура газа на выходе из топки д", °C:

твердые топлива

газ, мазут

Температура газа перед выходной частью промежуточного перегревателя "пром*

Температура газа перед первой поверхностью, расположенной в опускном газоходе, дп к, °C

Температура газов перед второй ступенью воздухоподогревателя Овп у, °C

Температура уходящих газов дух, °C

Газовоздушный тр

См. табл. 1.31

Не ниже температуры конденсации водяных паров. Принимается по условиям обеспечения /ст. МИН > fp

<п. В+(30-40)

См. табл. 1.32

1250—1330

Не более 800—850 для обеспечения выполнения условия /ст< [/ст]

См. табл. 1.33

Не более 515—530

См. табл. 1.34

акт

Надежность процесса горения, организация сушки топлива, рациональность компоновки конвективной шахты

Отсутствие низкотемпературной коррозии несменяемой горячей части воздухоподогревателя; общее снижение коррозии холодной части

Обеспечение минимально допустимого температурного напора на холодном конце экономайзера первой ступени

Из условия предотвращения шлакования полурадиационных или конвективных перегревателей

Из условия обеспечения надежности работы металла труб

Предотвращение загрязнений липкими отложениями поверхностей нагрева.

Отсутствие окалинообразования трубной доски

Экономичность работы котла и отсутствие низкотемпературной коррозии

Примечания: 1.В таблице приняты следующие обозначения: h._ „„„„—энтальпия среды, отве- чающая максимальной теплоемкости, кДж/кг; к' и к" —соответственно энтальпия воды» нагретой нас нас

до температуры кипения, и энтальпия сухого насыщенного пара, кДж/кг; tCTe мин—минимальная температура стенки металла, °C; [^j —допустимое значение температуры металла; /р—температура точки росы, ®С.

При выполнении в барабанном котле кипящего экономайзера необходимо обеспечить плавное регулирование подачи питательной воды в экономайзер.

Максимально допустимое значение впрыска определяется из условия прочности металла труб поверхности нагрева перед впрыском.

Температура уходящих газов котла должна выбираться на базе результатов технико-экономического расчета с учетом обеспечения минимальных суммарных затрат на топливо, металл воздухоподогревателя, тягу, дутье и защиту металла воздухоподогревателя от низкотемпературной коррозии.

(см. табл. 1.1), а параметры промежуточного пара на выходе из турбины — по данным раздела.В целях снижения металлоемкости, повышения экономичности и надежности работы поверхностей нагрева котла температуры газов, рабочей среды (*оды и пара), воздуха в определенных местах пароводяного и газовоздушного трактов должны(см. табл. 1.1), а параметры промежуточного пара на выходе из турбины — по данным раздела.В целях снижения металлоемкости, повышения экономичности и надежности работы поверхностей нагрева котла температуры газов, рабочей среды (*оды и пара), воздуха в определенных местах пароводяного и газовоздушного трактов должныподдерживаться в пределах, указанных в табл. 1.30.Тепловой расчет котла проводится по методике [28] и может быть конструктивным и поверочным.Задача конструктивного расчета заключается в определении размера радиационных, полурадиационных и конвективных поверхностей нагрева, обеспечивающих но-поддерживаться в пределах, указанных в табл. 1.30.Тепловой расчет котла проводится по методике [28] и может быть конструктивным и поверочным.Задача конструктивного расчета заключается в определении размера радиационных, полурадиационных и конвективных поверхностей нагрева, обеспечивающих но-

(см. табл. 1.1), а параметры промежуточного пара на выходе из турбины — по данным раздела.

В целях снижения металлоемкости, повышения экономичности и надежности работы поверхностей нагрева котла температуры газов, рабочей среды (*оды и пара), воздуха в определенных местах пароводяного и газовоздушного трактов должны

(см. табл. 1.1), а параметры промежуточного пара на выходе из турбины — по данным раздела.

В целях снижения металлоемкости, повышения экономичности и надежности работы поверхностей нагрева котла температуры газов, рабочей среды (*оды и пара), воздуха в определенных местах пароводяного и газовоздушного трактов должны

поддерживаться в пределах, указанных в табл. 1.30.

Тепловой расчет котла проводится по методике [28] и может быть конструктивным и поверочным.

Задача конструктивного расчета заключается в определении размера радиационных, полурадиационных и конвективных поверхностей нагрева, обеспечивающих но-

поддерживаться в пределах, указанных в табл. 1.30.

Тепловой расчет котла проводится по методике [28] и может быть конструктивным и поверочным.

Задача конструктивного расчета заключается в определении размера радиационных, полурадиационных и конвективных поверхностей нагрева, обеспечивающих но-

Таблица 1.31. Рекомендуемые значения температуры горячего воздуха 120, 21)

Схема пылеприготовления

Топливо •

Температура горячего воздуха, °C

ЖШУ

ТШУ

Топки с Замкнутой пылеприготовления душной сушкой

схемой и воз-

Каменные, СС и тощие угли

АШ, ПА, Т, 2СС

Бурые угли, фрезерный торф •*

Сланцы

350—400 ♦*

400—450

300-400 **♦

350-400

250-300

Топки с разомкнутой схемой пылеприготовления

Топки е замкнутой и полу- разомкнутой схемами пылеприготовления и сушкой топлива газами

АШ, ПА, Т, 2СС Г, А, ГСШ, ICC Бурые угли

400-420

350-400 *5

350-400

350-400 *6

350 Все топлива

300-350 *'

■* Классификация топлива дана в кн. 2, разд. 7; см. также [22, 28, 31).

•* Для ЖШУ такие же значения <г в принимаются и для полуразомкнутых схем с воздушной* сушкой.

” Большие значения—для окисленных и тощих углей.

* Для торфа с WP >50% #г „=400 «С.

• Ббльшие значения—для углей кузнецких месторождений.

• Только для полуразомкнутых схем.

т Ббльшие значения—при высокой влажности топлива.

Таблица 1.32. Допускаемые средние значения температур газов, °C, перед ширмами и вертикальными пароперегревателями, расположенными в соединительном газоходе 1 [20]

Топливо

Характеристика первичных отложений

Перед ширмами (на уровне середины выходного окна)

Перед конвективной частью перегревателя

Цельносварные ширмы

Гладкотрубные ширмы

Донецкие угли:

АШ, ПА, Т

Рыхлые

1200

1150

1000

Г, Д

Прочные

1100

1100

950

Подмосковный Б

>

1100

1100

1000

Кизеловский Г

>

1100

1100

1000

Экибастузский: А= = 45 -т- 50 %

Рыхлые

1200

1200

1100

А' < 45 %

Отсутствуют

1250

1250

1100

Назаровский, ирша-бородин-

Прочные

1050

1050

900

ский, березовский Кузнецкие Г, Т, СС

Рыхлые

1200

1150

1000

Ангренский Б

Прочные

1050

1050

900

Фрезерный торф

>

1000

100Q

900

Сланцы северо-западных ме-

»

1000

1000

900

сторождений

1 Для твердых топлив, не указанных в таблице, *т«р где ^—температура начала деформации ми

неральной части топлива.

Таблица 1.34. Ориентировочныезначения температуры уходящихгазов за котлом [28]

Топливо

Расположение труб

шахматное

коридорное

Шлакующие угли

800*

850

Нешлакующие угли

900

950

•Сланцы северо-западного месторождения

600

700

Таблица 1.33. Допускаемые значения температур газов, °C, перед первой по ходу газа поверхностью нагрева в опускном газоходе котла [28]

Топливо

Газ

Мазут:

малосернистый (Sp < 0,5 %)

сернистый (Sp = 0,5 ± 2 %) высокосернистый (Sp >2 %) Твердое топливо с приведенной

Wp влажностью | W =

Q

н

Темпе-ратита.

120-130

140140-160> 160

$

* При Si — d^lOOMM и S2 — d « 100 мм допускается увеличение О* к до 850 °C; S^ и Sg—соответственно поперечный и продольный шаги между трубами, мм; d—диаметр труб, мм.

X 4,186, кг • %/кДж):

Wn<3 Wn = 4± 10 Wn = 10 -ь 20 Wn > 20 Фрезерный торф

120-130

140-150

150-170

170-180

170-190

минальную паропроизводительность при заданных параметрах пара в соответствии с принятой тепловой схемой.

Исходными данными для конструкторского расчета являются тип котла, паропроизводительность, параметры перегрева первичного и вторичного пара, температура питательной воды, марка энергетического топлива и его месторождение, способ сжигания.

Поверочный расчет проводят для определения условий работы котла при переходе на сжигание другого топлива, изменении паропроизводительности, параметров пара, проведении реконструкции поверхностей нагрева.

При поверочном расчете известны (или определяются из чертежа) характеристики всех поверхностей нагрева: диаметры и число труб, их шаги, площади поверхностей, проходных сечений по газам и рабочему веществу.

Результаты поверочного расчета позволяют оценить помимо экономичности также степень надежности работы топки по условиям шлакования, недостаток или избыток площади поверхности нагрева пароперегревателя, опасность появления низкотемпературной коррозии.

Особенностью поверочного расчета котла является неизвестность промежуточных температур как по газам, так и по рабочему телу, включая значения по температурам уходящих газов и горячего воздуха:

Расчет ведется методом последовательных приближений. При расчете котла задаются температурой уходящих газов Оух,

°C, с последующей проверкой принятого значения. Отклонение в принятом и уточненном значении Оух не должно превышать ±10 °C.

ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС КОТЛА

Коэффициент полезного действия котла цк характеризует полезно использованную теплоту, %,

Чк = 1°0 - X 4i = 100 - 42 - 41- 44-45-4б

(1.38)

и учитывает потери с уходящими газами q^ химический и механический недожоги топлива q3 и qt (см. табл. 1.22, 1.25), потери в окружающую среду q5 и с теплотой шлака q5.

Потери с уходящими газами

41 =

_(гс"отб+(1—гс) ^ух-аух^.в) (100--74) Qg

(1-39)

где гс — доля газов, отобранных на сушку топлива (учитывается только в разомкнутых схемах пылеприготовления); ^отб, "ух. „ — энтальпии в точке отбора, уходящих газов и холодного воздуха ltx. в = = 30°C). Значения ЯОтв и Яух определяются по уравнению

Я = ^ + (а-1)^ + Язл, (1.40)

где 77^, И®, Нзл — энтальпии газа, воздуха и золы при соответствующих температурах ООтб и Оух; а — коэффициент избытка воздуха в рассчитываемом месте газохода.

Значения Н®, Н^ и Нзл определяются по данным кн. 2, разд. 7, Нзл учитывается при 4,186-103ayHAp/Qp<6.

Потери qs выбираются в зависимости от паропроизводительности котла:

D, кг/с 55,6 83,3 138,9 194,4 250 250 q6, % • • 0,6 0,5 0,38 0,25 0,2 0,2

Потери с физической теплотой шлака, %,

^6==ашлсшл^шл^Р/®р’ (1-41)

где аШл = * — Дун — доля золы в шлаке (см. табл. 1.22,1.25); сшл=0,832+0,00167/шл— теплоемкость шлака, кДж/кг; при твердом шлакоудалении 7ШЛ = 600 °C, при жидком 7Шл = ^з + ЮО °C (значения <3 — см. [28] и кн. 2, разд. 7). При Ap<Qp/70ayH qs для ТШУ не учитывается.

Располагаемая теплота сгорания Qp 1 кг твердого или 1 м3 газообразного топлива, вносимого в топку, кДж/кг (кДж/м3),

Q? = Q5 + Qbh + ^ + Q*; (1-42)

Q^Qh + Qbh + ^тл. <143)

где Qp, QB — соответственно низшая теплота сгорания твердого (жидкого) и газообразного топлива. Теплота, внесенная с воздухом QBH, учитывается только при подогреве последнего вне агрегата. Физическая теплота топлива, кДж/кг (кДж/м3),

^тл ” ^тл+л-

Для твердого топлива температура /тл принимается равной 20 °C, а теплоемкость, кДж/(кг-°C),.

■ Стл = 0,042Wp + с=л (1 - 0,01 Wp).

Теплоемкость сухой массы топлива с£л составляет для бурых углей 1,13, каменных 1,09, углей марок А, ПА, Т 0,92 кДж/(кг-К).

При сжигании мазута 7“л = 90 4-130 °C, а теплоемкость, кДж/(кг-°С),

с”л = 1,74 + О,ОО257“л.

Теплота, вносимая в топку с паром при распыле мазута, кДж/кг,

Оф = Оф (Лф — г),

где 6ф = 0,3 4- 0,35 кг/кг — удельный расход пара при распыле мазута; Аф и г —

энтальпия пара и скрытая теплота парообразования воды (г = 2510 кДж/кг).

Расход топлива, подаваемого в топочную камеру, кг/с, определяется по фор

муле

д(А"р-Апв) +

+^пром(Апром Апром)+^пр(Акип ^п.в),

(1-44)

где D, ОПром = (0,85 4- 0,9) D — расходы свежего пара и пара промперегрева, кг/с; Апер, Ап.в* АпРом> АпРом- Акип ~ энтальпия перегретого пара, питательной воды, пара на входе и выходе промежуточного перегревателя, кипящей воды, кДж/кг; РПр= (0,014- 0,02)D — расход продувочной воды (учитывается только для барабанных котлов), кг/с.

Расчет суммарных объемов продуктов сгорания, энтальпий воздуха и теплоты, переданной продуктами сгорания в поверхностях нагрева котла, ведется на 1 кг расчетного расхода топлива:

Вр = В (100 — 94)/100. (1.45)

тепловой расчет топки

В поверочном расчете искомой величиной является температура на выходе из топки, °C,

О" —— 273,

т Г б.бГГфеГ3 I0'6

L Ю^ВрУсср J + 1(1.46)

где Га — адиабатная температура сгорания топлива, К; Гст — площадь поверхности стен топочной камеры, м2; фСр — среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов; ет — тепловой коэффициент излучения экранов топки; Vccp — средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 кг топлива, кДж/(кг-К); М — параметр, учитывающий характер распределения температур по высоте топки.

Адиабатная температура bt — Tp— 273 определяется по полезному тепловыделению в топке QT, равному энтальпии продуктов сгорания при избытке воздуха в конце топки ат: ■

р 100 — 93 - 94 - 9, ,100 — 94

+ Qb + ^ot6-Qbh. (1-47)

где 0в = (ат-Дат-Дапл)^ + (Дат + + Аапл) /7^ в — теплота, вносимая воздухом в топку, кДж/кг; сь Дот, Допл — соответственно коэффициент избытка воздуха в топ-

ке (см. табл. 1.22, 1.25), присосы воздуха в топке и системе пылеприготовления (табл. 1.35); Нв, Я®. в и Нот6 — энтальпия горячего, холодного воздуха и рециркулирующих продуктов сгорания, кДж/кг.

Средняя теплоемкость, кДж/(кг-К),

О — н"

(1Л8)

Так как в поверочном расчете о" является искомой величиной, то для определения Vccp значением ^ задаются с последующим уточнением. При различии в значениях От, принятой в расчете Vcep и полученной по (1.46), в 30 °C и менее повторный расчет ^ не производится.

Площадь поверхности стен ■ топки Fст вычисляется по размерам площадей поверхностей, ограничивающих объем топочной камеры. Площадь поверхности ширм, включенных в объем топки, и двусветных экранов определяется как удвоенное произведение расстояния между осями крайних труб этих экранов на освещенную факелом длину труб.

Коэффициент тепловой эффективности зависит от углового коэффициёНта излучения экранов и степени их загрязнения, учитываемой величиной $:

ф = Ф£. (1.49)

Значение углового коэффициента ф для ошипованных и плавниковых экранов, а также для поверхности, проходящей через первый ряд труб котельного пучка, фестона и ширм, расположенных в выходном окне топки, равно единице. Для различных типов гладкотрубных экранов зависимость Ф = ф (Si/ct) приведена на рис. 1.38.

Рис. 1.38. Угловой коэффициент одного ' гладкотрубного экрана:

; — с учетом излучения обмуровки при e^l,4d; 2— то же при e=*0,8d; 3—то же при e=0,5d: 4—то же при e=0,5d; 5—-то же без излучения обмуровки при e>0,5d

Т а б л и ц а 1.35. Расчетные присосыхолодного воздуха в котлахи в системах пылеприготовления [28]

■ Поверхность нагрева или характеристика пылесистемы

Да

Топочная камера с современной подвесной или щитовой обмуровкой, гидравлическим уплотнением шлаковой шахты, а также при жидком шлакоудалении или сжигании газа и мазута

0,08

То же при наличии металлической наружной обшивки агрегата

0,05

Фестоны, ширмовый перегреватель на выходе из топки

0

Пароперегреватель конвективный или ширмовый в горизонтальном газоходе

0,03

Первичный или вторичный перегреватель в опускной конвективной шахте

0,03

Переходная зона (один или два пакета)

0,03

Экономайзер при одноступенчатом выполнении■

0,02

То же при двухступенчатом выполнении на каждую ступень-

0,02

Трубчатые воздухоподогреватели на каждую ступень

0,03

Регенеративные вращающиеся воздухоподогреватели

Шаровые барабанные мельницы:

0,20

с промбункером при сушке горячим воздухом

0,1

с промбункером при сушке смесью воздуха и топочных газов

0,12

с прямым вдуванием Молотковые мельницы:

0,04

при работе под разрежением

0,04

при работе под давлением горячего воздуха

0

Среднеходные валковые мельницы при работе под разрежением

0,04

Мельницы-вентиляторы с подсушивающей трубой

0,2—0,25

Типы экранов

Топливо

Коэффициент загрязнения С

Открытые гладкотрубные и мембран-

Газ

0,65

ные

Мазут

0,55

Шлакующие каменные и бурые угли, фрезерный торф

0,45*

Нешлакующие каменные угли (типа экибастузского) при Ядо ^ 20 %

0,45

То же при Яэо = 12 ч- 15 %

АШ и ПА при ГуН ^ 12 %

0,42

ТОЩИЙ уГОЛЬ при Гун ^8 %

0,45

Горючие сланцы Северо-Западного месторождения

0,25

Ошипованные экраны, покрытые огнеупорной массой, с твердым шлакоудалением

Все виды топлива

0,2

Экраны, закрытые шамотным кирпичом

То же

0,1

Таблица 1.36. Коэффициент загрязнения лучевоспрннимающнх поверхностей топки [29]

Рекомендуемые значения действительны при Г

ФФ1750 К. При отличающихся значе-1750 К. При отличающихся значе-При уменьшении скорости газов в сечении топкиПри уменьшении скорости газов в сечении топки

Ф

Ф

1750 К. При отличающихся значе-

1750 К. При отличающихся значе-

При уменьшении скорости газов в сечении топки

При уменьшении скорости газов в сечении топки

Коэффициент 5 выбирается по табл. 1.36. Для двусветных экранов и ширм, входящих в объем топки, значение £ уменьшается на 0,1, а для цельносварных экранов и ширм — на 0,05 по сравнению с его значениями для настенных экранов. При ошипованных экранах

С = 6 (0,53 — 0,5 • Ю-3/,),

где /з — температура плавления шлака; b — эмпирический коэффициент, равный 1,0 для однокамерных и двухкамерных топок и 1,2 для полуоткрытых.

При закрытии стен топки экранами с различными угловыми коэффициентами

^-L^.f^(1.50)

Для неэкранированных участков стен (горелки, лазы, лючки) ф = 0(ф = 0).

Параметр М зависит от вида сжигаемого топлива, типа топочной камеры и расположения горелок. В общем случае

М = Л-В(хг + Ах). (1.51)

Значения Л и В выбираются по табл. 1.37.

Величина xr = ht/HT представляет собой отношение высоты расположения горелок йг, м, к общей высоте топки Ят (рис. 1.39). Для многоярусного расположе-

Таблица 1.37. Значения коэффициентов Л н В в уравнении (1.61) [28]

Топливо

Открытая топка

Полуоткрытая топка

А

В

А

Газ, мазут Высокореакционные твердые топлива

0,54 0,59

0,2 0,5

0,48 0,48

Угли марок А, Т Высокозольные угли типа экибастузского

0,56 0,56

0,5 0,5

0,46

Рис. 1.39. К определению границ топочного объема и горелок:а, б —топки с ТШУ; в, г — газомазутные топки;Рис. 1.39. К определению границ топочного объема и горелок:а, б —топки с ТШУ; в, г — газомазутные топки;

Рис. 1.39. К определению границ топочного объема и горелок:

а, б —топки с ТШУ; в, г — газомазутные топки;

Рис. 1.39. К определению границ топочного объема и горелок:

а, б —топки с ТШУ; в, г — газомазутные топки;

среднего уровня расположения

д — двухкамерная топка

Таблица 1.38. Коэффициенты теплового излучения факела 8ф и ослабления лучей kt, 1/(МПа*м)

Вид топлива

Величина

Формула

Газообразное и жидкое

Твердое

Коэффициент теплового излучения: факела светяшегося пламени

неСветящихся трехатомных газов Коэффициент ослабления лучей:

трехатомными газами

сажистыми частицами

Коэффициент теплового излучения факела

Коэффициент ослабления потока

Коэффициент ослабления лучей эоловым потоком

сф = твсв + <1-т)вг “er^l-e-W

/ 7,8 -f- 16гн-n\ /п 1\

^га = (/А' - 1) (* - 0.37Г;/1000) г„

kc = 0,3 (2 - о") (1,6Т" - 0,5) Ср/Нр

е. = 1 — e~kpS ф

А = Аггп + 6злЦзл + х

55 900 ”ЗЛ “3

Примечание. Обозначения: т—коэффициент усреднения, равный при сжигании жидких топлив 0,55, газа 0,1; S—эффективная толщина излучающего слоя, м; гщо. rn««r^Qj+ гц2о—объемная доля водяных паров и трехатомных газов; о^—коэффициент избытка воздуха; Т^—температура газов в конце топки; СР, HP—содержание углерода и водорода в топливе, %; р—давление, МПа; dM—диаметр золовых частиц, в среднем равный при размоле угля в ШБМ 13 мкм, в СМ и ММ 16 мкм (для торфа 24 мкм).

ВидповерхностиВидповерхностиГладкотрубный пучокШирмоваяВоздухоподогреватель трубчатыйТопкаГладкотрубный пучокШирмоваяВоздухоподогреватель трубчатыйТопкания горелокния горелокА,А,X niBihril>iBi 'X niBihril>iBi '(1.52)(1.52)

Видповерхности

Видповерхности

Гладкотрубный пучок

Ширмовая

Воздухоподогреватель трубчатый

Топка

Гладкотрубный пучок

Ширмовая

Воздухоподогреватель трубчатый

Топка

ния горелок

ния горелок

А,

А,

X niBihril>iBi '

X niBihril>iBi '

(1.52)

(1.52)

Таблица 1.39. Эффективнаятолщина излучающего слоя S, м

Расчетная формула

S=0,9d— - 1)

X d* к )

с- I-8 . 1/Л + 1/В + 1/С

S = 0,9dBH

Примечание, Обозначения: Ут— объем топки, м3; FCT—площадь поверхности стен топки, м3; d и dBH —наружный и внутренний диаметры, м; S] и S3 —поперечный и продольный шаги пучка, м; Л, В> С—соответственно высота, ширина и глубина единичной камеры, образованной двумя соседними ширмами, м.

где л, — количество горелок; Bi — расход топлива через горелку, кг/с; hri — высота расположения горелок i-го яруса (i = = 1, 2,3), м.

Поправкой Дх учитывается несовпадение области максимальных температур с уровнем горелок. Для фронтальной и встречной компоновок горелок Дх = 0,1 для котлов D < 420 т/ч и Дх = 0,05 при D > 420 т/ч.

При получении значения Я > 0,5 в формулу (1.51) подставляется М = 0,5.

Коэффициент теплового излучения экранов топки

Т 8ф + (1 — 8ф) фср ‘

Формулы для расчета коэффициента теплового излучения факела приведены в табл. 1.38. Значение эффективной толщины излучающего слоя S определяется по табл. 1.39. Объемные доли водяных паров Гц2о и трехатомных газов rRO1 — см. кн. 2, § 2.2.

Концентрация золы в газах при сжигании твердого топлива

^зл ”■ °унАР/(100бг),

где Ар — зольность топлива, %;Gr = l — Ар

—100 + 1>О161РовсУ° — массадымовых

газов, кг/кг; здесь рОп = 1,285 — плотность воздуха, кг/м3; коэффициент О,О161ров учитывает объем водяных паров, вносимый теоретически необходимым количеством воздуха. Значение V0, м3/кг, определяется по составу топлива.

Полученная расчетом по (1.46) температура в конце топки должна гарантировать отсутствие шлакования последующих поверхностей нагрева и не превышать допускаемых значений, указанных в табл. 1.32.

Для топлив, не представленных в табл. 1.32, о" принимают равной температуре начала деформации золы /1.

Наличие в верхней части топки ширм позволяет увеличить ■в,т до значений, указанных в табл. 1.32.

При выполнении поверочного расчета необходима оценка надежности работы топки по тепловым напряжениям сечения и объема топки с последующим сравнением полученных значений с допускаемыми (см. табл. 1.22, 1.23, 1.25).

При расхождении в сторону увеличения полученных и допускаемых значений 0Т, Чр* Чу* Чл. г конструктивными средствами, направляемыми на улучшение работы котла, могут являться изменение существующей компоновки горелок, переход на сжигание топлива в горелках иной конструкции, установка ширмовых поверхностей нагрева, если их не было ранее, и др.

Общее количество теплоты, переданное экраном при сжигании 1 кг топлива в топке, кДж/кг,

Qfl = q>T(QT-^"),(1.54)

где фт = Цк/ОЗк + 4s) — коэффициент, учитывающий долю теплоты, переданной газами поверхностям нагрева.

Теплота Qat, воспринимаемая отдельными участками экранов топки, ширмами или фестоном, потолочным и настенным (если он имеется) пароперегревателями, определяется по уравнению

Вр0л

Q«i = 1I\t^--F^p(1-55)

где тр — коэффициент неравномерности передачи теплоты по высоте топки (рис. 1.40); ^ (Г,ф;) — общая площадь лучевоспринимающей поверхности топки, м2; Fjtpi — площадь лучевоспринимающей поверхности рассчитываемого участка, м2.

Приращение энтальпии рабочей среды, кДж/кг,

^Ч-^ВрРг (1-56)

Средняя плотность лучистого потока теплоты в топке, кВт/м2,

Чл ” BpQn/F ст-(1-57)

Рис. 1.40. Коэффициент неравномерности передачи теплоты по высоте топки:а — газ, мазут; б —топки с ЖШУ; в — топки с ТШУ: / — АШ; 2— бурые, каменные угли; г — камера охлаждения двухкамерных топокРис. 1.40. Коэффициент неравномерности передачи теплоты по высоте топки:а — газ, мазут; б —топки с ЖШУ; в — топки с ТШУ: / — АШ; 2— бурые, каменные угли; г — камера охлаждения двухкамерных топокСпецифика конструкторского расчета топки состоит в определении по принятой температуре б" (см. табл. 1.32) площади поверхности стен топочной камеры и выборе габаритов топочной камеры (глубины, ширины, высоты):

Рис. 1.40. Коэффициент неравномерности передачи теплоты по высоте топки:

а — газ, мазут; б —топки с ЖШУ; в — топки с ТШУ: / — АШ; 2— бурые, каменные угли; г — камера охлаждения двухкамерных топок

Рис. 1.40. Коэффициент неравномерности передачи теплоты по высоте топки:

а — газ, мазут; б —топки с ЖШУ; в — топки с ТШУ: / — АШ; 2— бурые, каменные угли; г — камера охлаждения двухкамерных топок

F - М^-р

"5,67-10-"Л1етфсрГ;тЗ

XX(1.58)(1.58)Расчет по (1.58) требует знания толщины излучающего слоя и значения хг, которые являются неизвестными вследствие неопределенности значений объема топки VT и ее высоты Нт.

X

X

(1.58)

(1.58)

В качестве первого приближения объем топки,, м3, можно определить по фор

мулемуле700700о:о:т. мин,т. мин,(1.59)(1.59)где Ут. ми* — минимально допустимый объем топки, определяемый по формуле (1.31) и табл. 1.22 и 1.25.

муле

муле

700

700

о:

о:

т. мин,

т. мин,

(1.59)

(1.59)

Используя рекомендации по конструктивному оформлению топки (см. п. 1.4.2) и размещению горелок (см. табл. 1.24), проводят оценку Дт, йг и определяют по рис. 1.39 площадь FCT. Расхождение между полученным значением FCT и рассчитанным по (1.58) не должно превышать ±2 %.

Расчет двухкамерных топок и методика позонного расчета однокамерных и по

луоткрытых топок подробно изложены в [21, 28].

РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНАВ ПОВЕРХНОСТЯХ НАГРЕВА

Уравнения теплового баланса по газам, восприятия теплоты обогреваемой средой и теплообмена для i-й поверхности составляются на 1 кг расчетного топлива Вр (табл. 1.40). В поверочном расчете энтальпии рабочего тела и газа известны лишь на одном конце поверхности (//', h' или Н", h"). Задаваясь одним значением неизвестной температуры или энтальпии рабочего тела (й' или й"), из условия Qei = Qi находят (табл. 1.40) значение Н' (или Н"). Определяя затем по полученным параметрам газа и рабочего вещества температурный напор kt (см. кн. 2, разд. 3) и коэффициент теплопередачи к, находят значение QTz. Если предварительно принятое количество теплоты Qm отличается от значения QTi не более чем на 2 %, расчет поверхности считается законченным. При невыполнении указанного условия расчет повторяется. Если во втором приближении температура по газам отличается от первого не более чем на 50 °C, значение коэффициента теплопередачи к не уточняется.

В конструкторском расчете искомым значением является площадь поверхности нагрева F. Значения энтальпий газов находят из условия Qei = Qi. Значения й" и h' выбирают на основании рекомендаций п. 1.5.1. Рекомендации по конструкции поверхностей нагрева, скоростям газов и рабочего тела приведены в п. 1.21, 1.22, табл. 1.49, 1.50. При расчете ширмы теплота, переданная излучением из топки и воспринимаемая ширмой, кДж/кг, определяется по формуле

Рис. 1.41. Коэффициент взаимного теплообмена между ширмой и топкой: 1 — твердое топливо; 2 — мазут; 3 — газРис. 1.41. Коэффициент взаимного теплообмена между ширмой и топкой: 1 — твердое топливо; 2 — мазут; 3 — газОл. ш = Р0л. вх Qa. вых. (1.60) где Р — коэффициент, учитывающий взаимный теплообмен между топкой и ширмами (рис. 1.41); Ол. .х — теплота излучения на

Рис. 1.41. Коэффициент взаимного теплообмена между ширмой и топкой: 1 — твердое топливо; 2 — мазут; 3 — газ

Рис. 1.41. Коэффициент взаимного теплообмена между ширмой и топкой: 1 — твердое топливо; 2 — мазут; 3 — газ

Таблица 1.40. Уравнения расчета конвективных поверхностей нагрева

Уравнение

Поверхность нагрева

Формула■

Теплового баланса по газам

Восприятия теплоты обогреваемой средой

Все поверхности

Пароперегреватели высокого и сверхкритического давления

6б( = ф(^-^' + ДаЯ0пр)

9пе = -^(С-^е):

Qne = "^(Ane-Ane)-Qn.ne;

Qne = ^ (С - <е + ДАппто) “ Од. пе

Промежуточный перегреватель

п_ ^пром Z.H _ ./\

*<пром5р V Иром лпром^

Экономайзер

Q^^^-h'^

Воздухоподогреватель

<?вп = (Рср + Ррц)«--Ув)

Теплопередачи

Все поверхности нагрева

103Др

Примечание. В формулах приняты обозначения: я' и я"—энтальпии газов или воздуха до и после поверхности нагрева, кДж/кг; Да—присос холодного воздуха; Я® —энтальпия холодного воздуха, кДж/кг; для всех поверхностей нагрева, кроме воздухоподогревателя, она находится по температуре холодного воздуха (=30 °C; для воздухоподогревателя ^р вычисляется по средней температуре воздуха <=0,5(i"n+i'n); h и /Г—энтальпии пара н воды на входе-выходе поверхности нагрева, кДж/кг; А^ППТО—количество теплоты, отбираемое от перегретого пара при регулировании температуры перегрева или в выносном паро-паровом теплообменнике, кДж/кг; 9Л пе—теплота, полученная поверхностью за счет излучения из топки; ₽ср=ат—Дат +Давп/2—Дапл; Ррц—доля рециркуляции горячего воздуха в воздухоподогревателе; 6 — коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-К); Д(— температурный напор, °C; F—расчетная площадь поверхности нагрева, м1. .

входе, находится по (1.55):

Qn. вых = Qn. вх (1 е) Фш +

5,67«10-11eF выхГ4|п

Ч л-вых Ьп .(1.61)

Ор

Здесь в — коэффициент теплового излучения газов в ширмах, определяемый по табл. 1.38, 1.39; Фш = '^(^1)2+ 1 — USt — угловой коэффициент с входного на выходное сечение ширмы (Si — поперечный шаг ширм, м; / — длина ширмы по ходу газов); Рл. вых — площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева, находящейся за ширмами, м2; Т — средняя температура газов, К; |п — поправочный коэффициент, зависящий от рода топлива (для углей, мазута |п = 0,5, для сланцев 0,2, для газов 0,7).

При наличии в области ширм прилегающих поверхностей нагрева (экраны, потолочный пароперегреватель) теплота излучения Q„. ш в первом приближении распределяется между ними пропорционально площади их поверхности.

Для расчета поверхностей нагрева фестонов и котельных пучков используют уравнения теплового баланса по газам и теплопередачи.

При числе рядов пучка более пяти излучение, падающее на поверхность из топки, воспринимается ею полностью. Для числа рядов менее пяти расчет теплоты излучения, воспринятой поверхностью, определяется по (1.61). При расчете фестона, стоящего за ширмой,

Q». ф ~ П (1ф)”] Qn. ВЫХ. (1-62)

где п — число рядов фестона по ходу газов.

Для конвективного перегревателя, стоящего за ширмой и фестоном,

Qn. пе= Qл. вых Qn. ф» (1-63) за фестоном

Qn. пе = Qn. вх Qfl. ф- (1-64)

Значения углового коэффициента ф берут равными значению для одного ряда труб (см. рис. 1.38).

Таблица 1.41. Коэффициент теплопередачи в поверхностях нагрева котла Лр Вт/(м2-К)

РасположениеТопливоПоверхность нагрева

труб

Формула

Шахматное ТвердоеГладкотрубные, испа

рительные и конвективные: экономайзеры, выносные переходные зоны и пароперегреватели сверхкритического давления

Пароперегреватели вы- ского и среднего давления

Шахматное Мазут, газ Гладкотрубные пучки и коридорное

Коридорное Твердое, Испарительные пучки, мазут, газфестоны, переходные

выносные зоны и экономайзеры

Ширмы

1 + ^1

Ь°'

1 + (g + V«2) 01

т «I + а, h = фО;

к-_51

и-а + Олш/охЕ-и/а,)»,

Плавниковые экономайзеры

.Воздухоподогреватели:

к = Ф«пр

трубчатые

R = ёисп О| + О1

регенеративные (при 1,5 об/мин)

£ _ бисп

l/xpO! + 1/хва,

Примечание. хг и хв—доли сечений для прохода газов и воздуха; апр—приведенный коэффициент теплоотдачи с наружной стороны, ВтДм^К) (см. кн. 2, разд. 3); для ширм СКД 1/а1»0.

Коэффициент теплопередачи hi, Вт/(м2-К), поверхностей нагрева рассчитывается в соответствии с данными табл. 1.41. При записи формул для h учтены особенности теплообмена на поверхностях нагрева котла: пренебрежимо малое термическое сопротивление стенки при теплообмене между газом и воздухом, отсутствие при нормальной эксплуатации накипи на внутренней поверхности труб, незначительное термическое сопротивление при передаче теплоты от стенки к воде, а также к пару сверхкритического давления. Влияние наружного загрязнения труб золой на процесс теплопередачи учтено коэффициентом загрязнения g и коэффициентом тепловой эффективности ф, представляющим отношение коэффициентов теплопередачи загрязненных и чистых труб (табл. 1.42,1.43). Коэффициент использования g„Cn учитывает изменение восприятия теплоты поверхностью вследствие неравномерности ее омывания дымовыми газами (табл. 1.44). Для

ширм значение коэффициента использования принимается в зависимости от скорости газа:

Юг, м/с 2,22,63,03,4

gHCn 0,70,760,80,825

шг, м/с 3,8 4,2 4,65

gHCn 0,840,850,8550,855

Коэффициент загрязнения, м2-К/Вт, £ = САр^ + Д^ (L65)

где g0 — исходный коэффициент загрязнения (рис. 1.42).

Поправка на влияние диаметра труб Cd приведена на рис. 1.42, фракционного состава золы СфР принимается равной 1 для углей и сланцев и 0,7 для торфа. Значения поправки Ag, м2'К/Вт, на влияние температуры газов, поверхности нагрева и вида топлива даны в табл. 1.45.

Таблица 1.42. Коэффициент тепловой эффективности ф для фестонов, перегревателей и экономайзеров с коридорным расположением труб при сжигании мазута («т > 1,03) [28)

Поверхность нагрева

®г, м/с

Ф

Первые и вторые ступени экономайзеров и переходные зоныс

очисткой поверхностей нагрева дробью

4-12 12-20

0,7-0,65 0,65-0,6

Перегреватели, расположенные в конвективной шахте при очистке дробью, а также коридорные в горизонтальном газоходе без очистки, фестоны

4-12 12-20

0,65-0,6 ■ 0,6

Примечания: 1. Большее значение ф относится к меньшей скорости газа.

2. При сжигании газа О'<400 ®С, ф=0,9; при О*>400 ®С я|)«0.85.

Таблица 1.43. Коэффициент тепловой эффективности ф для фестонов, перегревателей и экономайзеров с коридорным расположением труб при сжигании твердых топлив [28]

Топливо

Ф

АШ и тощие угли

0,6

Каменные и бурые угли, кроме перечисленных ниже, промышленные продукты каменных углей

0,65

Подмосковный бурый уголь

0,7

Бурые угли Канско-Ачинского месторождения, фрезерный торф

0,6

Горючие сланцы (северо-западные, каширские)

0,5

Примечание. Значения ф для всех топлив, кроме подмосковного бурого угля, приведены при наличии очистки поверхности нагрева.

Т а б л и ц а 1.44. Коэффициент использования 6ИСЯ трубчатых и регенеративных воздухоподогревателей [28]

Топливо

Трубчатые воздухоподогреватели без промежуточных трубных ДОСОК 1

' Регенеративные воздухоподогреватели 2

Нижние ступени

Верхние ступени

АШ, фрезерный торф

0,80

0,75

При перетечке воздуха Аа = 0,2 -г

0,25; ^исп = 0,8

Мазут1

0,80

0,85

Остальные топлива

0,85

0.85

При перетечке воздуха Аа = 0,15; бисп “ 0,9

• При наличии промежуточных трубных досок между отдельными ходами воздуха коэффициент 5ИСП уменьшается на 0,1 при одной доске и на 0,15 при двух досках.

* При сжигании мазута а >1,03 и t <60 °C тг. в

коэффициент | уменьшается на 0,1.

Коэффициенты теплоотдачи от газа к стенке аь конвекцией а, и излучением ал приведены в табл. 1.46 и 1.47.

Влияние на процесс теплопередачи числа ■рядов труб г параметров геометрической компоновки пучка Si/d, Sa/d, средних температур газа Т и стенки труб Гст, относительной длины трубы l/d учитывается введением поправочных коэффициентов С», С,, Ct и Cd (табл. 1.46).■

При поперечном омывании коридорных пучков и ширм

Cz = 0,91 + 0,0125 (z2 — 2) при z2 < 10;

Cz = 1при z2 ^ 10;

С$ = [1 + (ISxId - 3) (1 - O-SS^dyr2.

При S2/d > 2, а также при S,/d < < 1,5 С, = 1, при S2/d < 2 и S,/d > 3 в формулу для С, следует подставить Sx/d = 3.

При поперечном омывании шахматных пучков

Cz = здгг^05 - 2,5 при z2 < 10 и Sx/d < 3,0;

Сг = 4z2’02 — 3,2 при z2 < 10 и Sx[d "> 3;

С2 = 1,0 при z2 > 10.

Таблица 1.45. Поправки Д£ к коэффициенту загрязнения, м2-К/Вт [28]

Поверхность

Топлива, дающие сыпучие отложения (в ТОМ числе АШ) при Гун20%)

Антрацитовый штыб

Угли Канско- Ачинского бассейна и горючие сланцы при наличии очистки, фрезерный торф без очистки

с очисткой дробью

без очистки

Первые ступени экономайзеров, а также одноступенчатые экономайзеры и другие поверхности нагрева при ^' =5 400 °C

0

0

0,0017

0

Вторые ступени экономайзеров, одноступенчатые экономайзеры при '0*z > 400 °C и переходные зоны прямоточных котлов

0,0017

0,0017

0,0043

0,0026

Шахматные пучки перегревателей

0,0026

0,0026

0,0043

0,0035

Примечание. Гун—содержание горючего в уносе, %.

Таблица 1.46. Расчетные зависимости коэффициентов о;, Вт/(м2-К)

Поверхность нагрева

Рабочая среда

Вид омывания средой

Расположение труб

Расчетная формула

Змеевиковые поверхности

Газы

—

—

Я; = £исп («к + Ял)

Ширмовые поверх-

>

—

ности

°* — бисп^Ск I 25гф 1 «л)

Гладкотрубные пучки

Газы или воздух

Поперечный

Коридорное

ак-О^СА^^)0'65 РГ0'33

То же

Шахматное

-к-СА^(^.)МРг«

Газы, пар, вода, воздух

Продольный

То же

ак = 0,023X «эк \ v /

х Pr°'4CtC,Cd

Плавниковые пучки

Газы

Поперечный

>

Вращающийся регенеративный воздухоподогреватель

Газы, воздух

Продольный

»

х PrMCtCl

Примечание. Л—коэффициент, зависящий от типа набивки; для набивки из волнистых и ди- станционирующих листов Л=0.027, из гладких и дистанционирующих Л™0,021; Рг—число Прандтля.

Рис. 1.42. Коэффициент загрязнения:

а — пучков труб с поперечными ребрами; б — шахматных пучков; в — поправка на диаметр труб; г —коэффициент загрязнения ширмовых пароперегревателей: / — нешлакующее топливо; 2 — умеренно шлакующее топливо с очисткой; 3 — умеренно шлакующее топливо без очистки и сильно шлакующее (типа фрезерного торфа) с очисткой; 4— горючие сланцы Северо-Западного месторождения;

д — коэффициент использования ширмы

Поправочный коэффициент Cs рассчитывается по параметру

° Vo^s^TTTs^H-i'

где подкоренные выражения в знаменателе представляют собой средний относительный шаг труб:

С„ = 0,34ф®д при 0,1 < фа < 1,7;

Cs = 0,275<p°5 при 1,7<фа<4,5 и Sx/d<3;

Cs = 0,34фд1 при 1,7 < ф0<4,5 и SxJd>3.

Поправочный коэффициент Ct = = (Г/Гст)0,6 для дымовых газов и воздуха при продольном омывании вводится только при их нагревании. При охлаждении газов и воздуха и течении по трубам пара и воды Ct = 1.

Поправка на относительную длину трубы Ct вводится для труб с l/d < 50 [28]. Практически для всех случаев в котле, за исключением фестона, Ct = 1,0.

Коэффициент Са характерен только для кольцевых каналов при одностороннем обогреве [5]. Для двустороннего обогрева и поверхностей нагрева котла Cd = 1.

Таблица 1.47. Коэффициент теплоотдачи излучением ал, Вт/(м2-К)

Состояние излучающей среды

Расчетная формула

Запыленный эоловой поток

ал = 5,67 - КГ8 -^1 еГ3 1^ЫХ-

Газовый поток (при отсутствии золы)

,Г. . , ( Т \0,25 / /об \0,07-1

Излучение потока с учетом излучения газовых камер

°л —ал[! + Л1 ( юоо )() J

Примечание. Обозначения: е3—коэффициент теплового излучения загрязненных стенок(83 — —0,8); Г3—температура загрязненной наружной поверхности. К; Л, —коэффициент, равный 0,3 при сжигании газа и мазута, 0,4 при сжигании каменных углей и АШ, 0,5 при сжигании бурых углей, горючих сланцев и фрезерного торфа; (п и 1^—глубина (по ходу газов) рассчитываемого пучка и газового объема, м.

Таблица 1.48. Температура наружных загрязнений труб f3, °C

Топливо

Поверхность нагрева

Формула

Твердое и

Ширмовые поверхности, кон-

<з-/ср + ^ 1р

f3 = fCp + 80

<э = fcp + 60

fs = fcp + 25

f3 = fcp + 25

жидкое

Газообразное

вективные пучки пароперегревателей и настенные поверхности Фестоны

Одноступенчатые экономайзеры при 6' > 400 °C, вторые ступени экономайзеров при шахматном и коридорном расположений труб

Первые ступени экономайзеров и одноступенчатые экономайзеры при О' eg 400 °C при шахматном и коридорном расположении труб

Все поверхности нагрева котла

Все виды топлива

Вторые ступени воздухоподогревателей

f3 = 0,5 (6Cp + ^cp)

Примечание. В формулах приняты следующие обозначения: 0ср и fcp—средние значения температуры потока газов и рабочей среды, °C; Qg и 0д—тепловосприятие поверхности, определяемое по уравнению баланса теплоты, кДж/кг; 6—коэффициент загрязнения, м^-К/Вт; ад—коэффициент теплоотдачи со стороны рабочей среды, Вт/(м1-К); F—площадь поверхности, м*.

Значения кинематической вязкости v, м2/с, теплопроводности X, Вт/(м-К), числа Прандтля Рг определяются при средней температуре (см. кн. 2, разд. 3).

Коэффициенты теплоотдачи Og, Вт/(м2-К), от стенки к рабочему веществу (пару, воде, газам, воздуху) также могут быть рассчитаны по формулам табл. 1.46. Например, для воздухоподогревателя значение ак для газов берется по пятой, а «г — по третьей формуле табл. 1.46.

При расчете коэффициентов теплоотдачи излучением ал значения коэффициентов излучения потока газов е определяются при средней температуре потока Т, К, по формулам табл. 1.38. Для светящегося пламени е = есв, для несветящегося е=ег. Толщина излучающего слоя принимается по табл. 1.39.

Входящее в расчетные соотношений для ал значение температуры загрязнения наружной стенки труб Тв рассчитывается по формулам табл. 1.48.

Излучение газовых объемов, расположенных перед конвективными пучками или' между ними, учитывается приближенно путем увеличения расчетного коэффициента теплоотдачи излучением (см. формулу для а' в табл. 1.48).

Скорости газа, воздуха, воды и пара. Скорость газа и воздуха, м/с, определяется

по формулам

ВРУГ 273+6

°’г = —Jr 273 ’ВрУ° 273 + f®в = —^273“ ₽с₽’

(1.66)

(1.67)

где Уг и V0 — соответственно объем газа на 1 кг топлива, рассчитываемый по среднему избытку воздуха в газоходе, и теоретически необходимый объем для сгорания воздуха (определяется при давлении 0,1013 МПа и 0°C), м3/кг; fr и fB — площади сечения по газу и воздуху, м2; О, f— средние температуры газа и воздуха, °C;

Рср = ®г “ ДЯт ДПпл Ч2—"

Средний избыток воздуха

аср = М

Да,

где а< — избыток воздуха перед i-й поверхностью; Да; — присосы воздуха в f-ю поверхность (см. табл. 1.35).

Площадь живого сечения для поперечно омываемых гяадкотрубных пучков, м2,

f = ab-ZilTd,(1.68)

где а и 6 — размеры газохода в расчетном сечении, м; zt — число труб в ряду; d и

/т — диаметр и длина труб, м (при изогнутых трубах за ZT принимается проекция труб на плоскость, в которой определяется скорость). Площадь проходного сечения при продольном омывании и течении среды внутри труб, м2,

/=TZd=H-(L69)

при течении между трубами ’ ad?

f = ab-z^-,(1.70)

где г — число труб в пучке.

При различных площадях входного /' и выходного f" сечений "

. Г=2ГГКГ + Н.

Площадь живого сечения для прохода газа и воздуха в регенеративных воздухоподогревателях (РВВ), м2,

/=ТПвн^р^РВВ. (1-71)

где Ов„ — внутренний диаметр ротора, м; х — часть общего сечения, омываемая/Га- зами (х = хг) или воздухом (х^х,); Кр — коэффициент, учитывающий загромождение площади сечения ротора ступицей и перегородками; КЛ — коэффициент, ^учитывающий загромождение ротора листами; Дрвв — число воздухоподогревателей. \.

Зависимости К» от DBH и Кл от толщи* ны . листа дл и эквивалентного диаметра набивки d1K, мм, определяются по следующим данным:

DBK, м...3,556,589,511

Кр ....0,860,8870,910,0220,3310,934

<<эк. мм . . 9,6 7,89,8

4п> мм...0,630,631,2

Кя -•..0,890,860,81

Количество воздухоподогревателей при конструировании нового котла принимается равным: при D ^ 88,9 кг/с Zpbb = 2; при 116,7 < D < 177,8 кг/с 2рвв = 3 4-4; при D > 177,8 кг/с Zpbb = 4.

При выполнении расчета следует обратить внимание на то, чтобы полученные значения скоростей газов wr во избежание абразивного износа золой труб были не больше значений, приведенных в табл. 1.49. Минимальное значение скорости wr по условиям отсутствия заноса золой поверхностей нагрева должно составлять не менее 50 % рекомендованного для расчета.

Значения рщ должны находиться в пределах, указанных в табл. 1.50. Повышение верхнего предела может привести к увеличению гидравлического сопротивления, а уменьшение — к опасности пережога труб из-за недостаточного их охлаждения. В экономайзере кипящего типа нижний

Таблица 1.49. Предельно допустимые скорости газов wr , м/с, на входе в первый пакет конвективной шахты [28]

Топливо

Относительный продольный шаг

Sj/d—2.5

$i/d=4

Подмосковный

бурый

8,8

7,8

уголь Антрацит Донецкий

каменный

11,5 . 12,0

10,8

10,5

уголь Челябинский

бурый

10,0

9,0

уголь Экибастузский

камея-

7,0

6,0

ный уголь Кизеловский

каменный

10,5

9,5

уголь

Таблица 1.50. Рекомендуемые значения массовой скорости рю рабочего тела [5]

Поверхность нагрева

рш, кг/(м2-с)

Конвективный экономайзер:

некипящий

500-600

КИПЯЩИЙ

800

Конвективный промежуточный

250-350

пароперегреватель

Нижняя радиационная часть котла СКД при сжигании:

мазута

2500-2800

твердого топлива

2000-2200

, газа■

1500-1800

Верхняя радиационная часть котла СКД при сжигании:

твердого топлива

1500-1800

мазута

1000-1500

газа .

1000

Ширмы

1400-1500

Пароперегреватель СКД

1500-1600

Перегреватель высокого давления:

900—1000

конвективный

ширмовый

800-1100

радиационный

1000-1500

Примечания. I. При использовании рециркуляции рабочей среды скорость может быть уменьшена на 25 %.

Бблыцие значения скоростей выбираются для пакетов с температурой стенки, близкой к предельной.

Выбор массовых скоростей в отдельных поверхностях нагрева производится по условиям надежной работы металла труб. При этом расчет проводится из условия работы котла при максимальной я минимальной нагрузках с учетом возможного (нормативного) отклонения его от номинального режима работы.

*ст. мяв*ст. мявОЗа^ + а&„ _0,9ба£ + а®ОЗа^ + а&„ _0,9ба£ + а®(1.78)(1.78)/ст. МИН в/ст. МИН вхга^" + хва^„Мк + хаа=хга^" + хва^„Мк + хаа=(1.79)(1.79)

*ст. мяв

*ст. мяв

ОЗа^ + а&„ _0,9ба£ + а®

ОЗа^ + а&„ _0,9ба£ + а®

(1.78)

(1.78)

/ст. МИН в

/ст. МИН в

хга^" + хва^„Мк + хаа=

хга^" + хва^„Мк + хаа=

(1.79)

(1.79)

предел pw определяется условиями отсутствия внутренней коррозии.

При конструктивном расчете значениями wr и ри> задаются (табл. 1.49 и 1.50). Искомыми значениями в этом случае являются площади проходных сечений для указанных сред. Задаваясь диаметрами труб и шагами их размещения (см. § 1.24), находят число труб z [(1.69) или (1.70)] и число труб в ряду (1.68).

Количество параллельно подключенных ниток труб определяют по формуле (1.3).

Для пароперегревателей, расположенных в соединительном газоходе котла, 1Т равно средней высоте газохода. При расположении поверхности нагрева (пароперегреватель, переходная зона, экономайзер) в опускном газоходе и размещении труб параллельно фронту котла U = а = ат. Для компоновки с расположением труб перпендикулярно фронту котла 1Т=Ь [см. (1.68)].

Скорость воздуха wB в трубчатом воздухоподогревателе, м/с, принимается равной (0,4—0,6) щг, а скорость газа шг = = 11 ±2 м/с. В РВВ щг = 9ч-10 м/с, a tyB = 6 Ч- 9 м/с. При принятом числе РВВ его внутренний диаметр и значение х подбирают таким образом, чтобы удовлетворить требованиям по значениям шг и wB.

Определение площадей поверхности нагрева, м2, проводят по ее характеристикам: змеевиковая трубчатая поверхность

F = nd S (Z, z)f; (1.72) мембранная цельносварная поверхность

F = [nd - 26 + 26Пр] 2 (Zz); (1.73) F = [nd - 26 + 4&Пл1 2 (Zz); (1.74) площадь поверхности регенеративного воздухоподогревателя

F = ndcpSZz;(1.75)

площадь поверхности регенеративного воздухоподогревателя

* А = 0,95-у Z^H^CA, (1.76)

где d и dBH — наружный и средний диамет- [>ы трубы, м; г — число змеевиков или труб см. (1.69), (1.70)]; / — длина трубы или змеевика, м; 0,95 — коэффициент степени заполнения ротора листами поверхности нагрева; 6пр, Ьм — размеры металлической проставки и плавника, м; С— удельная площадь поверхности 1 м3 набивки ротора, м2/м3; h — высота Набивки, м; остальные обозначения аналогичны (1.71).

Зависимость С от толщины листа набивки и эквивалентного диаметра dBK следующая:

d9K, мм .....9,67,89,8

С. м2/м3 . . . . . 365440325

6Л, мм . . . . . .0,630,631,2

При выполнении поверочного расчета может оказаться, что имеющаяся площадь поверхности перегревателя не обеспечивает необходимой температуры нагрева. В этом случае площадь поверхности следует уменьшить (или увеличить) за счет изменения числа петель пароперегревателя при сохранении значения Дйрвг = 45 ч- 63 кДж/кг.

В экономайзере энтальпии воды на выходе й" должны находиться в пределах рекомендованных значений (см. табл. 1.30).

В воздухоподогревателе во избежание низкотемпературной коррозии минимальная температура стенки металла /ст. мин должна превышать /Р + 10, где /р — температура точки росы, °C:

гоо^зР?

<Р-<коМ + - 'лрР . (1.77)1 23^" "°

Здесь /ком — температура конденсации водяных паров, °C; ЗРр, ДРр — приведенные сернистость и зольность топлива, % • кг/МДж; аун — доля золы в уносе.

Для трубчатого воздухоподогревателя

для регенеративного

где а£ и а® — коэффициенты теплоотдачи со стороны соответственно газа и воздуха, Вт/(м2-К) (табл. 1.46); й", ZBn —температуры воздуха на входе и газов на выходе из воздухоподогревателя, °C; х» и хг — доли сечения для прохода воздуха и газа.

I.5.S. аэродинамический расчет котла

Целью аэродинамического расчета является выбор тягодутьевых машин на основе определения производительности тяговой и дутьевой систем и перепада полных давлений в газовом и воздушном трактах.

В котлах с уравновешенной тягой раздельно рассчитываются перепады давлений в воздушном тракте от места забора воздуха из окружающей атмосферы до входа воздуха в топку и в газовом тракте от топки до выхода газов из дымовой трубы. Основная часть воздушного тракта от вентилятора до входа в топку находится Под давлением, а газовый .тракт —под разрежением. В топке поддерживается давление, близкое к атмосферному.

В котлах с наддувом весь газовоздушный тракт рассчитывается совместно; от вентилятора до дымовой трубы он находится под давлением.

Подача дутьевого вентилятора, м3/с

Рдв^р^ (°т Дат ^°пл+^авп) 273 "

Объемный расход газов перед дымососом, м8/с

Гд = ВрМ + (ад-1)У0]^^,

где В,— расчетный расход топлива, кг/с; У°— теоретическое количество воздуха (при давлении 0,1013 МПа и 0°С), необходимое для сгорания 1 кг топлива, м3/кг; V® — теоретический объем продуктов сгорания (при давлении 0,1013 МПа и 0°С) на 1 кг топлива при избытке воздуха а = 1, м3/кг; ат и ад — соответственно избытки воздуха в топке и перед дымососом; Дат и Дапл— соответственно присосы воздуха в топке и в системе пылеприготовления; Давп — перетечки воздуха в воздухоподогревателе; tx в, Од — соответственно температура холодного воздуха и газов у дымососа, °C.

Перепад полных давлений по газовому тракту при уравновешенной тяге, Па,

Дрп = ДР 1>29з ~ ^ дРс + Рт >

где Др — суммарное сопротивление без поправки на сжимаемость на участке «топка — выход» из дымовой трубы, Па; У Дрс — суммарная самотяга газового тракта, включая дымовую трубу, Па; р" — разрежение иа выходе, из топки, обычно принимается р" = 20 Па.

Перепад полных давлений в воздушном тракте, Па

Дрц == Др — Рс — Р^«

где Др — суммарное сопротивление на участке забора воздуха и выхода из горелки, Па; рс — суммарная самотяга воздушного тракта, Па; p'T=p" + pgb' — разрежение в топке на уровне ввода воздуха, Па; 6' — разность отметок между выходом газа из топки и вводом воздуха в топку, м.

Самотяга при температуре наружного воздуха 20 °C на любом участке тазовоздушного тракта, включая дымовую трубу, Па,

Дрс = ± 6(рв~ P)g,

где b — разность высот концов рассчитываемого участка, м; р—средняя по высоте участка плотность среды, кг/м3!

При движении потока вверх значение Дрс берется со знаком плюс, при движении вниз — со знаком минус. При работе с наддувом перепад полных давлений во всем тракте, воздушном и газовом,

ДРп = (Др Рс)возд + (Др — Рс)газ ~ 0,956'.

Индексы «возд» и «газ» относятся к воздушной и газовой частям тракта.

Все сопротйвления Др при выполнении расчета разделяют на следующие:

трения — возникает при движении потока вдоль поверхностей, в том числе при продольном омывании пучков труб;

местные — вызываются резкими изменениями конфигурации . канала или направления движения потока канала, в том числе поперечно омываемых трубных пучков;

самотяги и ускорения.

Значения указанных выше сопротивлений определяют по зависимостям, приведенным в [2].

Расчетная подача тягодутьевой машины, м3/с,

QP = PiK/z.

Расчетное давление тягодутьевой машины, Па,

Рр” Ра ДРп»

где V — расход газов или воздуха, м3/с; Дрп— перепад полных давлений, Па; z— число тягодутьевых машин на котле; Pi и Рг — коэффициенты запаса по подаче и давлению, принимаемые соответственно равными 1,10 и 1,20.

Для определения соответствия тягодутьевой машины Требуемым значениям р, и Qp необходимо привести значение рр к плотности среды, для которой заводом- изготовителем дается характеристика машины. Для этой цели можно воспользоваться следующим выражением:

„пр .. Р _ Рр о Рр» Рзз@ t

где р — плотность среды проходящей через тягодутьевую машину, кг/м3; р31в— плотность воздуха, указанная в заводской характеристике, кг/м3.

Установленная мощность электродвигателей тягодутьевых машин, кВт,

^эл ” Рэ^эл ” РэQpPpQpPpКГ3,КГ3,где Рз — коэффициент запаса мощности электродвигателя, принимаемый равным 1,1; т)5 — эксплуатационный КПД тягодутьевой машины при расчетном режиме.

^эл ” Рэ

^эл ” Рэ

QpPp

QpPp

КГ3,

КГ3,

Как правило, на один котел устанавливают два вентилятора и два дымососа (в случае наддува — только два вентиля-

тора). Для мощных котлов (О >2500 т/ч) допускается установка трех-четырех машин. Для котлов производительностью 950 т/ч и более применяют осевые дымососы, а при производительности более 1500 т/ч —также и осевые вентиляторы. В остальных случаях устанавливаются высокоэкономичные радиальные (центробежные) тягодутьевые машины с сильно загнутыми крыловидными лопатками.

ГИДРОДИНАМИКАПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА

ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫЦИРКУЛЯЦИОННЫХ КОНТУРОВ

Основное требование надежности работы котлов — обеспечение условий, исключающих работу металла труб в нерасчетных температурных режимах. Для оценки отклонений тепловосприятий, расходов среды, гидравлических сопротивлений и т. п. в отдельных трубах от средних значений вводятся следующие величины:

коэффициент температурной развер- ки — отношение температуры среды на выходе 1®ых из разверенной трубы (т. е. трубы, находящейся в наиболее опасных температурных условиях работы) к средней температуре /®“х на выходе из элемента:

п = <вых/;ВЫХ."т / *ср •

коэффициент тепловой разведки— отношение приращения энтальпии среды в отдельной трубе, (витке) к среднему приращению ее в элементе:

Pq s= ^fltlДЛср»

коэффициент гидравлической развер- ки— отношение расходов среды в отдельной трубе £>т к среднему расходу в трубах элемента £)СР:

Рг ” DTjОср;

коэффициент неравномерности теп- ловосприятия в элементе — отношение среднего удельного тепловосприятия разверенной трубы qT к среднему удельному теп- лоВосприятию элемента qtv:

т\т = qT/qCp.

Значение цт меняется в пределах от ц“ин = = 0,25 до t)“aKC=l,5;

коэффициент гидравлической неравномерности — отношение полного коэффициента гидравлического сопротивления разверенной трубы 2ТР к полному среднему коэффициенту гидравлического сопротивления элемента zcp:

Яг —2тр/2ср»

коэффициент конструктивной нетож- дественности — отношение площади обогреваемой поверхности отдельной трубы Ftp к площади обогреваемой поверхности трубы элемента Fcp со средним обогревом:

Як. н = Fтр/Fcp.

Рт = Як. нЯт/Рч»Рт = Як. нЯт/Рч»(1.80)(1.80)Коэффициенты рт и я».«, а также рт и т|г связаны между собой соотношениями

Рт = Як. нЯт/Рч»

Рт = Як. нЯт/Рч»

(1.80)

(1.80)

Др™в-Др^в + ДрколДр™в-Др^в + Дркол. (1.81). (1.81)

Др™в-Др^в + Дркол

Др™в-Др^в + Дркол

. (1.81)

. (1.81)

где Дрвив и Др”™ — нивелирные перепады давления для разверенных труб и труб со средним обогревом, Ла (см. кн. 2, разд. 1); дркол — разность суммарных потерь давления в коллекторах между сечением присоединения разверенных труб и средним местом присоединения остальных труб со средним обогревом, Па; р и рср— средние плотности среды в разверенной трубе и в элементе, кг/м3; АРсРд = Дртр + S Дрм — потери давления в трубах со средним обогревом, Па; ДртР и 2Дрм — потери давления на трение и в местных сопротивлениях, Па (см. кн. 2, разд. 1).

В котлах с естественной циркуляцией в наиболее тяжелых температурных условиях работает металл слабо обогреваемых труб, а в котлах с принудительным движением — наиболее обогреваемых труб и труб с малым расходом среды, т. е когда (рш)т < (рш)ср. Повышение температуры металла в указанных трубах связано с нарушением нормального гидравлического режима в топочных экранах, а именно с возникновением таких явлений, как застой — медленное движение воды и пара, при котором имеет место застой отдельных паровых пузырей на некоторых участках обогреваемой трубы, опрокидывание — изменение направления движения воды в трубе, сопровождаемое ее запариванием из-за скопления поднимающегося вверх пара в медленно опускающей воде, образование свободного уровня — прекращение движения воды в трубе, выведенной в паровое пространство барабана, с медленным движением пара выше уровня воды в ней.

Для предотвращения появления застоя и опрокидывания, а также образования свободного уровня в трубах контуров с естественной циркуляцией необходимо, чтобы при всех нагрузках котла выполнялись

Рис. 1.43. Номограммы для проверки отсутствия застоя и опрокидывания циркуляции: а — в иеобогреваемых трубах; б — в обогреваемых трубах;

Рис. 1.43. Продолжениев — для проверки отсутствия опрокидывания циркуля-ции; г — гидравлическая поправка к приведенной ско-рости пара при опрокидывании

соответственно следующие условия:

$з/8Пол>1,1(1,2);(1.82)

8опр/8Пол^ 1,1 (1,2);(1.82а)

83 Арву

=- > 1,1 (1,2),(1.826) пол

где S3 = (бобфз + бпофз) (Р' — Р") 6 — давление при застое, Па; здесь 60б « ^по — соответственно высоты паросодержащих участков обогреваемой части трубы и ее части после обогрева, м; фз и ф3 — напорные паросодержания застоя среднее по трубе и на участке после обогрева, определяемые для наименее обогреваемой трубы по номограмме рис. 1.43, а и б, при 6ПО < О,1560б Фз = Фз? 8Пол —• полезное движущее давление, Па [(см. 1,93)]; 8опр = S”p (6 - 6П0) - давление опрокидывания на 1 м высоты трубы, Па/м (см. рис. 1.43, в); 6 — общая высота трубы, м; Дрв.у = g6 (1 — Фз) (р'— —р") — потеря давления на подъем смеси на высоту выше уровня воды в барабане бв. у, Па.

Значение 1,2 в соотношениях (1.82) принимается при отклонении условий ра

боты котла от расчетных или при наличии наклонных участков с общей высотой более 20 % обогреваемой высоты трубы.

Проверка на возможность образования свободного уровня делается только для труб, введенных в барабан и в выносные циклоны выше уровня воды. Для остальных труб контуров с естественной циркуляцией выполняется проверка на застой и опрокидывание.

Во всех случаях возможность образования свободного уровня, застоя и опрокидывания должна быть исключена. Достичь этого можно, например, снижением Скорости в опускных трубах контура путем увеличения их числа или диаметра.

Средняя приведенная скорость пара в трубе с наименьшим обогревом рассчитывается по формуле

®0 = ПтПк. н®оср - А®"6-где ®"ср — средняя приведенная скоростьпара в трубе со средним обогревом, м/с;AWq — уменьшение приведенной скоростипара вследствие аккумуляции теплоты на

1 м высоты трубы (определяется с помощью рис. 1.43, г).

В элементах котлов с принудительным движением при докритическом давлении производится проверка на опрокидывание и застой, а в элементах при сверхкритическом давлении — только на опрокидывание потока.

Застой и опрокидывание в элементе котла докритического давления с принудительным движением среды отсутствуют, если соблюдаются соответственно условия

ДРэл/АДз> 1.1 (1.2); (б^^ГГЗ^) > W

где Др»» = Дртр + ЗАрм + Дрнив + Друск -4- + Дркол — перепад давления в трубном элементе котла, Па; здесь ДрТр, SApu, Арни., Друск и Дркол — соответственно потери давления на трение, в местных сопротивлениях, нивелирная составляющая перепада давления, перепад давления вследствие ускорения потока и суммарное изменение статического давления в коллекторах, Па, определяемые по зависимостям, приведенным в кн. 2, разд. 1 и [5]; Дрэ = 6<?[р' — — ф3(р' — р")] — перепад давления при застое, Па.

Оценка возможности опрокидывания потока в топочных панелях с различной навивкой при СКД производится по их гидравлическим характеристикам (см. п. 1.6.3).

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЛАС ЕСТЕСТВЕННОЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ

Цели расчета — выбор оптимальной компоновки контуров котла, оценка надежности их работы и разработка мероприятий для повышения надежности. Как правило, расчет циркуляции выполняется для всех контуров котла.

При расчете определяются скорости воды, кратность циркуляции, запасы надежности по застою и опрокидыванию циркуляции.

Для расчета составляют эскизы (рис. 1.44) контуров и таблицы их конструктивных данных с указанием общей высоты контура 6, высот и длин участков bi. It, участков до и после обогрева 6Д. о, 6п. о и значений тепловосприятий обогреваемых труб. Последние определяются по данным теплового расчета (см. п. 1.5.3) путем распределения -радиационного и конвективного тепловосприятия между отдельными контурами.

Расчет контуров естественной циркуляции может выполняться графоаналитическим методом [5] либо на ЭВМ с использованием итерационного метода. В первом случае расчет ведется для нескольких (обычно трех) предварительно задаваемых

Рис. 1.44. Расчетная схема циркуляции в контуре барабанного котла

скоростей циркуляции (w0); для экранов, непосредственно введенных в барабан, скорость принимается в пределах w0 = 0,5 -т- 1,5 м/с; для экранов, имеющих верхние коллекторы «>о = 0,5 4- 1,0 м/с. Во втором случае в начале расчета следует задаться значением скорости циркуляции примерно 0,5 м/с и погрешностью ее определения (0,1 %). При этом изменение давлений целесообразно рассчитывать по направлению движения среды: вначале в опускной системе, а затем в подъемных трубах. Расчет сводится к определению значений следующих величин:

расхода воды в контуре, кг/с,

G = wop'F,

где р' — плотность воды на линии насыщения, кг/м3; F — площадь для прохода рабочей среды в подъемных трубах контура, м2;

тепловой мощности, необходимой для подогрева воды до точки закипания, кВт,

Qsk = ДАбС,

где ДАб — недогрев воды в барабане, кДж/кг.

При одноступенчатом испарении воды

ДАб — (А' — Аэк)/А,

где ASK — энтальпия воды на выходе из экономайзера, кДж/кг; А — кратность циркуляции, равная 5—12, кг/кг (меньшее значение соответствует давлению в барабане 18 МПа, большее 10 МПа). В чистых отсеках котлов со ступенчатым испарением

где G и О,, о — расходы воды в котле и чистом отсеке, кг/с;

подогрева воды в опускных трубах котла

АЛоп = QonfGoni

где Qon — тепловосприятие опускной системы, кДж/с; Gon — количество проходящей по опускным трубам воды, кг/с. При отсутствии обогрева ДАОП = 0.

Сопротивление труб опускной системы определяют для принятых значений ц>0 и соответствующих им значений скорости воды в опускных трубах wOn по формуле

Ароп = Ар™21 + А8НИВ,

где Дргид — гидравлическое сопротивление, Па (см. кн. 2, разд. 1); А8нав=фоп(р'— — р")6оПр —уменьшение давления столба среды в опускных трубах из-за сноса в них пара, Па.

Высота экономайзерной части труб до точки закипания, м2

Аэк — Ьц. о + 6] +

Абб ААОП ААСН 4* A (Aon — 6д. 0 —

। А] [АроП/(р'р)]} — QxlG BjIGA-A

(1.83) где ДАСН — подогрев воды в опускных трубах паром, снесенным в эти трубы, кДж/кг; B/ = (Q/A)/; / — номер участка (/=1, 2); А = ( pg • 10~6 кДж/кг, при ре =

= 12-5-18 МПа -д— « 40 кДж/(кг • МПа);

dp

Qi — тепловосприятие первого участка кДж/с.

Последовательность определения значения Аэк следующая. Вначале предполагая, что закипание произойдет в первом участке подъемных труб (/ = 1), рассчитывается значение Аэк. При этом в формуле (1.83) члены Ai и Qi/G опускаются, если АЭК>А1. Расчет ведется с учетом всех членов при / = 2.

Высота первого паросодержащего участка и высота паросодержащей части контура соответственно равны:

Апар 1 — Ад, о 4* А) Аэк; Апар — А Аэк-

Паропроизводительность первого участка, кг/ч

n Qf—G (ДАб — Аоп)

Количество пара на выходе из участка, в который поступает пароводяная смесь,

где D„ — количество пара на входе в рассчитываемый участок, кг/ч; Qi— тепловосприятие i-ro участка, кДж/ч.

В дальнейшем все расчеты для выделенных участков ведутся по среднему рас

ходу пара в участке:

0 = 0,5 (Он + Ок).

Средние приведенные скорости пара w", массовое паросодержание х, скорости смеси «>см, объемное и напорное паросодержание Р и <р. определяют по зависимостям, приведенным в кн. 2, разд. 1.

Движущий и полезный перепады давления, Па, для каждого выделенного участка рассчитывают по формулам

8 = Ад арф (р' Р") ?•

8пол — 8 АРпод»

(1.84)(1.84)где Апар — высота паросодержащей части участка, м; ф — среднее напорное паросодержание труб; Дрпод—сопротивление подъемных труб, Па.

(1.84)

(1.84)

Полезный движущий перепад давления всего контура, состоящего из нескольких (л) последовательно включенных участков, Па, определяется как сумма:

$пол = 2 ^пол i 4" 8ПОЛ. п- о, (1.85) Z-1

где 8„ол i — полезный перепад давления i участка, Па; 5ПЛо. п о — полезный перепад давления на участке после обогрева, Па.

Затем строят циркуляционные характеристики контура 8Лол — /(^о) и Ароп = = /(^о) (рис. 1.45), пересечение которых позволяет определить истинное значение скорости циркуляции а>0 и расхода воды. Гидравлические характеристики сложных контуров определяются в соответствии с рекомендациями [5].

После определения действительных перепадов давлений и средних расходов в отдельных контурах и их элементах производят проверку правильности предварительно принятого значения кратности циркуляции, а затем выполняют проверку надежности работы контура: по свободному уровню (для’ труб, выведенных в паровое пространство), застою и опрокидыванию циркуляции (для труб, выведенных в

Рис. 1.45. Графическое определение условий циркуляции в простом контуре

водяной объем барабана или коллектор); по допустимому температурному режиму обогреваемых труб; по надежности циркуляции при нестационарных режимах работы котла.

гидравлический расчетПРЯМОТОЧНОГО КОТЛА

Задачами расчета являются оценка надежности работы поверхностей нагрева, выбор их рациональной компоновки, определение потерь давления в котле.

Расчет выполняется для всех разнотипных контуров, при однотипных допускается расчет только находящихся в наихудших условиях по обогреву и конструктивным особенностям для номинальной и наименьшей, гарантированной заводом-изготовителем, нагрузок, а также для растопочных режимов. Для выполнения расчета необходимо располагать как компоновочными и конструктивными данными, так и значениями тепловосприятий всех элементов котла.

Потери давления в пароводяном тракте котла ^рк, Па, учитываемое при выборе питательного насоса, определяются для номинальной производительности котла по формуле

д₽к=Ед₽эл+Едрарм+ ДРохл + ДРр. п.к, где У, Дрэл> У Драрм> ДРохл и Дрр. п. к перепады давлений соответственно в элементах пароводяного тракта, арматуре, пароохладителях и регулирующем питательном клапане, Па, значения которых определяются рекомендациями [5].

При оценке устойчивости движения, определении гидравлических и температурных разверок, анализе повреждений труб в контуре (элементе) с принудительным движением среды строится его гидравлическая характеристика, представляющая собой зависимость перепада давления в нем от массовой скорости среды (рис. 1.46). Гидравлическая характеристика контура

определяется суммированием характеристик последовательно включенных в него элементов, перепад давления в которых при фиксированном значении массовой скорости равен:

дРэл = 2, ДРуч’

где Друч=Дрш+Дртр+Дрм+Дрнив+Друск— потеря давления на участке элемента, Па; л t 7 ^ V (Р™)2

Дрш = бо I -J— | -ч;потеря давления в дроссельных шайбах, Па; ^ — коэффициент сопротивления шайбы, определяемый по рекомендациям [5]; d и dm— диаметры трубы и отверстия дроссельной шайбы, м; р — плотность среды, кг/м3.

Деление элемента на участки осуществляется с учетом диаметра труб, положения их в пространстве, направления движения среды, тепловосприятий, агрегатного состояния среды и степени обогрева.

Движение в контуре (элементе) устойчиво, если его характеристика однозначна, т. е. каждому перепаду давления соответствует только один расход рабочей среды [рис. 1.46, а (/), рис. 1.46,6 (/)]. Если перепаду давления соответствуют два или более различных расходов, то гидравлическая характеристика неоднозначна (многозначна) (кривая 2 на рис. 1.46, а, б и кривые /, 2 на рис. 1.46, р), а движение среды в контуре (элементе) может быть неустойчивым. Вид гидравлической характеристики контура (элемента) зависит от соотношения нивелирных перепадов и гидравлических потерь давления. В прямоточных котлах с горизонтальной навивкой однозначность гидравлической характеристики может быть достигнута дросселированием (установкой дроссельных шайб в трубах) (рис. 1.46,а), а при использовании панелей с подъемно-опускным движением среды — соответствующей их компоновкой [5].

7,fЗона^ного- остазнача;7,fЗона^ного- остазнача;Рис. 1.46. Гидравлические характеристики экранов;Рис. 1.46. Гидравлические характеристики экранов;а — экран с горизонтальной навивкой: / — с шайбованием; 2 — без шайбования; б — панелей экра-нов с вертикальными подъемными (Ли опускными (2) трубами; в —панелей экранов из U-образ-ных (У) и П-Образных (2) труба — экран с горизонтальной навивкой: / — с шайбованием; 2 — без шайбования; б — панелей экра-нов с вертикальными подъемными (Ли опускными (2) трубами; в —панелей экранов из U-образ-ных (У) и П-Образных (2) трубПри многозначной характеристике элемента в зависимости от его типа возможны изменения направления движения среды в отдельных (разверенных) трубах, а также значительная разверка расходов, вслед-

7,

f

Зона

^ного- оста

знача

;

7,

f

Зона

^ного- оста

знача

;

Рис. 1.46. Гидравлические характеристики экранов;

Рис. 1.46. Гидравлические характеристики экранов;

а — экран с горизонтальной навивкой: / — с шайбованием; 2 — без шайбования; б — панелей экра-нов с вертикальными подъемными (Ли опускными (2) трубами; в —панелей экранов из U-образ-ных (У) и П-Образных (2) труб

а — экран с горизонтальной навивкой: / — с шайбованием; 2 — без шайбования; б — панелей экра-нов с вертикальными подъемными (Ли опускными (2) трубами; в —панелей экранов из U-образ-ных (У) и П-Образных (2) труб

ствие чего в трубах с малыми значениями массовых скоростей или с наибольшим приращением энтальпии рабочей среды может возникнуть неудовлетворительный температурный режим для работы металла. При оценке надежности работы этих труб вначале определяют истинные значения средних массовых скоростей и приращения энтальпии в них, а затем проверяют вероятность окалинообразования и удовлетворения условиям прочности металла труб. Значения истинных массовых скоростей могут быть найдены как путем построения гидравлических характеристик разверенных труб, так и использованием зависимостей (1.80) и (1.81).

Окалинообразование отсутствует, если

с Г tн 1

*ст истЗокал1

где /”т и [^ст]Окал ” температура металла стенки на внешней поверхности разверен- ной трубы и допускаемое значение температуры металла по условиям окалинообразования [5, 14] соответственно, °C.

Нормальная работа труб по условиям прочности обеспечивается при соблюдении условия

<расч / г# ]Напр‘ст [‘ст! ’

где <р®сч — температура металла стенки на -среднем радиусе трубы, °C; [1Ст]напр — допускаемое по условиям прочности и определяемое по номинальному допускаемому напряжению значение температуры [14], °C.

Изменения расхода топлива, давления, расхода и температуры питательной воды при работе котла могут приводить к возникновению общекотловой и межвитковой пульсациям. Первая характеризуется колебаниями расхода рабочей среды в отдельных трубных элементах и контурах котла в целом. Как правило, она является затухающей и после устранения возмущений прекращается. Для межвитковой пульсации характерно периодическое изменение расхода в отдельных параллельных трубах парообразующей поверхности (элемента), причем пульсации расхода среды сдвинуты в них по фазе таким образом, что суммарный расход И перепад давлений между коллекторами остаются неизменными. С повышением давления рабочей среды вероятность возникновения межвитковых пульсаций уменьшается. В котлах СКД межвит- ковые пульсации встречаются реже, а амплитуда их меньше, чем в котлах докрити- ческого давления. Пульсации расхода также уменьшаются с ростом массовой скорости и снижением тепловосприятия элемента. Эффективный способ предотвращения межвитковых пульсаций — увеличение сопротивления витков путем установки в них дроссельных шайб.

Во избежание ухудшения температурного режима работы труб при минимальных расходах рабочей среды в них, особенно для труб, расположенных в ядре факела, массовые скорости потока ро» должны быть не менее 750 кг/(м2-с) при р > 12 МПа. При сверхкритическом давлении в начальных участках труб, находящихся в условиях интенсивного обогрева (<? ^ 200 кВт/м2), массовая скорость не должна быть меньше 700 кг/(м2-с).

МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯЧИСТОГО ПАРА

И РЕГУЛИРОВАНИЯТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА

Методы получения чистого пара. Качество перегретого пара, отвечающее требованиям ПТЭ электростанций и сетей [18], обеспечивается в прямоточных котлах питанием их водой высокой чистоты, а в барабанных котлах — за счет высокой чистоты насыщенного пара, которая достигается путем питания котла водой надлежащего качества (см. разд. 7), организацией продувки водяного объема, ступенчатым испарением, промывкой насыщенного пара высоких давлений питательной водой с последующим уменьшением его влажности путем сепарации влаги.

Поддержание солесодержания котловой воды барабанных котлов в пределах норм при их эксплуатации осуществляется с помощью продувки (периодической и непрерывной). Периодическая продувка осуществляется из нижних точек барабана и коллекторов 2 раза в смену в целях вывода из котла твердых примесей (шлама и продуктов коррозии). Непрерывная продувка осуществляется из барабана или выносных циклонов для удаления части котловой воды с повышенной концентрацией растворенных примесей. Расход продувки устанавливается на базе результатов теплотехнических испытаний котла. Максимальные его значения для котлов приведены в табл. 1.51.

Улучшение качества пара в барабанных котлах без увеличения непрерывной продувки достигается организацией в них ступенчатого испарения.

Ступенчатое испарение (рис. 1.47) реализуется путем разделения барабана котла на несколько ступеней (отсеков) с самостоятельными контурами циркуляции и организацией последовательного поступления в них котловой воды и непрерывной продувки из последней ступени. Концентрация солей в котловой воде по ступеням изменяется от меньшей концентрации к большей, насыщенный пар отводится только из чистого отсека. Пар солевых отсеков поступает в паровое пространство чистого

Давление в барабане, МПаМаксимальная продувка рРекомендуемые максимальные значения паро- проиэводитель- ности ступеней испаренияКоэффициент уноса кремниевой кислоты паромСодержание . кремниевой кислоты в насыщенном паре по ПТЭ 51н. в* мкг/кгМаксимально допустимое содержание кремниевой кислоты в питательной воде Sin. вПредельные > значения солесодержания котловой воды по ступеням испарения (по NaCI)» мг/кгМаксимально допустимое солесодержание питательной воды (по NaCl), мг/кг"1«2*16а*п. р. впо ПТЭпо рас-S15211,00,030,930,070,020,0150,0825_27560030005815,00,005 0,0050,031,000,950,930,050,070,040,030,115152540401203080190500500500200020002,5104818,00,0050,0051,000,950,050,10,080,1415154040203525025010001,25 5Давление в барабане, МПаМаксимальная продувка рРекомендуемые максимальные значения паро- проиэводитель- ности ступеней испаренияКоэффициент уноса кремниевой кислоты паромСодержание . кремниевой кислоты в насыщенном паре по ПТЭ 51н. в* мкг/кгМаксимально допустимое содержание кремниевой кислоты в питательной воде Sin. вПредельные > значения солесодержания котловой воды по ступеням испарения (по NaCI)» мг/кгМаксимально допустимое солесодержание питательной воды (по NaCl), мг/кг"1«2*16а*п. р. впо ПТЭпо рас-S15211,00,030,930,070,020,0150,0825_27560030005815,00,005 0,0050,031,000,950,930,050,070,040,030,115152540401203080190500500500200020002,5104818,00,0050,0051,000,950,050,10,080,1415154040203525025010001,25 5Таблица 1.51. Предельные значения соле- и кремнесодердсания питательной воды для тепловых схем ступенчатого испарения [18]Таблица 1.51. Предельные значения соле- и кремнесодердсания питательной воды для тепловых схем ступенчатого испарения [18]отсека и вместе с общим потоком пара чистого отсека проходит завершающую ступень сепарации. В зависимости от качества питательной воды применяются схемы как с одной, так и с двумя или тремя ступенями испарения. На практике чаще всего используется двухступенчатая схема испарения с выносной второй ступенью (рис. 1.47). Выбор производительности каждой ступени испарения осуществляется из условия обеспечения минимального соле- и кремнесодержания пара до промывочного устройства с использованием уравнений солевых балансов. Для схемы двухступенчатого испарения котлов высокого давления, когда общее солесодержание пара в основном определяется уносом кремниевой кис-

Давление в барабане, МПа

Максимальная продувка р

Рекомендуемые максимальные значения паро- проиэводитель- ности ступеней испарения

Коэффициент уноса кремниевой кислоты паром

Содержание . кремниевой кислоты в насыщенном паре по ПТЭ 51н. в* мкг/кг

Максимально допустимое содержание кремниевой кислоты в питательной воде Sin. в

Предельные > значения солесодержания котловой воды по ступеням испарения (по NaCI)» мг/кг

Максимально допустимое солесодержание питательной воды (по NaCl), мг/кг

"1

«2

*1

6а

*п. р. в

по ПТЭ

по рас-

S1

52

11,0

0,03

0,93

0,07

0,02

0,015

0,08

25

_

275

600

3000

58

15,0

0,005 0,005

0,03

1,00

0,95

0,93

0,05

0,07

0,04

0,03

0,1

15

15

25

40

40

120

30

80

190

500

500

500

2000

2000

2,5

10

48

18,0

0,005

0,005

1,00

0,95

0,05

0,1

0,08

0,14

15

15

40

40

20

35

250

250

1000

1,25 5

Давление в барабане, МПа

Максимальная продувка р

Рекомендуемые максимальные значения паро- проиэводитель- ности ступеней испарения

Коэффициент уноса кремниевой кислоты паром

Содержание . кремниевой кислоты в насыщенном паре по ПТЭ 51н. в* мкг/кг

Максимально допустимое содержание кремниевой кислоты в питательной воде Sin. в

Предельные > значения солесодержания котловой воды по ступеням испарения (по NaCI)» мг/кг

Максимально допустимое солесодержание питательной воды (по NaCl), мг/кг

"1

«2

*1

6а

*п. р. в

по ПТЭ

по рас-

S1

52

11,0

0,03

0,93

0,07

0,02

0,015

0,08

25

_

275

600

3000

58

15,0

0,005 0,005

0,03

1,00

0,95

0,93

0,05

0,07

0,04

0,03

0,1

15

15

25

40

40

120

30

80

190

500

500

500

2000

2000

2,5

10

48

18,0

0,005

0,005

1,00

0,95

0,05

0,1

0,08

0,14

15

15

40

40

20

35

250

250

1000

1,25 5

Таблица 1.51. Предельные значения соле- и кремнесодердсания питательной воды для тепловых схем ступенчатого испарения [18]

Таблица 1.51. Предельные значения соле- и кремнесодердсания питательной воды для тепловых схем ступенчатого испарения [18]

Рис. 1.47. Схемы двухступенчатого испарения в барабанных котлах:

/, // — соответственно первая и вторая ступени яспарення; 1 — подъемные трубы; 2 — опускные трубы; 3 — подвод питательной воды; 4 — барабан; 5 — пароотводящие трубы; 6 — пароперепускные трубы; 7 —выносной циклон; 8 —коллектор; 9 — продувка; 10 — водоперепускные трубы

лоты, эти уравнения имеют вид

Sin. с (1 + Р) = Sigp + Sin. д. п!

Sii (”* + Р) = Sijfejn» + Si»Pl

Sin. д. п = Si; А1П1 + Sig к^пц

= П1 + п2,

где Sin. с Sin. д. п, Sh и Si2 — кремнесодер- жание питательной воды первой ступени испарения, пара до промывочного устройства, котловой воды в первой и второй ступенях испарения соответственно, мг/кг; кх и кг— коэффициенты уноса кремниевой кислоты паром в первой и второй ступенях испарения; пх и пг — относительные производительности первой и второй ступеней испарения в долях паропроизводительности котла; р— продувка в долях паропроизводительности. Кремнесодержание питательной воды первой ступени испарения Sin. с зависит от способа подачи питательной воды в барабан. При отсутствии паропромывочного устройства

S in. с=== S in. в,

где Sin. в — кремнесодержание питательной воды котла.

При подаче всей питательной воды на паропромывочное устройство

Sin.a(l+p—0.5An,p.B)+Si| кхПх+

Ci + Si2fe2n2

пс1 + Р + 0,5£п. р. в

где кп. р, в — коэффициент уноса кремниевой кислоты паром в паропромывочном устройстве.

Численные значения коэффициентов уноса кремниевой кислоты, характеризующие относительное загрязнение пара, а также предельные значения соле- и кремнесодержания питательной воды для типо-

Рис. 1.48. Схемы типовых внутрибарабанных устройств котлов высокого (а), среднего (б) и низкого (в) давления:а —для котлов высокого давления с внутрибараб анными циклонами; б и в —для котлов среднего давления с отбойными щитками и погруженным дырчатым щитом соответственно; 1 — барабан; 2— ввод пароводяной смеси; 3— короб; 4— циклон; 5— сливной короб; 6 — крышка; 7 — дырчатый лист пройывочного устройства; 8 — пароприемный потолок; 9 — раздающий короб питательной воды; /О — пароотводящие трубы; 11 — подвод питательной воды; 12 — опускные трубы; 13 — труба аварийного слива воды; 14 — жалюзийный сепаратор; 15 — затопленный дырчатый щит; 16 — отбойные .подушкиРис. 1.48. Схемы типовых внутрибарабанных устройств котлов высокого (а), среднего (б) и низкого (в) давления:а —для котлов высокого давления с внутрибараб анными циклонами; б и в —для котлов среднего давления с отбойными щитками и погруженным дырчатым щитом соответственно; 1 — барабан; 2— ввод пароводяной смеси; 3— короб; 4— циклон; 5— сливной короб; 6 — крышка; 7 — дырчатый лист пройывочного устройства; 8 — пароприемный потолок; 9 — раздающий короб питательной воды; /О — пароотводящие трубы; 11 — подвод питательной воды; 12 — опускные трубы; 13 — труба аварийного слива воды; 14 — жалюзийный сепаратор; 15 — затопленный дырчатый щит; 16 — отбойные .подушкивых схем ступенчатого испарения приведены в табл. 1.51.

Рис. 1.48. Схемы типовых внутрибарабанных устройств котлов высокого (а), среднего (б) и низкого (в) давления:

а —для котлов высокого давления с внутрибараб анными циклонами; б и в —для котлов среднего давления с отбойными щитками и погруженным дырчатым щитом соответственно; 1 — барабан; 2— ввод пароводяной смеси; 3— короб; 4— циклон; 5— сливной короб; 6 — крышка; 7 — дырчатый лист пройывочного устройства; 8 — пароприемный потолок; 9 — раздающий короб питательной воды; /О — пароотводящие трубы; 11 — подвод питательной воды; 12 — опускные трубы; 13 — труба аварийного слива воды; 14 — жалюзийный сепаратор; 15 — затопленный дырчатый щит; 16 — отбойные .подушки

Рис. 1.48. Схемы типовых внутрибарабанных устройств котлов высокого (а), среднего (б) и низкого (в) давления:

а —для котлов высокого давления с внутрибараб анными циклонами; б и в —для котлов среднего давления с отбойными щитками и погруженным дырчатым щитом соответственно; 1 — барабан; 2— ввод пароводяной смеси; 3— короб; 4— циклон; 5— сливной короб; 6 — крышка; 7 — дырчатый лист пройывочного устройства; 8 — пароприемный потолок; 9 — раздающий короб питательной воды; /О — пароотводящие трубы; 11 — подвод питательной воды; 12 — опускные трубы; 13 — труба аварийного слива воды; 14 — жалюзийный сепаратор; 15 — затопленный дырчатый щит; 16 — отбойные .подушки

Допустимое значение влажности пара на выходе из барабана определяется давлением и наличием промывки. При отсутствии последней влажность пара должна быть не более 0,02 %. При высоких давлениях, когда необходимое качество пара достигается промывкой его питательной водой, влажность может быть выше, но не более 0,1 %.

Необходимый уровень влажности пара достигается с помощью внутрибарабанных устройств за счет снижения кинетической энергии пароводяных струй, истекающих из парообразующих труб, начального разделения пароводяной смеси, равномерной раздачи пара по зеркалу испарейия и полной его осушки.

Тип и конструктивное оформление применяемых в барабане устройств зависят от единичной мощности котла и параметров пара. Гашение кинетической энергии струй пароводяной смеси и начальное разделение последней в барабанах котлов среднего давления осуществляются с помощью отбойных щитков, жалюзийнодроссельных стенок с горизонтальным расположением пластин и других устройств, а в котлах высокого давления — внутрибарабанных циклонов (рйс. 1.48).

Равномерное распределение пара по сечению барабана и пароотводящим трубам обеспечивается с помощью установки соответственно дроссельных щитов в водяном объеме (дырчатых погруженных щитов) и дырчатых листов в паровом объеме на выходе из барабана (пароприемных потолков).

Тонкая осушка достигается за счет осадительной сепарации в паровом объеме

барабана и использования в котлах с давлением меньше 11 МПа жалюзийного сепаратора.

Размеры барабана определяются исходя из допустимой удельной паровой нагрузки (средняя массовая нагрузка на метр длины цилиндрической части) а», т/(ч-м). Максимальное ее значение при равномерной загрузке зеркала испарения для давлений 10,7—18,44 МПа примерно равно:

(аб)макс ^ 80 dpk^, где de — внутренний диаметр барабана, м; кв — критерий Кутателадзе, характеризующий скорость легкой фазы, соответствующую возникновению кризисных явлений в двухфазных потоках.'

Для котлов без промывки пара при высоком качестве питательной воды кв ^ ^ (0,4 -т- 0,6), с барботажной промывкой кв ^(0,29-^0,32).

Схемы типовых внутрибарабанных устройств, проверенных в эксплуатации и освоенных в производстве, показаны на рис. 1.48. Погруженный дырчатый щит (рис. 1.48, в) располагают на 50—75 мм ниже наинизшего массового уровня в барабане с расстоянием до его стенок, не менее 150 мм для стока воды. Отверстия в погруженном щите выполняют диаметром не менее 10 мм для предотвращения забивания их шламом. Щит снабжают закраинами высотой не менее 50 мм, чтобы предотвратить прорыв пара помимо щита. Питательную воду подают поверх дырчатого щита со скоростью не менее 1, но не более 4 м/с во избежание попадания относительно холодной воды на противоположную стенку корпуса барабана.

Таблица 1.52. Рекомендуемые значения скоростей пара и воды в потолочных дырчатых листах и паропромывочных устройствах [15]

Давление в барабане, МПа

Минимальная скорость пара в отверстиях паропромывочных листов, обеспечивающая беспровальный режим их работы •, м/с

Минимальная скорость пара в отверстиях потолочного дырчатого листа, м/с

рекомендуемая скорость пара в отверстиях потолочного дырчатого листа, м/с

Максимальная скорость пара, приведенная к полезной площади паропромывочных листов, м/с

Максимальна» скорость воды в сливных коробах, м/с

11,0

2,0

4,0-7,0

0,15

0,10

15,0

1,0

2,3

3,0-6,0

0,14

0,09

18,0

0,6

1,2

2,5-5,0

0,09

0,08

В паровом пространстве барабана перед пароотводящими трубами на максимальной конструктивно выполнимой высоте устанавливается потолочный дырчатый лист (пароприемный потолок). Диаметр отверстий 5 мм. Степень перфорации определяется из условия обеспечения рекомендуемых значений скорости пара в отверстиях потолочного дырчатого листа (табл. 1.52).

Для тонкой очистки пара от капель воды в барабанах с давлением меньше 11,3 МПа используют жалюзийный сепаратор (рис. 1.49). Отделение кацель воды в нем происходит за счет изменения направления движения пароводяного потока при прохождении криволинейных каналов, образуемых волнистыми пластинами, установленными с шагом 10 мм, Капли влаги, попадая на пластины, смачивают их поверхность и стекают в виде струек, захват влаги из которых невозможен, так как скорости пара малы, а капли влаги укрупнены. ,

По расположению в паровом пространстве пакеты жалюзи подразделяются на

Рис. 1.49., Горизонтальный жалюзийный сепаратор:* '

1 — дырчатый щит; 2 — жалюзийный сепаратоц.

горизонтальные (рис. 1.49) и наклонные, устанавливаемые под углом 10—30° к вертикали. Наклонные пакеты жалюзи обеспечивают относительно большую эффективность сепарации и работают при более высоких допустимых скоростях набегания среды. Поэтому их целесообразнее всего применять при высоких удельных нагрузках барабана. Значения рекомендуемых скоростей набегания пара на жалюзи а>ж. с, м/с, определяются из зависимости

“Сс-^ж.сЛ

где &ж. с — коэффициент пропорциональности, равный для горизонтальных пакетов 0,35—0,45, для вертикальных 1,0—1,3; А = л / 8° ,77вспомогательный

V (р )3

параметр, м/с; здесь а — коэффициент поверхностного натяжения воды, кг/с2; р" и р' — плотности пара и воды на линии насыщения, кг/м3.

При рекомендуемых скоростях пара и начальных влажностях не более 20 % жалюзийный сепаратор обеспечивает конечную влажность на уровне 0,01—0,06 %.

Снижение уноса кремниевой кислоты в котлах высокого давления достигается за счет промывки пара питательной воды в паропромывочном устройстве барабана (рис. 1.48,а). Оно состоит из барботажных дырчатых листов, устройств подачи питательной воды на них и сливных коробов. Конкретные рекомендации по выбору конструкции, размеров барботажных листов и скоростей в характерных сечениях приведены в табл. 1.52, а методика расчета — в [15]..

Начальное разделение пароводяной смеси, гашение кинетической энергии двухфазного потока, а также двухступенчатая сепарация пара в барабанах котлов высо-

Пар

Рис. 1.50. Внутрибарабанный циклон:

/ — крышка; 2 — подводящий патрубок; 3 — цилиндрический корпус; 4— направляющие лопатки; 5 — донышко

кого давления осуществляются во внутри- барабанных циклонах (рис. 1.50). Эти устройства, кроме того, позволяют снизить пенообразование котловой воды, устранить захват пара в опускные трубы. Первая ступень сепарации — центробежная, она создается за счет тангенциальной подачи пароводяной смеси в циклон, вторая—осадительная. Кризис процесса сепарации, характеризующийся резким увеличением влажности на выходе из циклона, наступает при значениях осевой скорости пара в цилиндрической части щц, м/с, выше 1,7Д. Поэтому важно обеспечить равномерное рас

пределение потока по сечению циклона для получения возможно меньших скоростей. Это достигается установкой в верхней части циклона жалюзийного сепаратора. Уровень воды в барабане должен быть не выше середины подводящего патрубка. Для предотвращения прорыва пара через циклон он перекрывается донышком, образующим кольцевое Сечение, с расположенными в нем направляющими лопатками. Последние дают возможность осуществить спокойный сток воды. Внутрибарабанные циклоны обеспечивают равномерную выдачу пара в паровой объем барабана по его длине и являются хорошими сепараторами. Однако установка их сложна, особенно монтаж всех соединительных коробов.

Конструкция, размеры и составные элементы внутрибарабанных циклонов выбираются в соответствии с требованиями [13]. Ширина патрубка выбирается на основании результатов гидравлического расчета каждого контура, включающего внутрибарабанные циклоны, исходя из условий обеспечения их сопротивления в пределах по надежности циркуляции.

Данные по компоновке и допустимой паровой нагрузке типовых внутрибарабанных циклонов приведены в табл. 1.53, а схема использования внутрибарабанных циклонов для котлов с давлением в барабане 15,2 МПа с промывкой пара питательной водой показана на рис. 1.48, а.

При ступенчатом испарении пар последней ступени, как правило, осушается в выносных циклонах (рис. 1.51). Для разделения пароводяной смеси на воду и пар в них устанавливается внутренняя направляющая лопасть, которая вместе с приваренными к ней донышками образует с внутренней поверхностью криволинейный канал, ширину которого рекомендуется при-

Таблица 1.53. Данные по компоновке и допустимой паровой нагрузке типовых внутрибарабанных циклонов [13]

Диаметр циклона D, мм

Высота циклонаН, мм

Вид крышки

Количество циклонов на 1 м длины барабана

Давление пара в барабане, МПа

1.4

2,4

4,0-5,0

11,3

15,2

16,2

18,1

Паровая нагрузка на циклон, т/ч

290

492

Жалюзи Колпак

5,60 5,08

2,1

3,2

4,2

7,0

8,2

8,3

7,7

315

517

Жалюзи Колпак

5,20

4,76

2,5

3,7

5,0

8,2

9,7

9,8

9,1

350

647

Колпак

4,36

3,1

4,6

6,2

10,2

12,0

12,2

11,3

Рис. 1.51. Выносной циклон:

/ — штуцер для трубопровода, подводящего котловую воду; 2 — штуцер для трубопровода непрерывной продувки; 3 — штуцер для воздушника; 4 — штуцер для пароотводящего трубопровода; 5 — пароприемный дырчатый щит; 6 — корпус; 7 — штуцера для трубопровода пароводяной смеси; 8 — крестовина; 9 — штуцер для водоопускной трубы; 10 — вставка для образования улитки

нимать 15—25 мм. Высота щели определяется конструктивно. При расстоянии между штуцерами, подводящими пароводяную смесь, 290 мм высоту щели рекомендуется принимать равной 420 мм..

Выравнивание поля скоростей пара по сечению циклона достигается за счет дырчатого листа, располагаемого в верхней части циклона. Суммарная площадь отверстий дырчатого листа принимается равной 10—20 % площади поперечного сечения циклона. Диаметр отверстий 6—10 мм. Высота активного сепарационного объема от верхнего штуцера ввода пароводяной смеси до дырчатого листа принимается не менее 1200 мм. Высота водяного объема в циклоне при номинальной нагрузке и минимальном уровне не менее 1800 мм. В нижней части водяного объема устанавливается крестовина, препятствующая воронкообра- зованию и захвату пара в опускные трубы. Подвод пароводяной смеси к циклонам осуществляется выше уровня воды в барабане на 200—500 мм, считая от нижнего

Таблица 1.54. Допустимые паровые нагрузки на выносной циклон [16]

Параметр

Давление в барабане, МПа

11,5

16,5

Паровая нагрузка, т/ч, не более

12

16

Приведенная скорость пара на выходе из улитки (при ширине щели улитки 20 мм), м/с, не более

6,1

4,9

Коэффициент гидравли-. ческого сопротивления на входе в циклон (из труб, подводящих пароводяную смесь)

1,1

1,1

Коэффициент гидравлического сопротивления на выходе из улитки

1,1

1,1

штуцера. Циклоны изготовляются в одиночном исполнении и в ■ виде блока, состоящего из двух, в отдельных случаях из трех циклонов. Конструкция и основные параметры их стандартизованы (ОСТ 108.030.03-85). '

Суммарная производительность и количество выносных циклонов выбираются, исходя из расчета схемы ступенчатого испарения с учетом допустимых нагрузок на циклон (табл. 1.54). "

Регулирование температуры перегретого пара. В барабанных котлах регулирование температуры перегретого пара осуществляют поверхностными пароохладителями (рпе •< 10,8 МПа) и впрыском собственного конденсата (рм > 10,8 МПа), получаемого за счет конденсации насыщенного пара.

В прямоточных котлах поддержание температуры перегрева в тракте высокого давления достигается соблюдением постоянства между количеством переданной пару теплоты Q и его расходом D. Средством подрегулировки является впрыск питательной воды.

Температура промежуточного перегрева поддерживается постоянной с помощью ППТО — паро-паровых теплообменников (твердое топливо), ввода рециркуляции газов, через горелки (газ, мазут) или в верхнюю часть топки (газ, мазут, твёрдые топлива), а также перераспределения количества газов, проходящих через газоходы, где расположены промежуточный пароперегреватель и экономайзер (схема «расщепленный хвост»).

Пределы регулирования энтальпии пара при впрысках и применении ППТО даны в п. 1.5.1.

1.8. МЕТАЛЛЫ И ПРОЧНОСТЬЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА

для продольного ряда отверстий или коридорного поля отверстий с минимальным шагом / в продольном направлении

1.8.1. РАСЧЕТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА ПРИ ДЕЙСТВИИВНУТРЕННЕГО ДАВЛЕНИЯ

Барабаны и круглые камеры *. Номинальная толщина стенки барабана или пря

мой круглой камеры, мм, формулам

е = Р^н

2ф [ст] + р или

s _ рРв

2ф [о] — р

определяется по

+ С,(1.86)

+ С,(1.86а)

для поперечного ряда отверстий или коридорного поля отверстий с минимальным шагом tx в поперечном направлении

где DH и D. — наружный и внутренний диаметры, мм; р — расчетное давление, МПа; [а] — допускаемое напряжение, МПа; ф — минимальный коэффициент прочности барабана или камеры, ослабленных сварными швами и (или) отверстиями; С — прибавка к расчетной толщине стенки, мм.

Формулы (1.86) и (1.86а) применимы для барабанов и камер, содержащих воду, пароводяную смесь или насыщенный пар, а также для камер котлов СКД с энтальпией среды до 2500 кДж/кг при выполнении условий

для шахматного поля отверстий определяются три коэффициента прочности:

в продольном направлении при /=2а;

в поперечном направлении при tx = 26; в косом направлении — по формуле

—=< 0,18 или

Он

S — CDB

<0,28;

для камер перегретого пара при условиях

S — C

< 0,28 или

S-C

DB

<0,64.

За расчетное давление р принимается номинальное давление- пара рНОм на выходе из котла с учетом гидравлического сопротивления в тракте до расчетной точки ^ ^p и давления столба жидкости над рассматриваемым элементом Нр, МПа:

Р = Рном + У, Ар + Нр.

Коэффициент прочности ф определяется по следующим соотношениям:

для одиночного неукрепленного отверстия

2

Ф =5, (1.87)

■ ..' + 1,75

л/ф» - S) (S - С)

или

2

Ф=5, (1.87а)

-,—= --=+ 1,75

л/Ф» + S) (S - С)

где d —-диаметр отверстия, мм;

а 1 + V1 + т2 где а — минимальный шаг между отверстиями в соседних рядах в продольном направлении, мм; 6 — минимальный шаг между отверстиями в поперечном направлении, _мм; m = 6/а.

За минимальный коэффициент прочности в соотношении (1.86) принимается наименьшее его значение, найденное для всех возможных направлений, указанных выше.

Для барабанов и камер, имеющих продольные сварные швы, учитывают коэффициент шва (см. кн. 1, п. 9.1.3).

Допускаемые напряжения [о] определяют для выбранной марки стали в соответствии с температурой стенки (см. кн. I, п. 9.2.1).

Расчетная температура стенки принимается как среднеарифметическое значение температур наружной и внутренней поверхностей стенки рассчитываемого элемента, полученных из теплового и гидравлического расчетов котла. Допускается определение расчетной температуры стенки по соотношениям, приведенным в табл. 1.55.

Пробное давление при гидравлическом испытании, расчет труб и трубопроводов — см. кн. 1, пп. 9.2.3 и 9.2.4.

Эллиптические днища. Номинальная толщина эллиптического днища, мм, должна быть не менее

с рРВ РВ I р4ф [ст] 2ЛВ ’

где 6, —: высота эллиптической части днища, измеренная по внутренней поверхности, мм.

Формула верна при соблюдении следующих условий:

* Все расчеты данного раздела выполняются в соответствии с {14].

4 Под ред. Григорьева

Расчетная формулаРасчетная формула/ст — /н/ст = /н 4 1»25 4 10/ст = /н -J- 2,55 4 20/ст = /н + 45 4 30/ст = /ср/ст = /ср -|- X Д/раз/ст = /ср 4* S 4" 10 4- X Мраз/ст = (ср 4- 2S 4* 20 4- х Д/раз/ст = /н 4 60/ст = /ср 4* 70/ст== /ср 4* 50/ст= /н 4* 30/ст = /ср 4 30/ст — /н/ст = /н 4 1»25 4 10/ст = /н -J- 2,55 4 20/ст = /н + 45 4 30/ст = /ср/ст = /ср -|- X Д/раз/ст = /ср 4* S 4" 10 4- X Мраз/ст = (ср 4- 2S 4* 20 4- х Д/раз/ст = /н 4 60/ст = /ср 4* 70/ст== /ср 4* 50/ст= /н 4* 30/ст = /ср 4 30

Расчетная формула

Расчетная формула

/ст — /н

/ст = /н 4 1»25 4 10

/ст = /н -J- 2,55 4 20

/ст = /н + 45 4 30

/ст = /ср

/ст = /ср -|- X Д/раз

/ст = /ср 4* S 4" 10 4- X Мраз

/ст = (ср 4- 2S 4* 20 4- х Д/раз

/ст = /н 4 60

/ст = /ср 4* 70

/ст== /ср 4* 50

/ст= /н 4* 30

/ст = /ср 4 30

/ст — /н

/ст = /н 4 1»25 4 10

/ст = /н -J- 2,55 4 20

/ст = /н + 45 4 30

/ст = /ср

/ст = /ср -|- X Д/раз

/ст = /ср 4* S 4" 10 4- X Мраз

/ст = (ср 4- 2S 4* 20 4- х Д/раз

/ст = /н 4 60

/ст = /ср 4* 70

/ст== /ср 4* 50

/ст= /н 4* 30

/ст = /ср 4 30

Таблица 1.55. Расчетная температура стенки, °C

Рассчитываемый элемент

Барабаны: вынесенные из газохода или надежно изолированные неизолированные, расположенные в конвективных газоходах:

при С ^ 600 °C

при 600 °C < /г < 900 °C неизолированные, подверженные облучению факелом или горящим слоем топлива

Камеры:

необогреваемые экономайзеров и экранов, камеры насыщенного пара, входные камеры экономайзеров прямоточных котлов

необогреваемые (кроме входных) экономайзеров прямоточных котлов и камеры перегревателей (кроме камер насыщенного пара) всех типов котлов

обогреваемые, содержащие жидкость или пароводяную смесь:

при tT ^ 600 °C

при 600 °C < fr < 900 °C

Кипятильные трубы:

в котлах с естественной циркуляцией и котлах с принудительной циркуляцией при р С 16,0 МПа

Пароперегревательные трубы: конвективных пароперегревателей при р ^

2,5 МПа и /п. п С 425 °C при расположении пароперегревателя в зоне температур газов менее 650 °C и отсутствии гидравлической разверни

Экономайзерные трубы:

котлов с естественной и принудительной циркуляцией (некипящих)

конвективных экономайзеров прямоточных котлов

Примечание. <н, <ср—температура пара или воды при давлении насыщения и средняя температура, °C; <п п —температура перегретого пара, "С; S—толщина стенки, мм; ^—температура газов, °C; х—коэффициент перемешивания среды, принимаемый равным 0,5, кроме случаев торцевого подвода среды, когда его можно принимать равным 0; Д<раз—температурная разверка, °C.

здесь d — диаметр лазового отверстия в днище, мм.

Значение прибавки С, мм, определяется по формуле С = 0,047625 и должно быть не менее 1 мм.

Коэффициент прочности ф при наличии неукрепленного лазового отверстия определяется по формулам (1.95).

Пробное давление при гидроиспытаниях не должно превышать

г __ 5 (s — С) ф [о20) 2АВ

РDB DB '

где [оло] — допускаемое напряжение при температуре 20 °C.

Плоские днища и заглушки. Толщина круглого плоского днища диаметром DB

без отверстия или с одним центральным отверстием, мм, должна быть не менее

о . КРа А ГТs Ко N [аГ

где К — коэффициент, учитывающий тип днища и изменяющийся в пределах 0,33— 0,54; Ко — коэффициент прочности днища, ослабленного отверстием. Для днища без отверстия Ко = 1.

Для днища с отверстием диаметром d

Ко = 1 — 0,65 -^— при -^— < 0,35;

Ко = 0,77 при 0,35 < -^^0,75.

Во всех случаях толщина днища, мм, должна быть не менее толщины цилиндрической части, вычисленной по формуле

°2 [а] - Р°2 [а] - Р(1.88)(1.88)Конические переходы. Номинальная толщина стенки конического перехода с внутренними диаметрами большего основания DB и меньшего основания Do и углом конусности а должна быть не менее определенной по формуле

°2 [а] - Р

°2 [а] - Р

(1.88)

(1.88)

So =So =pDBpDB2 [а] ф cos а — р2 [а] ф cos а — р+ с.+ с.Формула верна при соблюдении условий ср

So =

So =

pDB

pDB

2 [а] ф cos а — р

2 [а] ф cos а — р

+ с.

+ с.

0,005 <-■■—^ <0,15; а <45*

sin аVcos аsin аVcos аXXX V(14X V(14S —С \ S-C 1DB / ^вS —С \ S-C 1DB / ^вЗначение коэффициента прочности ф определяется так же, как и для труб. Прибавка С зависит от технологии изготовления, но должна быть не менее 1,0 мм. Пробное давление при гидравлическом испытании не должно превышать

sin а

Vcos а

sin а

Vcos а

X

X

X V(14

X V(14

S —С \ S-C 1

DB / ^в

S —С \ S-C 1

DB / ^в

г 2,5 (S — С) [а20] ф cos а р - DB + (S —С)

УКРЕПЛЕНИЕ ОТВЕРСТИЙ

Наибольший допустимый диаметр неукрепленного отверстия в цилиндрических деталях и выпуклых днищах определяется по формуле

^пред 1.75) V(D ± S) (S — С) ,

(1.89)

где D — номинальный диаметр ослабленного отверстием элемента; если за номинальный принят внутренний диаметр DB, ставится знак плюс, если наружный фн) — минус; во всех случаях </пред не должен превышать 475 мм для выпуклых днищ.

ф=ф' 1 +ф=ф' 1 +UU2S л/ф ± S) (S - С) J’2S л/ф ± S) (S - С) J’При превышении диаметра отверстия предельного размера, определенного по (1.89), отверстие может быть укреплено штуцером, накладкой или обеими деталями одновременно. При этом коэффициент прочности укрепленного отверстия определяется по формуле

ф=ф' 1 +

ф=ф' 1 +

U

U

2S л/ф ± S) (S - С) J’

2S л/ф ± S) (S - С) J’

где ф' — коэффициент прочности неукрепленного отверстия, определяемый по (1.87).

Сумма компенсирующих площадей У, f должна удовлетворять условию

У f = fm + fa + fee ^ {d — ^пред) So,

где fm, fH, fcB — компенсирующие площади штуцера, накладки и наплавленного металла сварных швов, мм2; d — диаметр отверстия, мм. Значения компенсирующих площадей укрепляющих деталей определяются по соотношениям

fm = 2АШ [(5Ш С) Soml>

fH —26HSH;

tea — У /н. м,

где hm — высота штуцера, мм; 5Ш — его толщина, мм; 5ош — расчетная (по давлению) минимальная толщина штуцера, мм; Ьн — ширина накладки, мм; Зн — высота накладки, мм; fH. м — площадь выступающих участков наплавленного металла шва, мм2.

Значения 30 и 5ош рассчитываются по (1.88) для укрепляемого элемента и штуцера соответственно.

Максимальные значения Аш и 6„ ограничены соотношениями

Аш = V№ — Sm) (5Ш С)

при -^-<0,14;

АШ = 2,5(5Ш —С) при ^->0,14;

6» = V(PB + s)(s-c).

При необходимости укрепления одиночного отверстия до заданного значения коэффициента прочности ф3 площадь укрепляющих элементов сечения может быть определена без вычисления допустимого диаметра отверстия согласно условию

Z'> 1-Д <5-С>“’

где ф определяется по (1.87).

ПОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ НА УСТАЛОСТЬ

Поверочный расчет на усталость проводится для элементов свыше 100 мм в диаметре в случае, когда выполняется одно из следующих условий: минимальное значение А7,

ов > 550 Мн/м2 или . .-.-у + ,т7т+, • • •• + + -7^-2$ 1, где Nt; Nt, .... Ni — число циклов всех видов нагружения; если заданное число Nj < 1000, то расчет ведется

а6а6а6а6а6а61,05402,63806,028013210401501201151,25002,83706,52701520045145150НО1,44803,03607,026017190501402001051,64603,53408,025020180601353001001,84404,03209,02402517070130400952,04204,531010,02309016080125700922,24005,0300300220351651001201000902,43905,5290а6а6а6а6а6а61,05402,63806,028013210401501201151,25002,83706,52701520045145150НО1,44803,03607,026017190501402001051,64603,53408,025020180601353001001,84404,03209,02402517070130400952,04204,531010,02309016080125700922,24005,0300300220351651001201000902,43905,5290Таблица 1.56Таблица 1.56Примечание, а— допускаемое числоПримечание, а— допускаемое числоцикловХЮ—3; б—амплитуда напряжений, МПа.цикловХЮ—3; б—амплитуда напряжений, МПа.на 1000 циклов; [MJ, [A'J[MJ— допускаемое число циклов нагружения, определяемое по табл. 1.56 в зависимости от амплитуды напряжения а», равной о» = = Запр для циклов пуск — останов, аа =

а

6

а

6

а

6

а

6

а

6

а

6

1,0

540

2,6

380

6,0

280

13

210

40

150

120

115

1,2

500

2,8

370

6,5

270

15

200

45

145

150

НО

1,4

480

3,0

360

7,0

260

17

190

50

140

200

105

1,6

460

3,5

340

8,0

250

20

180

60

135

300

100

1,8

440

4,0

320

9,0

240

25

170

70

130

400

95

2,0

420

4,5

310

10,0

230

90

160

80

125

700

92

2,2

400

5,0

300

300

220

35

165

100

120

1000

90

2,4

390

5,5

290

а

6

а

6

а

6

а

6

а

6

а

6

1,0

540

2,6

380

6,0

280

13

210

40

150

120

115

1,2

500

2,8

370

6,5

270

15

200

45

145

150

НО

1,4

480

3,0

360

7,0

260

17

190

50

140

200

105

1,6

460

3,5

340

8,0

250

20

180

60

135

300

100

1,8

440

4,0

320

9,0

240

25

170

70

130

400

95

2,0

420

4,5

310

10,0

230

90

160

80

125

700

92

2,2

400

5,0

300

300

220

35

165

100

120

1000

90

2,4

390

5,5

290

Таблица 1.56

Таблица 1.56

Примечание, а— допускаемое число

Примечание, а— допускаемое число

цикловХЮ—3; б—амплитуда напряжений, МПа.

цикловХЮ—3; б—амплитуда напряжений, МПа.

о АР«-

= 3—— аПпдля колебании давления с

Р

размахом Ар, МПа (кроме пусков — остановов), о, = 2EaAf для температурных циклов, где аПр — приведенное напряжение, МПа; Е — модуль нормальной упругости стали, МПа; а — коэффициент линейного расширения стали, м/(м-°С); А/— температурный размах, °C.

Данная методика применима для углеродистых сталей при /ст ^ 400 °C, а для легированных — при tCT ^ 450 °C.

Расчет на усталость проводится для разных этапов эксплуатаций (пуск, рабочий режим, останов и т. п.) в следующем порядке: для каждой опасной точки (где ожидаются наибольшие напряжения) определяют три главных напряжения Оь о2 и о3 (см. кн. 1, разд. 9) с учетом местных концентраторов. Коэффициент концентрации окружных напряжений от давления на кромках круглых отверстий с внутренней стороны" цилиндрических деталей допускается принимать равным 3,0, выпуклых днищ — 2,2 и от температурных напряжений для тех и других — 2,0.

Для гибов коэффициент концентрации окружных напряжений следует принимать равным 3,0.

Затем определяется интенсивность напряжений S в данной точке, равная наибольшему из трех значений (at— а2), (а2 — а3) и (at — аз), а далее — размах интенсивности напряжений AS как алгебраическая разность максимальных и минимальных интенсивностей напряжений, найденных для данной точки при различных режимах, т. е.

AS = SMaKC SHHH.

Расчетная амплитуда напряжений принимается равной половине размаха, т. е.

Знаке Змин

<Та =21

В заключение сравнивается наибольшее значение амплитуды переменных напряжений с допускаемым [а,], определенным по табл. 1.56, или определяется допустимое число циклов [АГ] при заданных амплитудах.

Если температура металла отличается от 20 °C, допускаемое значение амплитуды должно быть умножено на отношение модуля упругости при 20 °C к его значению при заданной температуре (см. табл. 9.5 в [31]).

В случае воздействия циклических колебаний разного типа используется соотношение

^1 , М2 ,, Ni

[^] + [М2] ++ [ЛГ*]

Для деталей со сварными швами [MJ принимается равным 50 % найденного по табл. 1.56.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Айзен Б. Г., Ромашко И. Е., Сотников И. А. Горелочные устройства котлов ЗиО. М.: Энергоатомиздат, 1984.

Аэродинамический расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия, 1973.

Боткачик И. А. Регенеративные воздухоподогреватели парогенераторов. М.: Машиностроение, 1978.

Волковицкий В. А., Роддатис К. Ф., Харламов А. А. Мельницы-вентиляторы. М.: Энергия, 1971.

Гидравлический расчет котельных агрегатов (нормативный метод)/Под ред. В. А. Локшина и др. М.: Энергия, 1978.

ГОСТ 3619-82. Котлы паровые стационарные. Типы, основные параметры. Изд-во стандартов, 1983.

ГОСТ 23689-79. Форсунки механические и паромеханические. Общие технические требования. Изд-во стандартов, 1985.

Летин Л. А., Роддатис К. Ф. Сред- неходные и тихоходные мельницы. М.: Энергоатомиздат, 1981.

Котлы большой мощности/НИИЭ- информэнергомаш. Москва, 1985.

Осокин В. П. Молотковые мельницы. М.: Энергия, 1980.

И. ОСТ 108.030.26-78. Горелки вихревые пылеугольные и компоновка их с топками. Методы расчета и проектирования. Изд-во МПО ЦКТИ, 1978.

ОСТ 108.836.26-82. Горелки газомазутные и амбразуры стационарных паровых котлов. Типы, основные параметры и технические требования. Конструкция и размеры. Методы расчета и проектирования. Изд-во НПО ЦКТИ, 1983.

ОСТ 24.838.17-74. Котлы паровые стационарные. Циклоны внутрибарабан- ные. Типы, конструкция и размеры. Технические требования. Изд-во НПО ЦКТИ, 1975.

ОСТ 108.031.02-75. Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Изд-во НПО ЦКТИ, 1977.

ОСТ 24.838.18.74. Устройство паропромывочных паровых стационарных котлов. Типы. Конструкция и размеры. Технические требования. Изд-во НПО ЦКТИ,-1975.

ОСТ 108.030.03-83. Циклоны выносные. Основные параметры. Конструкция и размеры. Технические условия. Изд-во НПО ЦКТИ, 1984.

ОСТ 108.836.01-80. Форсунки механические стационарных паровых котлов. Изд-во НПО ЦКТИ, 1980.

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.— 13-е изд. М.: Энергия, 1977.

Прейскурант № 19-04. Оптовые цены на котлы, турбины и турбоустановки. М.: Прейскурантиздат, 1981.

Проектирование топок с твердым шлакоудалением. Руководящие указания/ Под ред. В. В. Митора и Ю. Л. Маршака. Л.: Изд-во МПО ЦКТИ. 1981. Вып. 42.

Проектирование топок с жидким шлакоудалением/Под ред. Ю. Л. Маршака и В. В. Митора. М.: ВТИ, 1983.

Расчет и проектирование пылеприготовительных установок котельных агрегатов (нормативные материалы). Руководящие указания. Л.: Изд-во НПО ЦКТИ. 1971. Вып. 32.

РТМ 108.030.128-78. Горелки прямоточные пылеугольные пылегазовые и компоновка их с топками. Методы расчета и проектирования. Л.: Изд-во НПО ЦКТИ, 1978.

РТМ 108.132.02-81. Горелки унифицированные пылеугольные. Изд-во МПО ЦКТИ, 1982.

РТМ 108.030.127-78. Позонный расчет горения и теплообмена в топке с использованием ЭВМ. Изд-во МПО ЦКТИ, 1979.

РТМ 108.030.05-75. Расчет и проектирование внутрикотловых схем и сепарационных устройств барабанных котлов высокого давления. Изд-во МПО ЦКТИ, 1976.

Справочник по ремонту котлов и вспомогательного оборудования/Под общ. ред. В. Н. Шастина. М.: Энергоиздат, 1981.

Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия, 1973.

Тепловые и атомные электрические станции.— 1-е изд./Под ред. В. А. Григорьева и В. М. Зорина. М.: Энергоиздат. 1982. Т. 3.

Указания по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. СН 369-74. М.: Стройиздат, 1975.

Энергетические топлива СССР. Справочник/И. И. Матвеева, Н. В. Новицкий и др. М.: Энергия, 1979.

РАЗДЕЛ ВТОРОЙ

РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ АЭС

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕАТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

Ддя электростанций с паровыми турбинами получение пара возможно за счет использования не только органического (ТЭС, ТЭЦ), но и ядерного топлива (АЭС) . Пар может быть получен как в самом реакторе (одноконтурные АЭС, см. § 2.4 и 2.6), так и в парогенераторе (двух- контурные АЭС, см. § 2.5 и 2.7, и трехконтурные АЭС, см. § 2.8).

В условиях существенной ограниченности предельной температуры в реакторе целесообразно применение на АЭС насыщенного водяного пара. При свободе в выборе предельной температуры цикла (реакторы, охлаждаемые жидким металлом или газом с высокой температурой) возможно использование перегретого пара. В первом случае на АЭС используются специальные турбины насыщенного пара, во втором возможно применение обычных турбин ТЭС (см. разд. 3).

На начало 1986 г. 38 стран развивают свою атомную энергетику. В 26 странах введены в действие и успешно эксплуатируются более 360 АЭС общей мощностью около 260 ГВт. Широкое развитие атомной энергетики, начавшееся еще в 1970 г., интенсивно продолжается. По установленной мощности на АЭС СССР занимает третье место в мире после США и Франции. Строительство крупных АЭС осуществляют в основном в европейской части СССР в районах, наиболее удаленных от источников органического топлива. К таким АЭС относятся Ленинградская, Игналинская, Кольская на Северо-Западе, Нововоронежская, Курская, Смоленская, Калининская, Балаковская в Центре, Ровенская, Чернобыльская, Южно-Украинская, Запорожская, Хмельницкая, Ростовская на Юге и Юго- Западе.

Укрупнение единичной мощности реакторов и всего оборудования ядерных паропроизводящих установок (ППУ), паровых турбин и турбогенераторов осуществляется с целью снижения удельной стоимости строительства, повышения надежности и безопас-

ности эксплуатации АЭС, ускорения темпов наращивания мощностей при значительном относительном уменьшении числа единиц оборудования.

ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯО РЕАКТОРАХ

КЛАССИФИКАЦИЯ РЕАКТОРОВ

Ядерный реактор — это установка, в которой возможно осуществление управляемой самоподдерживающейся цепной реакции деления ядер.

В данном разделе рассматриваются гетерогенные энергетические реакторы, которые можно классифицировать по различным признакам [19].

По спектру нейтронов:

реакторы на быстрых нейтронах — большая часть деления ядер вызывается нейтронами с энергией около десятков и сотен кэВ;

реакторы на тепловых нейтронах — основная часть делений вызывается нейтронами с энергиями, меньшими 1 эВ.

По применяемым материалам:

по используемому топливу — большинство существующих реакторов работает на урановом топливе; весьма перспективным для реакторов на быстрых нейтронах является плутониевое топливо. В реакторах используется обогащенный или природный уран. В настоящее время в качестве топлива в большинстве реакторов применяется диоксид урана UOz;

по роду замедлителя — замедлитель применяется в реакторах на тепловых нейтронах. В качестве замедлителей используются элементы (или соединения, составленные из этих элементов), расположенные в начале Периодической системы элементов Д. И. Менделеева. По значимости и распространенности сюда относятся вода, графит, тяжелая вода;

по роду теплоносителя — для охлаждения реакторов используются вода (кипящая и некипящая), газы, жидкие металлы;

по числу основных конструктивно разделенных компонентов в активной зоне:

двухкомпонентные реакторы — реакторы без замедлителя, (на быстрых нейтронах) и с замедлителем,, который одновременно является и теплоносителем (например, ВВЭР, см. § 2.5);

трехкомпонентные реакторы — реакторы, в которых топливо, теплоноситель и замедлитель пространственно разделены (например, РБМК, см. § 2.4).

По конструктивным особенностям: корпусные — теплоноситель движется одним потоком; реактор имеет герметичный корпус, рассчитанный на давление теплоносителя. Как правило, это двухкомпонентные реакторы;

канальные — теплоноситель движется внутри труб, проходящих через активную зону. Давление теплоносителя несут трубы. Как правило, это трехкомпонентные реакторы.

Классификацию можно проводить также по агрегатному состоянию теплоносителя — кипящие и некипящие, по компоновке основного оборудования первого контура — с вынесенным оборудованием и интегральной компоновкой и т. д.

В СССР наибольшее распространение получили реакторы на тепловых нейтронах, в которых замедлителем и теплоносителем является обычная вода (водо-водяные энергетические реакторы — ВВЭР, см. § 2.5) и уран-графитовые канальные реакторы с кипящим водным теплоносителем (РБМК, см. § 2.4). Развиваются реакторы на быстрых нейтронах (см. § 2.8); действуют две станции (Шевченковская и Белоярская — III блок).

Кроме этих типов реакторов в СССР ведется проектирование и строительство высокотемпературных реакторов (см. § 2.6) и атомных станций теплоснабжения (ACT)—см. § 2.7.

ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ И СИСТЕМЫРЕАКТОРНОЙ установки

К реакторной установке относят следующие основные конструктивные элементы и системы [58]: активную зону, отражатель или зону воспроизводства (экран), биологическую защиту, системы управления и защиты реактора, перегрузки топлива и контроля и обеспечения безопасности.

В активной зоне реактора происходит цепная реакция деления. Важнейшая характеристика цепной реакции деления — коэффициент размножения, который равен отношению числа нейтронов данного поколения к числу нейтронов предыдущего поколения. Для бесконечной однородной среды эта величина обозначается через К™. Аналогом коэффициента размножения К» для реактора служит эффективный коэффициент размножения К,ф. Значение Кзф зависит от состава и структуры среды, а также от величин, определяющих утечку нейтронов. Утечка нейтронов зависит от формы и размера реактора и площади миграции, м2, которая равна 1/6 среднего квадрата расстояния, проходимого нейтро

ном от места своего рождения до места поглощения.

Если КЭф = 1, то количество нейтронов в реакторе не изменяется во времени. Такое стационарное состояние реактора называется критическим. Состояния с лЭф>1 и Кэф < 1 называются соответственно надкритическим и подкритическим. Для определения состояния реактора часто используется понятие реактивности

р==1- * , (2.1)

Аэф

В критическом состоянии р* = 0, в надкритическом и подкритическом р* > 0, р, < 0. Изменения температуры и плотности материалов активной зоны, а также мощности реактора приводят к изменению реактивности.

Температурный коэффициент реактивности at определяется как приращение реактивности, соответствующее изменению температуры всех материалов реактора на 1 °C, т. е.

а< = dpjdtм дКэф1К3ф dt. (2.2)

Повышение температуры в реакторе приводит к термическому расширению материалов и уменьшению их плотностей р, а следовательно, и к уменьшению макроскопических сечений (см. кн. 1, § 6.8). Этот температурный эффект учитывается плотностным коэффициентом реактивности

ар = др,/др « дКэ^,1Ка^ др. (2.3) Мощностный коэффициент реактивности определяется как изменение реактивности при изменении мощности N на 1 %

aN = dpJdN. (2.4)

В реакторах с кипением теплоносителя плотность последнего меняется за счет образования пузырьков пара. В этом случае вводится паровой коэффициент реактивности, который равен изменению реактивности вследствие единичного изменения па- росодержания на 1 %:

аф = др,/дф * д/Сэф/дКэф дф. (2.5)

Активная зона гетерогенного реактора состоит из тепловыделяющих элементов, замедлителя, теплоносителя и внутрикор- пусных устройств.

Средние объемные плотности тепловыделения в активной зоне реакторов различных типов приведены ниже:

Тип реактораqQ, МВт/м8

Водо-водяной без кипения (ВВЭР) 80-110

Водо-водяной с кипением (ВК) 45—55

Уран-графитовый с кипящим водным теплоносителем

(РБМК) 5,0-7,0

Тяжеловодный 12—15

На быстрых нейтронах .. . .400—800

Тепловыделяющий элемент (твэл). Твэл представляет собой топливный сердечник вместе с герметичной оболочкой и концевыми деталями, окружающими его для предотвращения утечки продуктов деления и взаимодействия топлива с теплоносителем. В реакторах типа ВТГР конструкция твэла несколько отличается от указанной выше (см. § 2.6). Большая часть энергии деления (более 90 %) превращается в теплоту в твэле.

Ядерное топливо обязательно содержит делящиеся и сырьевые изотопы (см. кн. 1, § 6.8). В процессе работы реактора изотопный состав топлива непрерывно изменяется, т. е. уменьшается количество исходных изотопов, появляются новые, в том числе и делящиеся. Как правило, качество топлива ухудшается во времени, что приводит к уменьшению Кэф реактора.

Соединения урана, плутония, тория с неметаллами (кислородом, углеродом, азотом и др.), имеющие высокую температуру плавления, значительную плотность горючего материала, низкое сечение захвата нейтронов и стойкость в условиях облучения, объединяют в одну группу—керамическое ядерное топливо. Применяемые материалы можно разделить на три подгруппы:

керамика на основе оксидов урана, тория, плутония и их смеси;

неоксидиые керамические материалы,— силициды, карбиды, нитриды и другие соединения U, Th, Ри;

керамические материалы, диспергированные в графитовой или иной матрице.

Из всех материалов самое широкое распространение получил диоксид урана UO2. Он допускает высокие степени выгорания без заметного распухания (увеличения объема при облучении) и нарушения геометрических размеров твэлов. При выгорании до 9 % распухание составляет 0,33 % на 1 % атомного содержания выгорания и не зависит от температуры в интервале 1033—2253 К, при выгорании

Рис. 2.1. Теплопроводность диоксида урана в зависимости от температуры

более 9 % распухание интенсифицируется и изменение объема составляет в среднем 0,7 % на 1 % выгорания [9]. Приведённые значения распухания невелики, и они существенно меньше, чем в случае металлических сплавов урана. Если при облучении температура в центре превышает температуру плавления диоксида урана, объемное расширение существенно возрастает. При расплавлении более 70 % поперечного сечения стержня диоксида урана распухание достигает 5—7 % на 1 % выгорания.

Существенным недостатком UO2 является его низкая теплопроводность X (рис. 2.1, формула (2.56)], которая уменьшается при облучении топлива [47]. Низкая теплопроводность и обусловленные ею высокие термические напряжения вследствие большого радиального градиента температуры топливного сердечника могут вызвать растрескивание диоксида урана. Растрескивание обычно происходит в радиальном направлении и может сопровождаться разрушением таблеток UO2.

Одна из важных характеристик ядер- ного топлива — совместимость с материалом оболочек. Данные по совместимости UO2 с различными материалами приведены в табл. 2.1.

МатериалТемпература материала, КПримечаниеАлюминий~ 773Относительно медленное взаимодействие с образованием UAlj и UA13Цирконий873Медленная реакция, цирконий охрупчиваетсяНержавеющая сталь1673Нет взаимодействияДеаэрированная вода с нейтральным или повышенным pH613Устойчива в течение 300 сутУглекислый газ1173Хорошая стойкостьНатрий; натрий — калий873Хорошая стойкость высокоплотной ио2МатериалТемпература материала, КПримечаниеАлюминий~ 773Относительно медленное взаимодействие с образованием UAlj и UA13Цирконий873Медленная реакция, цирконий охрупчиваетсяНержавеющая сталь1673Нет взаимодействияДеаэрированная вода с нейтральным или повышенным pH613Устойчива в течение 300 сутУглекислый газ1173Хорошая стойкостьНатрий; натрий — калий873Хорошая стойкость высокоплотной ио2Т а б лица 2.1. Совместимость UO2 с различными материалами [9]Т а б лица 2.1. Совместимость UO2 с различными материалами [9]Оболочка твэла служит для изоляции ядерного топлива от теплоносителя и пре-

Материал

Температура материала, К

Примечание

Алюминий

~ 773

Относительно медленное взаимодействие с образованием UAlj и UA13

Цирконий

873

Медленная реакция, цирконий охрупчивается

Нержавеющая сталь

1673

Нет взаимодействия

Деаэрированная вода с нейтральным или повышенным pH

613

Устойчива в течение 300 сут

Углекислый газ

1173

Хорошая стойкость

Натрий; натрий — калий

873

Хорошая стойкость высокоплотной ио2

Материал

Температура материала, К

Примечание

Алюминий

~ 773

Относительно медленное взаимодействие с образованием UAlj и UA13

Цирконий

873

Медленная реакция, цирконий охрупчивается

Нержавеющая сталь

1673

Нет взаимодействия

Деаэрированная вода с нейтральным или повышенным pH

613

Устойчива в течение 300 сут

Углекислый газ

1173

Хорошая стойкость

Натрий; натрий — калий

873

Хорошая стойкость высокоплотной ио2

Т а б лица 2.1. Совместимость UO2 с различными материалами [9]

Т а б лица 2.1. Совместимость UO2 с различными материалами [9]

Максимальная рабочая температура материала, КМатериалОбласть применения673Сплавы цирконияРеакторы с водным теплоносителем543Сплавы алюминияРеакторы с водным теплоносителем973Аустенитные нержавеющие сталиРеакторы на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителемМаксимальная рабочая температура материала, КМатериалОбласть применения673Сплавы цирконияРеакторы с водным теплоносителем543Сплавы алюминияРеакторы с водным теплоносителем973Аустенитные нержавеющие сталиРеакторы на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителемТаблица 2.2. Конструкционные материалы, используемые в качестве оболочек твэлов ядерных реакторов [9]Таблица 2.2. Конструкционные материалы, используемые в качестве оболочек твэлов ядерных реакторов [9]дотвращения загрязнения его частицами топлива и продуктами деления.

Максимальная рабочая температура материала, К

Материал

Область применения

673

Сплавы циркония

Реакторы с водным теплоносителем

543

Сплавы алюминия

Реакторы с водным теплоносителем

973

Аустенитные нержавеющие стали

Реакторы на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем

Максимальная рабочая температура материала, К

Материал

Область применения

673

Сплавы циркония

Реакторы с водным теплоносителем

543

Сплавы алюминия

Реакторы с водным теплоносителем

973

Аустенитные нержавеющие стали

Реакторы на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем

Таблица 2.2. Конструкционные материалы, используемые в качестве оболочек твэлов ядерных реакторов [9]

Таблица 2.2. Конструкционные материалы, используемые в качестве оболочек твэлов ядерных реакторов [9]

В качестве оболочек используются конструкционные материалы, представленные в табл. 2.2. Между оболочкой и сердечником предусматриваются зазоры для компенсации термических расширений. Свободный объем заполняется средой с высокой теплопроводностью (гелий, натрий и т. д.), которая должна быть инертной по отношению к оболочке и сердечнику.

Замедлитель. Нейтронно-физические свойства замедлителей представлены в кн. 1, табл. 6.19 и 6.22. Легкая вода имеет очень хорошие замедляющие свойства, поэтому реакторы с легководным замедлителем при той же мощности оказываются значительно более компактными, нежели реакторы с другими замедлителями.

Недостатком легкой воды является способность поглощать тепловые нейтроны в значительно большей степени, чем графит или тяжелая вода. Это приводит к тому, что в водо-водяных реакторах используется топливо с более высоким обогащением (до 3,5—4,5 %), чем в других типах реакторов на тепловых нейтронах (кроме высокотемпературных) .

Графит имеет малое сечение поглощения тепловых нейтронов. Реакторы с графитовым замедлителем могут работать на природном уране. Рассеивающие и замедляющие свойства графита значительно ниже, чем у воды. Поэтому реакторы с графитовым замедлителем имеют существенно более низкие удельные энерговыделения по сравнению с легководными реакторами.

Минимальным сечением поглощения из всех замедлителей обладает тяжелая вода. Однако высокая стоимость производства тяжелой воды не позволяет пока использовать ее в ядерной энергетике в широких масштабах.

Теплоноситель. Теплоносители ядерных реакторов должны обладать следующими свойствами: малыми коррозионной агрессивностью и эрозионным воздействием по отношению ко всем материалам активной зоны; высокими теплоемкостью и теплопро-

водностью, малой вязкостью; высокой температурой кипения и низкой температурой плавления; высокой температурной и радиационной стойкостью; взрывобезопасно- стью, малой активацией. Лучше всего этим требованиям удовлетворяет вода. Единственный недостаток воды — сравнительно низкая температура кипения при высоком давлении паров.

Жидкометаллические теплоносители имеют высокую температуру кипения при низком давлении. Вследствие хороших теплопередающих свойств применение жидкометаллических теплоносителей особенно целесообразно при высоких удельных энерговыделениях (ядерные реакторы на быстрых нейтронах). Однако большинство жидкометаллических теплоносителей при комнатной температуре находятся в твердом состоянии. Последнее обстоятельство требует сооружения системы подогрева для плавления металлов, что усложняет конструкцию. Калий, натрий и эвтектика натрий — калий бурно реагируют с водой и воздухом, что представляет серьезную опасность. Жидкометаллические теплоносители коррозионно-агрессивны. Для уменьшения коррозионной агрессивности жидкометаллические теплоносители очищают от оксидов на специальных фильтрах (см. п. 2.8.2).

Отражатель. Материалы, окружающие активную зону и возвращающие обратно часть уходящих из нее нейтронов, в совокупности образуют отражатель. В реакторах на тепловых нейтронах в качестве отражателей используют обычно те же материалы, что и для замедлителей. Примерные толщины боковых отражателей в реакторах на тепловых нейтронах приведены ниже:

Тип реактораТип реактораВодо-водяной

Тип реактора

Тип реактора

Уран-графитовый с кипящим водным теплоносителем

Тяжеловодный

Толщина боковогоотражателя, см12-15Толщина боковогоотражателя, см12-1510080-10010080-100В реакторах на быстрых нейтронах роль отражателя выполняют экраны, в ко-

Толщина боковогоотражателя, см

12-15

Толщина боковогоотражателя, см

12-15

10080-100

10080-100

торых производится накопление нового топлива (см. § 2.8).

Биологическая защита. В работающем реакторе образуются альфа (а)-, бета (0)-, гамма (у)- и нейтронное (л)-излучения. По происхождению излучения можно разделить следующим образом:

первичные \- и п-излучения, возникающие в процессе деления; этот источник существен только во время работы реактора;

вторичное активационное ^-излучение, испускаемое во время распада радиоактивных ядер, получившихся при захвате нейтронов. Значительно реже продуктом распада бывают вторичные нейтроны. Заря- -женные частицы (а, 0 и др.) в силу малого пробега до поглощения обычно не играют роли при расчете защиты реактора. Активации подвергаются постоянно облучаемые. части реактора (отражатель, корпус, защита, внутрикорпусные устройства), замедлитель, теплоноситель и содержащиеся в них примеси;

гамма-излучения радиоактивных продуктов деления, их роль особенно велика после прекращения реакции деления, когда прекращается первичное излучение. Для снижения нейтронного и у-излучений до предельно допустимых уровней и ниже необходимо осуществить биологическую защиту от переоблучения персонала, защиту напряженных элементов конструкции от радиационных повреждений и перегревов (тепловая защита); прежде всего это относится к корпусу под давлением, а также к массивным деталям внутрикорпусных устройств, каналов и топливных кассет.

В зависимости от назначения и типа реактора биологическая защита может быть сплошной или раздельной [10]. При сплошной защите реактор и его система охлаждения окружены со всех сторон. Раздельная защита состоит в том, что реактор и система охлаждения имеют отдельную защиту, т. е. размещены в различных помещениях. Это позволяет обслуживать систему охлаждения во время останова реактора. При проектировании новых АЭС раздельной защите отдается предпочтение. При раздельной защите различают первичную (защиту активной зоны реактора) и вторичную (защиту системы охлаждения контура реактора).

Первичная защита предназначена для ослабления потока нейтронов из активной зоны реактора, чтобы не допустить активации рабочего тела и значительной наведенной активации в конструкции и оборудовании.

Вторичная защита предназначена для снижения нейтронного и у-потоков до предельно допустимых значений.

При проектировании защиты реактора необходимо:

выбирать для защиты недорогостоящие материалы. Чаще всего в качестве защиты

применяют материалы с большим атомным номером (железо, чугун, свинец), а также такие материалы, как вода, бетон с соответствующими присадками, бор и др.;

установить предельно допустимые уровни излучения на обслуживаемых и полуоб- служиваемых местах. При работающем реакторе предельно допустимые уровни устанавливаются за вторичной защитой, при остановленном — за первичной;

определить энергию и интенсивность излучения от различных источников (активной зоны, контура первичного теплоносителя), от которых проектируется защита;

произвести расчет первичной и вторичной защит, при этом необходимо учитывать теневую защиту — самоэкранирующие свойства оборудования и помещений, которые расположены вблизи реактора. Поэтому высокоактивные источники необходимо располагать в середине реакторного помещения, менее активные — от середины в направлении к периферии.

Трубопроводы с первичным теплоносителем, имеющие большую активность, должны быть по возможности короче.

Расчет защиты от излучений — сложная и трудоемкая задача, поскольку при взаимодействии излучения с веществом возникают многократные рассеяния, отражения на границе раздела сред, наведенная активность и т. д. Все это необходимо учитывать при проектировании защиты от излучений [10].

Система управления и защиты реактора (СУЗ). Эта система служит для пуска и останова реактора, поддержания заданного уровня мощности, перехода на другой уровень мощности и аварийного отключения реактора. Она включает в себя исполнительные органы, приводы, систему охлаждения и ее функционирование. Органы управления реактивностью реактора должны выполнять следующие основные функции: компенсацию запаса реактивности, автоматическое регулирование, аварийную защиту, поддержание заданных неравномерностей энерговыделения. В соответствии с этими функциями СУЗ состоит из компенсирующих, регулирующих и аварийных стержней.

Компенсирующие стержни (КС) служат для компенсации значительных изменений реактивности при переходе от холодного состояния реактора к рабочему и изменения реактивности ввиду различного изотопного состава.

Регулирующие стержни (PC) поддерживают мощность постоянной или меняют ее по заданию оператора. Стержни аварийной защиты (АЗ) обеспечивают быстрое прекращение реакции деления (останов реактора) при возникновении аварийной ситуации.

Механизм воздействия на реактивность систем КС, PC, АЗ одинаков.кйждая из

этих систем может выполнять и другие функции. Поэтому во многих случаях функции различных систем объединяются, и система становится универсальной.

В качестве материалов стержней СУЗ используют элементы, хорошо поглощающие нейтроны. К ним относятся В, Cd, Hf, In, Eu, Gd и др.

В реакторах, где замедлителем служит вода, поглощающее нейтроны вещество в виде раствора добавляется в воду. Чаще всего в качестве вещества-поглотителя нейтронов выбирают борную кислоту. Применение жидкого поглотителя позволяет существенно уменьшить количество органов СУЗ (см. § 2.5).

Система перегрузки топлива. Эта система служит для замены выгоревшего топлива свежим и извлечения поврежденных твэлов. Перегрузка бывает непрерывная и периодическая. Первая, как правило, производится в канальных реакторах и в уран-графитовых реакторах с газовым теплоносителем. В реакторах остальных типов ежегодно производится перегрузка части топлива (как правило, 1/4 или 1/3 полной загрузки реактора). Время нахождения в реакторе загруженного топлива составляет около 20 000 ч (3—4 года).

Системы контроля и обеспечения безопасности. Для обеспечения экономичной и безопасной эксплуатации реакторной установки необходимо наличие точной и оперативной информации о распределении полей энерговыделения, температуры и других теплотехнических и ядерно-физиче- ских параметров внутри активной зоны. Эту задачу выполняют системы внутриреакторного контроля, в состав которых, в общем случае, входят датчики линии связи, электронная измерительная аппаратура, а также ЭВМ, алгоритмы и программы для обработки полученной информации. Основные системы внутриреакторного контроля следующие:

система контроля нейтронно-физических параметров (уровень нейтронной мощности, период изменения нейтронного потока, поле энерговыделения по объему реактора и изменения его во времени и т. д.);

система контроля теплотехнических параметров (распределение температуры и расхода на выходе из топливных кассет, перепад давления по активной зоне, температура замедлителя в графитовых реакторах и т. д.);

система контроля герметичности оболочек твэлов (КГО).

Кроме того, на АЭС проводится диагностика состояния основного технологического оборудования реакторной установки, которая служит для определения первопричины его ненормальной работы, прогнозирование вероятного появления неисправностей, а также степени их опасности

для дальнейшей эксплуатации оборудования.

На АЭС предусматриваются защитные системы безопасности, предназначенные для предотвращения или ограничения повреждений ядерного топлива, оболочек твэлов, первого контура и предотвращения ядер- ных аварий.

В комплексе защитных систем должно быть предусмотрено не менее двух систем отвода теплоты от реактора, основанных на различных принципах действия и обеспечивающих требуемую эффективность при не зависимом от исходного события отказе одной из систем. Конструктивное оформление систем безопасности зависит от типа реактора и рассматривается в дальнейшем (см. пп. 2.4.5, 2.5.6, 2.7.2).

2.2.3. ВЫГОРАНИЕ ТОПЛИВА

В процессе управляемой цепной реакции деления в твэлах происходят ядерные превращения, которые условно называют процессами выгорания. Среди них важнейшие — это деление, радиационный захват нейтрона и радиоактивные превращения (см. кн. 1, п. 6.8.2). Доля разделившихся ядер топлива в общем числе выгоревших, т. е. исчезнувших в результате деления и радиационного захвата, равна 1/(1+а), где а — отношение сечений радиационного захвата и деления.

В реакторе происходит деление также и сырьевых изотопов (см. кн. 1, п. 6.8.2), которое учитывается коэффициентом 0, равным отношению числа делений сырьевых и делящихся изотопов. Поэтому отношение общего числа делений (на сырьевых и делящихся изотопах) к числу выгоревших ядер топлива равно (1+0)/(1+«). Значение 0 в реакторах на быстрых нейтронах составляет обычно не более десяти процентов; в реакторах на тепловых нейтронах это единицы процентов. Значение а существенно зависит от энергии нейтронов и от вида делящегося изотопа. Так, при энергии нейтронов Е = 0,025 эВ а = 0,17 для 235U и 0,36 для 239Ри, а при Е = 0,5 МэВ — соответственно 0,13 и 0,06. Мерой выгорания обычно служит либо энерговыработка, кВт-ч или ГВт-сут, либо масса образовавшихся продуктов деления пгП. д, отнесенная к единице начальной массы топлива.

В реакторе одновременно со сгоранием загруженного в него топлива Происходит воспроизводство нового ядерного топлива. Эффективность процесса воспроизводства определяется коэффициентом воспроизводства (КВ).

Коэффициентом воспроизводства называют отношение скорости образования нового топлива к скорости выгорания топлива:

= (2-6) атп. д 1 Т Р

где m^ — масса ядерного топлива в реакторе.

Если КВ = 1, выгорание топлива не сопровождается изменением его массы (формула не учитывает небольшое различие между массой делящегося ядра и массой осколков). Если КВ < 1, что характерно для большинства реакторов на тепловых нейтронах, то масса топлива уменьшается по мере высвобождения энергии, но тем медленнее, чем больше КВ.

В реакторах на быстрых нейтронах КВ > 1, и масса топлива в них увеличивается. Такие реакторы называются реакторами-размножителями (бридерами'). При КВ > 1 заметная часть 238U может быть превращена в плутоний и далее в продукты деления. Расширенное воспроизводство возможно и в реакторах на тепловых нейтронах, в цикле с выгоранием и воспроизводством 233U, но в этом случае КВ — 1 составляет всего лишь несколько сотых долей, тогда как в реакторах на быстрых нейтронах — несколько десятых.

В зависимости от КВ, точнее от КВА ■— части коэффициента воспроизводства, связанной с образованием нового топлива в пределах активной зоны реактора, — реактивность (см. п. 2.2.2) может либо увеличиваться, либо снижаться по мере выгорания топлива. В реакторах на тепловых нейтронах с топливом 235U или 2МРи реактивность обычно снижается. Исключение составляют реакторы с очень малым обогащением урана изотопом 235U. В них на начальном этапе выгорания топлива реактивность слегка увеличивается, несмотря на то что КВ < 1. Это связано с различием свойств разных видов топлива, в данном случае 235U и 239Ри. У 239Ри сечение деления выше, чем у 235U, и даже неполное замещение выбывающих ядер 235U ядрами 239Рп ведет (до некоторых пор) к увеличению вероятности деления.

Влияние различных факторов на КВ видно из формулы баланса нейтронов

KB=vp-l-e, (2.7)

где v — число нейтронов, возникающих в результате делений ядер топлива при выгорании одного топливного ядра; ц — отношение числа нейтронов, возникающих (в среднем) в результате делений ядер топлива и сырьевых ядер, к числу нейтронов, возникающих (в среднем) в результате делений одних лишь ядер топлива; е — отношение числа радиационных и прочих вредных захватов нейтронов в несырьевых и нетопливных ядрах к числу выгоревших ядер топлива; в идеальном случае е = 0, и тогда

КВид = уц — 1.

Значения v, ц и е зависят от состава ядерного топлива, энергии нейтронов, устройства реактора и режима его работы.

При переходе от тепловых нейтронов к быстрым значение v возрастает примерно с 2,07 до примерно 2,2 для 235U и с около 2,1 примерно до 2,8 для 239Ри.

Величина ц в реакторах на быстрых нейтронах может достигать 1,15—1,20; в реакторах на тепловых нейтронах ц » 1,05 (ВВЭР) и ц » 1,02 (РБМК). Поэтому в реакторах на тепловых нейтронах vp существенно ниже, чем в реакторах на быстрых нейтронах.

Выбор конструкционных материалов, замедлителя (в реакторах на тепловых нейтронах), теплоносителя, размеров активной зоны существенно влияет на непроизводительный захват нейтронов. В реакторах на тепловых нейтронах е » 0,5, в реакторах на быстрых нейтронах е » 0,2 4- 0,3.

Глубина выгорания и режимы перегрузок топлива. Проектная глубина выгорания обычно измеряется отношением массы продуктов деления в выгружаемых топливных элементах к массе топливных элементов и варьируется чаще всего в пределах 10—100 кг/т. Проектную глубину выгорания стараются сблизить с пределом живучести топливного элемента, т. е. обычно стремятся проектировать реактор таким образом, чтобы к моменту, когда тепловыделяющий элемент исчерпает в значительной мере ресурс работы, избыточная реактивность реактора была бы близка к нулю. Дальнейшее пребывание твэла в реакторе, с одной стороны, чревато нарушением герметичности его оболочки, а с другой стороны, ведет к уменьшению реактивности ниже того уровня — оперативного запаса (около 1 %), при котором реактором еще можно управлять. Поэтому твэл с проектным накоплением продуктов деления следует извлечь из реактора, а на освободившееся место поставить свежий. Замену выгоревшего топлива свежим называют перегрузкой топлива.

Глубину выгорания, при которой исчерпывается запас реактивности, можно регулировать, меняя концентрацию топлива в свежих топливных элементах. Для оценки необходимой начальной концентрации топлива в реакторах на тепловых нейтронах с топливными элементами из урана, обогащенного изотопом 235U, полезно простое правило: глубина выгорания приблизительно равна обогащению. Так, при обогащении 2 %, т. е. 20 кг/т, выгорание равно 20 кг/т и т. д. Это правило не имеет глубоких теоретических оснований, но выполняется для многих реакторов.

Перегрузку (замену) топлива осуществляют либо крупными порциями и редко, либо малыми порциями и часто в зависимости от конструктивных особенностей реактора. В одном предельном случае каждый раз заменяется все топливо, т. е. работа идет кампаниями, в другом перегрузку топлива можно рассматривать как непре-

рывный процесс. Коэффициент воспроизводства минимален при работе кампаниями и максимален в режиме непрерывных перегрузок. При работе кампаниями в промежутке между перегрузками меняется реактивность, и это изменение приходится компенсировать, изменяя количество внесенных в реактор специальных поглотителей, ^апример, в ВВЭР такими поглотителями являются борная кислота, концентрация которой в воде регулируется специальными системами, и отчасти механически управляемые подвижные поглотители. Реакция п — а на ядрах бора дает существенный вклад в е. Для уменьшения этого вклада используют частичные перегрузки-, каждый год треть выгоревшего топлива заменяют свежим. Это приблизительно втрое уменьшает потерю нейтронов в борной кислоте по сравнению с полной заменой всего топлива 1 раз в три года.

Так как в разных местах реактора топливо выгорает с разной скоростью, то при частичных перегрузках производят перестановки и повороты топливных сборок, отработавших треть и две трети своей кампании. При этом стремятся к тому, чтобы окончательно извлекаемые из реактора топливные элементы имели максимально близкие друг к другу глубины выгорания — в этом случае средняя выработка энергии топливным элементом максимальна, КВ максимально и затраты топлива на 1 кВт-ч минимальны.

В режиме непрерывных перегрузок имеется целый спектр твэлов с разными глубинами выгорания, и реактивность равна оперативному запасу. Такое состояние реактора получается после длительной его работы и называется равновесным. В переходном режиме твэлы извлекаются до исчерпания своего ресурса. Поэтому обычно концентрация топлива в начальной загрузке реактора меньше, чем в догружаемых топливных элементах.

Точный расчет зависимости реактивности, энерговыработки, изотопного состава топливных элементов от глубины выгорания выполняется на ЭВМ по достаточно сложным программам, примером которых служит УНИРАСОС [50]. В этих программах для топливных и сырьевых тяжелых ядер и продуктов деления учитываются как реакции взаимодействия с нейтронами, так и самопроизвольные радиоактивные превращения. Результаты расчета используются в других программах, определяющих поля тепловыделения в реакторе и глубины выгорания топливных элементов на разных этапах работы реактора, а также моменты исчерпания запаса реактивности, требующие замены части топлива свежим. Примером программы этого типа служит БИПР [3]. В свою очередь результаты этого расчета можно использовать, с одной стороны, для проведения повероч

ных тепловых расчетов, а с другой стороны, для составления графиков поступления свежего топлива в реактор и извлечения из реактора выгоревшего топлива. Эти графики (как и изотопные составы выгруженных топливных элементов) служат основанием для технико-экономических расчетов и для расчетов мощностей и графиков загрузки предприятий, поставляющих топливные сборки и перерабатывающих выгоревшее топливо.

2.3. ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ

ЗАДАЧИ И КЛАССИФИКАЦИЯТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

Теплогидравлические расчеты ядерной паропроизводящей установки проводятся с целью получить информацию о распределении скоростей и давлений теплоносителя по контуру циркуляции при известных полях температур (энтальпий), геометрии контура, средствах циркуляции, о температурных полях и тепловых потоках при известных тепловыделениях, расходах теплоносителя и геометрии контура. Теплогидравлические расчеты позволяют решать и обратные задачи: 1) подобрать геометрию или средства циркуляции так, чтобы обеспечить необходимые расходы и температуры теплоносителя; 2) определить расход теплоносителя и поверхность теплообмена, обеспечивающие необходимые параметры теплоносителя при заданной мощности.

Тепловые и гидравлические расчеты ведутся совместно, поскольку поля температур (энтальпий), скоростей и давлений влияют друг на друга; особенно сильно это влияние проявляется в сжимаемых и двухфазных потоках, в которых изменения энтальпий влекут за собой изменения плотности теплоносителя.

В общем случае выполняются расчеты стационарных (на номинальной мощности и на промежуточных уровнях), нестационарных (переходных с одного уровня мощности на другой) и аварийных режимов (при отказах оборудования АЭС и авариях с потерей теплоносителя).

Между температурным режимом реактора и состоянием теплоносителя, с одной стороны, и протекающими в реакторе нейтронно-физическими процессами — с другой, имеется тесная взаимосвязь особенно в реакторах с сильно изменяющимися свойствами теплоносителя по высоте активной зоны. Теплогидравлические расчеты должны быть увязаны с нейтронно-физическими расчетами. Поэтому соответствующие программные комплексы включают в себя программы нейтронно-физического и теплогидравлического расчетов реактора, работающие в итерационном режиме.

ПРЕДЕЛЫ БЕЗОПАСНОЙ РАБОТЫ

Параметры установки ограничены пределами ее безопасной работы. Пороговые значения параметров определяются, как правило, стоимостью и прочностью материалов и элементов реактора и оборудования или возникновением новой структуры (нового механизма процесса), качественно меняющей закономерность явления.

В водоохлаждаемых реакторах наиболее важными показателями безопасной работы являются:

температура топлива 1й или линейная плотность теплового потока q^ Для UO2 температура /0 не должна достигать температуры плавления, которая для необ- лученного топлива равна примернб 2800 °C при qi « 700 Вт/см. Максимальная линейная плотность теплового потока qi не должна превышать 450—500 Вт/см. Во избежание значительного выхода радиоактивных летучих продуктов деления (йод, благородные газы) из зерен диоксида урана под оболочку твэла долю UO2, находящуюся при температуре выше температуры начала изменений структуры диоксида урана U, ограничивают 5 %. Эта температура для перехода к пористой равновесной структуре равна /С1 = 1300 4- 1400 °C, к столбчатой /с2 = 1700 4- 1800 °C, при этом q, « 300 4- 400 Вт/см [56];

температура оболочек твэлов из сплавов циркония, которая не должна длительно превышать 360 °C, поскольку при более высоких температурах ускоряется наводороживание и наступает чрезмерное охрупчивание оболочек;

напряжения и деформации в оболочках твэлов и трубах каналов, несущих давление. Допускаются деформации около 1 %;

число, темп и диапазон циклов изменения режима работы твэлов и установки в целом (мощности, давления и температуры). В этой связи приходится нередко ограничивать разности температур между связанными элементами (в особенности в переходных режимах), например, потоками теплоносителя, питательной воды, воды аварийной подпитки и т. д.;

температуры /ос и деформации оболочек твэлов и их взаимодействие с теплоносителем (содержание гидридов и доля участия в пароциркониевой реакции) при максимальной проектной аварии с потерей теплоносителя. На основе существующего уровня знаний в этой области в настоящее время принимают /об < 1200 °C при условии, что доля Zr в реакции Н2 + Zr составляет не более 17 % [25];

критические плотности теплового потока (см. кн. 2, п. 3.11.3), при которых поверхность твэлов осушается и перегревается. Минимальные запасы Кз до кризиса теплообмена обычно составляют 1,3—1,5

(см. п. 2.3.6), хотя оптимальные их значения нередко лежат ниже этих значений (при «мягком» кризисе);

минимальные зазоры между твэла- ми определяются скоростями теплоносителя, при которых резко снижается критический поток или возрастает износ оболочек твэлов; они также зависят от конструкции дистанционирующих элементов и расстояния между ними. Минимальный размер зазора составляет около 1 мм;

глубина выгорания (или время кампании топлива тк). Величина тк ограничена в основном общей и коррозионной стойкостью твэлов, а также изменениями объема за счет радиации и составляет для диок- сидных твэлов с циркониевой оболочкой примерно 3—5 лет;

концентрации примесей в воде (pH, жесткость, хлориды, кислород, оксиды конструкционных материалов); они не должны длительно превышать нормируемые пределы показателей водного режима (см. п. 7.2.2), чтобы избежать чрезмерных отложений на твэлах, коррозионного воздействия и активации.

Кроме того, следует также указать на ограничение таких параметров, как коэффициенты реактивности, влияющие на нейтронно-физическую устойчивость работы реактора. В рабочем диапазоне не должно быть существенных положительных компонентов мощностного коэффициента реактивности, чтобы исключить неустойчивую работу установки (см. п. 2.2.2).

Запасы, коэффициенты и изменения (эффекты) реактивности при возможных изменениях количеств, плотности и температуры компонентов активной зоны и теплоносителя, а также скорость и изменения реактивности системой управления и защиты и ее надежность должны при всех мыслимых условиях гарантировать возможность гашения репной реакции и исключать рост мощности с малым периодом удвоения (увеличение мощности в е раз).

В этом смысле важно иметь минимальные и неположительные изменения реактивности при уменьшении количества теплоносителя, росте его температуры и увеличении мощности.

ТЕПЛОВЫДЕЛЕНИЕ В РЕАКТОРНЫХМАТЕРИАЛАХ

Распределение энерговыделения во времени. На рис. 2.2 показан закон высвобождения энергии деления во времени (т — время от момента деления 235U). Имеющаяся информация достоверна лишь при т>0,1. Подъем кривой связан с постепенным высвобождением энергии радиоактивного распада продуктов деления (см. кн. 1, п. 6.2.1). Эта энергия составляет примерно 10 % энергии деления.

Рис. 2.2. Интегральное тепловыделение Qf .в зависимости от безразмерного времени т, отсчитываемого от момента деления ^U

Роль радиоактивного распада становится особенно заметной при быстром, например, аварийном останове реактора. После введения в активную зону аварийных стержней — поглотителей нейтронов — интенсивность делений снижается почти скачком, а затем по истечении 2—3 мин постепенно спад интенсивности приближается к экспоненциальному с убыванием вдвое приблизительно за 1 мин. Тут-то и начинает главенствовать радиоактивный распад. В качестве примера на рис. 2.3 показано, как меняется тепловыделение в долго работавшем реакторе после сброса стержней аварийной защиты (АЗ). Уменьшение реактивности (см. п. 2.2.2) при вводе стерж-

Рис. 2.3. Тепловыделение в реакторе после сброса стержней аварийной защиты (эффективность погруженных стержней превышает долю запаздывающих нейтронов в 4 раза):

Qo — тепловыделение до погружения поглотителей нейтронов; Qi — тепловыделение после погружения поглотителей нейтронов; Q2 — компонент тепловыделения, не связанный с радиоактивностью; Qs — компонент тепловыделения, связанный с радиоактивностью; т — время от момента погружения поглотителей нейтронов

ней АЗ превышало долю запаздывающих нейтронов (см. кн. 1, § 6.8) в 4 раза.

Распределение тепловыделения по топливу. Осколки деления, имеющие короткие пробеги, оставляют всю энергию в твэ- лах, так что в них выделяется не менее 84 % энергии, освобождающейся в процессе деления (кн. 1, п. 6.2.1).

Значительная часть энергии (3-частиц и некоторая доля энергии у-квантов также остаются в топливе. Вся эта энергия (около 95 %) Превращается в теплоту в пределах твэла. В связи с этим распределение тепловыделения по твэлам реактора с хорошей степенью точности повторяет распределение полного энерговыделения, подсчитанного из условия, что вся энергия, связанная с делением, высвобождается там, .где это деление произошло.

Вычислительные программы [3, 50] наряду с потоками нейтронов позволяют рассчитать распределение полного энерговыделения, нормированного на условно заданную мощность реактора. Перераспределение этой энергии между твэлами и другими материалами, входящими в элементарную ячейку ядерного реактора (замедлителем, теплоносителем, конструкционными материалами), слабо меняет тепловыделение в топливе. Важно правильно произвести пересчет с условно заданной в расчете мощности на реальную. В настоящее время тепловая мощность реактора экспериментально может быть определена с погрешностью не менее 3—5 %.

Точность расчета распределения полного энерговыделения по реактору с помощью современных вычислительных программ [3] достаточно высокая. Для малых реакторов ошибка обычно не превышает 1—2 %. Для больших энергетических реакторов с такой точностью может быть вычислено распределение тепловыделения лишь по части реактора, имеющей размер, примерно равный длине миграции нейтрона. Ошибка расчета по реактору в целом обычно составляет 10—20 %.

Локальное тепловыделение в единице массы топлива энергетического реактора с системой внутриреакторного контроля и станционной ЭВМ может быть определено с точностью 4—6 % • Тепловыделение в топливном элементе определяется с меньшей точностью.

Тепловыделение в сильных поглотителях. Необходимо достаточно точно знать тепловыделение в органах управления, чтобы обеспечить их надежную работу.

В зависимости от типа нейтронной реакции высвобождаемая энергия остается в поглотителе полностью (и — а-реакция) или частично (п — у-реакция). Чтобы вычислить поток с единицы поверхности поглотителя нейтронов, необходимо взять из нейтронно-физического расчета реактора число нейтронов, поглощаемых в поглоти-

Т а б л и ц а 2.3. Отнесенные к плотностям материалов макроскопические сеченияпоглощения энергии у-квантов, испущенных при радиационном захвате, см2/г

Поглотитель

Источник

Н2О

С

Fe

Zr

Cd

Sm

Gd

н2о

0,025

0,019

0,021

0,020

0,024

0,026

0,023 •

С

0,023

0,017

0,018

0,018

0,021

0,023

0,021

А1

0,023

0,019

0,020

0,020

0,022

0,023

' 0,022

Ее

0,023

0,023

0,024

0,023

0,024

0,024

0,023

Zr

0,023

0,027

0,027

0,026

0,025

0,025

0,024

и

0,032

0,039

0,044

0,037

0,043

0,045

0,034

т

теле в единицу времени, отнесенное к площади теплоотдающей поверхности, умножить это число на энергию, высвобождаемую при поглощении нейтрона, и на вероятность w того, что энергия превратится в теплоту в пределах поглотителя, к полученному результату прибавить тепловой поток от у-квантов, источники которых находятся вне поглотителя.

Точный расчет выполняется с помощью метода Монте-Карло [4]. При очень грубых оценках достаточно учесть только внутренние источники и вычислить вероятность w по приближенным формулам.

Для п — a-реакции ш = 1; для п — у-реакции оценку значений w в цилиндрическом многослойном поглотителе можно провести по формулам

щ// = д.^/(1п2 + 0,251пг//6.);

^-(^/^i + ^W^,

где i, j — индексы слоев, поглощающих и испускающих у-кванты; б; — толщина слоя i; г,- — радиус слоя /; Sn// — сечение потери энергии у-квантами в слое i, усредненное по спектру источника j.

Сечения Хац и энерговыделение на один поглощенный нейтрон приведены в табл. 2.3 и 2.4.

Тепловыделение в корпусе реактора и биологичской защите. Тепловыделение в корпусе реактора обычно связано с по

глощением у-квантов, выходящих из реактора или образующихся в самом корпусе при поглощении нейтронов. Вклад от облучения быстрыми нейтронами в тепловыделение в корпусе обычно мал, поскольку между активной зоной и корпусом имеется отражатель, замедляющий нейтроны.

Опасность облучения у-квантами полностью определяется разогревом, возникающим при их поглощении. Тепловые нейтроны, падающие на стальной корпус, следует рассматривать как потенциальные у-кван- ты с суммарной энергией 7,8 МэВ на нейтрон. Если толщина корпуса невелика (корпус рассчитан на низкое давление), то значительная часть нейтронов может поглотиться за корпусом — в бетоне или воде, породив у-кванты с суммарной энергией соответственно 7,5 или 2,3 МэВ. Образующиеся при поглощении нейтронов как в корпусе, так и рядом с ним у-кванты имеют определенную вероятность потерять всю свою энергию или хотя бы ее часть в корпусе.

ЯдронсВLiFeZrCdSmGdРеакцияп — уп — ул — a *n — an — уn-yn — уn — уn-YЭнергия, МэВ2,25,52,84,87,88,29,18,07,8ЯдронсВLiFeZrCdSmGdРеакцияп — уп — ул — a *n — an — уn-yn — уn — уn-YЭнергия, МэВ2,25,52,84,87,88,29,18,07,8Т а б л и ц а 2.4. Энерговыделение при поглощении одного нейтронаТ а б л и ц а 2.4. Энерговыделение при поглощении одного нейтрона* В 95 х случаев энергия a-частицы составляет 2,3 МэВ. а уносимая у-квантом 0,5 МэВ.* В 95 х случаев энергия a-частицы составляет 2,3 МэВ. а уносимая у-квантом 0,5 МэВ.Точный расчет тепловыделения в корпусе достаточно сложен и проводится обычно по программе, основанной на методе Монте-Карло. Для очень грубых оценок применяют методику геометрических факторов и факторов накопления, разработанную применительно к расчету защиты. Поток энергии нерассеянных у-квантов, возникающих в активной зоне, на корпус можно определить по следующей асимпто-

Ядро

н

с

В

Li

Fe

Zr

Cd

Sm

Gd

Реакция

п — у

п — у

л — a *

n — a

n — у

n-y

n — у

n — у

n-Y

Энергия, МэВ

2,2

5,5

2,8

4,8

7,8

8,2

9,1

8,0

7,8

Ядро

н

с

В

Li

Fe

Zr

Cd

Sm

Gd

Реакция

п — у

п — у

л — a *

n — a

n — у

n-y

n — у

n — у

n-Y

Энергия, МэВ

2,2

5,5

2,8

4,8

7,8

8,2

9,1

8,0

7,8

Т а б л и ц а 2.4. Энерговыделение при поглощении одного нейтрона

Т а б л и ц а 2.4. Энерговыделение при поглощении одного нейтрона

* В 95 х случаев энергия a-частицы составляет 2,3 МэВ. а уносимая у-квантом 0,5 МэВ.

* В 95 х случаев энергия a-частицы составляет 2,3 МэВ. а уносимая у-квантом 0,5 МэВ.

Энергия у-кванта, МэВПоглотитель0,51234‘ 6810Н2О0,0970,0710,0490,0400,0340,0280,0240,022с"0,0870,0640,0440,0360,0300,0250,0220,020А10,0840,0610,0430,0360,0310,0270,0240,023Fe0,0840,0600,0420,0360,0330,0310,0300,030Zr0,0870,0580,0410,0360,0350,0340,0340,035и0,190,0770,0480,0440,0440,0450,0490,051Энергия у-кванта, МэВПоглотитель0,51234‘ 6810Н2О0,0970,0710,0490,0400,0340,0280,0240,022с"0,0870,0640,0440,0360,0300,0250,0220,020А10,0840,0610,0430,0360,0310,0270,0240,023Fe0,0840,0600,0420,0360,0330,0310,0300,030Zr0,0870,0580,0410,0360,0350,0340,0340,035и0,190,0770,0480,0440,0440,0450,0490,051Таблица 2.5. Отнесенные к плотностям материалов сечения взаимодействия с у-квантами, см2/гТаблица 2.5. Отнесенные к плотностям материалов сечения взаимодействия с у-квантами, см2/гтической формуле:тической формуле:'t”T«"r4^pv,0,r« +

Энергия у-кванта, МэВ

Поглотитель

0,5

1

2

3

4

‘ 6

8

10

Н2О

0,097

0,071

0,049

0,040

0,034

0,028

0,024

0,022

с"

0,087

0,064

0,044

0,036

0,030

0,025

0,022

0,020

А1

0,084

0,061

0,043

0,036

0,031

0,027

0,024

0,023

Fe

0,084

0,060

0,042

0,036

0,033

0,031

0,030

0,030

Zr

0,087

0,058

0,041

0,036

0,035

0,034

0,034

0,035

и

0,19

0,077

0,048

0,044

0,044

0,045

0,049

0,051

Энергия у-кванта, МэВ

Поглотитель

0,5

1

2

3

4

‘ 6

8

10

Н2О

0,097

0,071

0,049

0,040

0,034

0,028

0,024

0,022

с"

0,087

0,064

0,044

0,036

0,030

0,025

0,022

0,020

А1

0,084

0,061

0,043

0,036

0,031

0,027

0,024

0,023

Fe

0,084

0,060

0,042

0,036

0,033

0,031

0,030

0,030

Zr

0,087

0,058

0,041

0,036

0,035

0,034

0,034

0,035

и

0,19

0,077

0,048

0,044

0,044

0,045

0,049

0,051

Таблица 2.5. Отнесенные к плотностям материалов сечения взаимодействия с у-квантами, см2/г

Таблица 2.5. Отнесенные к плотностям материалов сечения взаимодействия с у-квантами, см2/г

тической формуле:

тической формуле:

1 dpv (0)

S2 dx

1 ^pv(0)+ 2g dx21 ^pv(0)+ 2g dx2где T — толщина отражателя; So, 2 — макроскопические сечения взаимодействия у-квантов с материалами активной зоны и отражателя (табл. 2.5); pv (х) — плотность генерации энергии у-квантов в активной зоне на расстоянии х от плоской границы с отражателем;Гп = (ТЕ + п + 2)~ — геометрические факторы, которые определяют эффективную долю у-квантов, летящих в интересующем нас. направлении.

1 ^pv(0)

+ 2g dx2

1 ^pv(0)

+ 2g dx2

Ни разу не рассеянные у-кванты — это лишь часть у-квантов, проходящих через отражатель и падающих на корпус. Необходимо еще учитывать те у-кванты, которые до того, как попали на корпус, испытали рассеяние. Однако отношение суммарной энергии дошедших до корпуса у-квантов к энергии ни разу не рассеянных у-квантов невелико. Это отношение называют токовым фактором накопления ВТОк, а формулу для потока энергии у-квантов на корпус записывают в виде

7 П г0

1 у "ток2 у*

Токовый фактор можно выразить через более употребительный фактор для погло

щенной энергии Ва".

Яток = j Ga (у)>

где Ga (у) = J Ва(/) e^-^dy'; y^TZ- у

«оптическое расстояние» до источника.

В табл. 2.6 приведены значения Ga. Эти же данные могут быть использованы для ядер не тяжелее Fe. Значения отношений 2о/2 даны в табл. 2.7.

В корпусе, рассчитанном на высокое давление, тепловыделение на единицу поверхности равно /у. В тонком корпусе оно находится как разность /у для внутренней и наружной поверхностей. К энергии у-кван- тов, приходящих из активной зоны, добавляется энергия у-квантов, возникающих при поглощении тепловых нейтронов в отражателе и самом корпусе. В последнем случае надо рассчитывать вероятность поглощения испущенного у-кванта в плоских слоях корпуса. Для оценки этой вероятности вместо (2.8) можно воспользоваться формулами

toii=(«'ii)i-i + °-Wan- ^

где С = 0,577.

Расчет радиационного нагрева биологической защиты аналогичен расчету радиа<

Т а б л и ц а 2.6. Значения множителя Ga при токовом факторе накопления для А1

Оптическая

Энергия у-кванта, МэВ

толщина Т 2

0,5

I

2

3

4

6

8

10

2

8,4

5,6

3,9

3,1

2,7

2,2

1.9

1,8

4

17

9,9

6,2

4,7

3,8

3,1

2,6

2,3

7

35

18

10

7,2

5,7

4,4

3,6

3,1

10

60

27

14

9,8

7,6

5,7

4,6

4,0

Т а б лиц а 2.7. Отношение 2а/5 как функция энергии у-кванта

Энергия v-KBaHTa, МэВ

Вещество

0,5

1

2

3

4

6

8

10

Н2О, с, А1, Ее

0,34

0,44

0,54

0,60

0,65

0,71

0,76

0,79

Zr

0,39

0,45

0,56

0,64

0,71

0,79

0,84

0,88

и

0,72

0,62

0,66

0,73

0,80

0,86

0,90

0,92

ционного нагрева корпуса. Однако из-за сильного ослабления у-излучения корпусом и присутствия в защите легких элементов соотношение между радиационным и нейтронным нагревами здесь может измениться в пользуя нейтронного. Оценки этой составляющей тепловыделения можло проводить, используя, как и раньше, геометрические факторы и факторы накопления. Точный расчет выполняют методом Монте- Карло [4].

Расчет распределения температур в корпусе реактора можно найти, записав уравнение теплопроводности с внутренними источниками теплоты (см. кн. 2, п. 3.3.7).

Если в результате расчета окажется, что перепады температур в корпусе или бетоне чрезмерны, то для уменьшения потока нейтронов на корпус в отражателе располагают стальные экраны вперемежку с легкими материалами (лучше всего с водой). Тепловыделение в экранах не так опасно, как в корпусе.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕДЛЯ ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТАРЕАКТОРА

Тепловые и гидравлические расчеты реактора проводятся при проектировании ядерной энергетической установки для обоснования работоспособности элементов активной зоны.

Реактор является частью контура циркуляции установки. Для выполнения расчетов должны быть определены или заданы геометрические и технологические характеристики реактора и контура охлаждения. К ним относятся: 1) геометрические характеристики реактора, контура циркуляции и теплообменного оборудования — форма, длины /,-, площади живых сечений S; и поверхностей теплообмена; 2) гидравлические характеристики контура и средств циркуляции — коэффициенты гидравлических сопротивлений всех локализованных и распределенных элементов контура, дающих вклад в потери напора за счет трения, изменений проходного сечения или местных сопротивлений; напорные характеристики

циркуляционных насосов (Q-, //-характеристики) ; высотные отметки и количество ходов для теплоносителя; конструктивные особенности теплообменников, парогенераторов; 3) теплофизические параметры; общая мощность реактора N и ее распределение по каналам, высотная неравномерность тепловыделения, распределение плотности теплового потока по радиусу и ' по высоте канала или тепловыделяющей сборки q(r, z); исходные параметры теплоносителя (давление и температура на входе в реактор); теплофизические особенности парогенератора, теплообменников.

Теплофизические расчеты обычно проводятся итерационно. Как правило, вначале считают температурный режим известным и проводят гидравлический расчет, затем, зная приближенное распределение давления по контуру, уточняют тепловой режим, а далее и гидравлический расчет.

Особую сложность представляют расчеты нестационарных режимов, когда поля температур, скоростей, давлений меняются во времени. В этом случае для «медленных» процессов можно выбрать такой малый временной шаг, когда можно пренебречь изменением параметров внутри этого шага и считать процесс квазистатиче- ским.

ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТКАНАЛА РЕАКТОРА

В результате теплогидравлических расчетов реактора определяются гидравлические сопротивления топливных каналов (кассет) (рис. 2.4), температурные режимы топливной сборки и окружающего канал замедлителя, запасы до кризиса теплообмена во всех стационарных и переходных режимах.

Расчет сводится к решению системы уравнений сохранения массы, количества движения и энергии для теплоносителя и уравнений теплопроводности для замедлителя и твэлов.

Расчеты, как правило, проводятся в одномерном приближении. В этом случае

Рис. 2.4. Поперечный разрез типичных топливных каналов уран-графитового реактора (а) и водо-водяного реактора (б)

скорость; П, Пт — периметр и обогреваемый периметр; тн — касательные напряжения; g — ускорение свободного падения; h — энтальпия теплоносителя; qv — объемная плотность тепловыделения; с — удельная теплоемкость.

На входе в канал при г = 0 имеем следующие начальные условия: G = С0(т); р = Ро(т); / = /о(т). На поверхностях контакта заданы граничные условия

где £ — коэффициент сопротивления трения; £м — местный коэффициент сопротивления.

Интегрирование системы (2.10) для стационарной задачи без учета работы сил давления и диссипации энергии приводит к следующей системе равенств:

G = Go = const;

— р (2) + р0 = Др (г) =

г

перечисленные выше уравнения примут вид

dz Г

^"^ps^-8 J ^^^2dz:=о

= Друск + Дртр + ДРг!

г

Mje1) = h0-\--^2- ^ q (z) dz, о

(2.Ю)(2.Ю)

(2.Ю)

(2.Ю)

s=о;

дх дг

dG , dGw„

-^- + -^- + тнЛ + Spg cos gz=

о др .

5 дг '

dh - г dh

q „—qnT +

дх dz

dtt Id. at

cp "37— rX (/) — = q, .

dr r dr x ’ dr

где S — площадь проходного сечения канала; р — давление; G — расход теплоносителя через канал; р — плотность; w —

где dr — гидравлический диаметр.

В результате расчет параметров теплоносителя сводится к вычислению потерь на ускорение ДруСк, трение Дртр и изменений по длине гидростатического напора Дрг и энтальпии. Поскольку плотность теплоносителя является функцией энтальпии и давления p(z) = p[ft(z), p(z)], то расчет распределения давления по длине проводится методом последовательных приближений. В качестве первого приближения (иногда и единственного) используется допущение, что p(z) = p{A(z), ро], тогда гидравлический расчет сводится к определению Друск, Дртр, Дрг, а тепловой — к определению температуры' поверхности нагрева

^(г^ЦЬ^-Н^/а^, (2.12)

где а — коэффициент теплоотдачи. Методически целесообразно разделить канал на

Рис. 2.5. Распределение температур теплоносителя t и стенки tw по длине канала г; /—конвективный участок; //—участок кипения не- догретой жидкости; Ill—участок объемного кипения; t$ — температура насыщенияРис. 2.5. Распределение температур теплоносителя t и стенки tw по длине канала г; /—конвективный участок; //—участок кипения не- догретой жидкости; Ill—участок объемного кипения; t$ — температура насыщенияdz;dz;

Рис. 2.5. Распределение температур теплоносителя t и стенки tw по длине канала г; /—конвективный участок; //—участок кипения не- догретой жидкости; Ill—участок объемного кипения; t$ — температура насыщения

Рис. 2.5. Распределение температур теплоносителя t и стенки tw по длине канала г; /—конвективный участок; //—участок кипения не- догретой жидкости; Ill—участок объемного кипения; t$ — температура насыщения

dz;

dz;

три участка (рис. 2.5): 1) конвективный (или экономайзерный) (Л < Д'; /ст < /s); 2) кипения недогретой жидкости (поверхностного кипения) (й < Л'; /ст ^/$); 3) объемного кипения теплоносителя (Л ^ ^h'; t„ > tsy

Гидравлический расчет конвективного участка канала. На конвективном участке плотность теплоносителя практически зависит только от энтальпии. Составляющие перепада давления определяются следующими формулами:

потери на ускорение

г

Лруск = °2 $ Т ~£"

О

потери на трение

потери гидростатического давления

2

Дрг = g р cos фг dz,о

где ф — угол наклона канала по отношению к вертикали.

В практике расчетов принято делить канал на участки постоянного сечения, вычислять на этих участках средние плотность или удельный объем теплоносителя и рассчитывать интегралы на каждом участке.

В каналах постоянного проходного сечения

дРуск = (G2/S2) [и (z) — у0];( 2.13)

, G2 gz G2 гч

дРТр — 2S2 "57 5 "^ 2S2" / < ^Mi° (zi): (2-14)

Арг = gpz соз'фг. (2.15)

Коэффициент трения канала определяется по формуле

== ^оСщСт^г^ф»(2.16)

где go — коэффициент сопротивления гладкой трубы.

При расчетах каналов реакторов значения go обычно определяются по формуле Филоненко [16]:

go = (1,82 lg Re - 1,64)~2.

Множитель сш учитывает шероховатость поверхности и вычисляется по выражению

cm = (1 + 0,146A/dK Re0'8)0,25, (2.17)

где А —• абсолютная шероховатость, dK — диаметр канала. Более точные значения коэффициента трения шероховатых труб gocm приведены в кн. 2, рис. 1.11. Множитель ст учитывает неизотермичность потока. Обычно

ст=(ци)/ц)л,(2.18)

где п = 0,11 при нагревании и п = 0,25 при охлаждении.

Множитель сг отражает неподобие геометрии канала и круглой трубы. Поэтому для трубы сг = 1, а для каналов с пучками стержней сг можно определить по формуле [26]

Сг = [е/( 1 - е)2 (в - 3 - 2 In е/( 1 - е)) ] ”0125 -

— 0,526 ехр [—10 (во — в)],(2.19)

где е = ST/(ST + S)— плотность пучка стержней.

В неограниченной квадратной решетке стержней плотность пучка

в = (л/4) (d/d)2 = eg VMaf,

в треугольной решетке

в = (л/2 Уз ) (d/a)2 = Bq (d/а)2,

где а — шаг решетки; d— диаметр стержней; Во — плотность пучка при касании стержней (плотная упаковка):

для квадратной решетки

Вд = л/4;

для треугольной

«о = л/2 Уз.

Рис. 2.6. Зависимость коэффициента сГ от относительного шага aid в треугольной (/) и квадратной (2) решетках

В сложных пучках, где имеются ячейки обоих типов, в качестве е0 следует брать среднее значение, т. е.

е0 = (л/4) Qi + —^г т^^п + т), где п — число ячеек квадратной формы; m — число ячеек треугольной формы.

На рис. 2.6 дана зависимость коэффициента сг от относительного шага в треугольной и квадратной решетках. Если относительный шаг решетки a/d > 1,4, то значение экспоненты в (2.19) пренебрежимо мало.

Множитель Сф— фактор различия ячеек пучка (фактор формы). В пучках с одинаковыми ячейками фактор Сф = 1. Если пучок состоит из ячеек, значительно отличающихся по геометрическим характеристикам, то фактор формы Сф + 1.

Для расчета этого множителя следует разделить весь пучок линиями, соединяющими центры стержней на ячейки, ввести для каждой ячейки такие характеристики, как плотность ячейки е», гидравлический диаметр d^, коэффициент неподобия с», и из условия равенства потерь давления в ячейках записать соотношение [27]

* СЙ^&g сгсф

4 dfe-2Skp2S5/

Полагая для +й ячейки

^ = №4(0^5^^

разрешая равенство относительно расхода в ячейке G» и суммируя расходы в ячейках, получаем формулу для коэффициента формы пучка

Сф = (Сг/с*)7 ^d^ ] 4 •

Массовые скорости в ячейках определяются из равенства

45

% = 4 ( с* "сг) 7 <d^)y • (2.20)

Для неплотных пучков стержней с относительным шагом 1,4 > ^ > L2 можно счи

тать, что

G6/Sft = (G/S)№/dr) 7.(2.21)

К местным сопротивлениям обычно относят вход, выход потока из канала, арматуру, изгиб трубы и т. д. Коэффициенты сопротивления таких элементов приведены в кн. 2, п. 1.6.2.

В каналах реакторов местными сопротивлениями являются также дистанциони- рующие решетки топливных сборок. Коэффициент сопротивления простых дистан- ционирующих решеток в диапазоне чисел Рейнольдса 104 < Re < 105 можно рассчитать по формуле

BM = 6,5(Sp/S)2>

где Sp — площадь, занимаемая решеткой в плане; S — проходное сечение для теплоносителя без решетки.

Коэффициенты сопротивления специальных решеток определяются экспериментально.

Тепловой расчет конвективного участка канала. Тепловой расчет сводится к определению температур стенки по длине и построению распределения вида (2.12). Для этого необходимо знать коэффициент теплоотдачи а. Расчет этого коэффициента подробно рассмотрен в кн. 2, § 3.6. Поэтому здесь приводится лишь одна формула, учитывающая условия обогрева и геометрические размеры канала:

а = аостсшсгс?. (2.22)

Для определения коэффициента теплоотдачи в гладкой круглой трубе а0 используется формула [29]

apd _g0/8 Re Pr

X 1,07+ 11,7 VWS(Pr2/3- 0’

"(2.23)

где go — коэффициент сопротивления гладкой трубы, см. (2.16); Nu„—число Нуссельта для стабилизированного участка.

Коэффициенты ст, сш, сг находятся по формулам (2.17) — (2.19). Множитель с, учитывает влияние на условия теплообмена неравномерности распределения тепловой нагрузки и вычисляется по формуле [26, 27]

где Z = 3dr — длина релаксации.

На входных участках при q = constс, = [1 — exp (— z/Z)]~‘.

Как правило, неодинаковое тепловыделение в различных топливных элементах приводит к неравномерному распределению температур теплоносителя по поверхностям нагрева.

Для учета этого следует разбить пучок, как указывалось ранее, на ячейки. Расходы в ячейках можно вычислить по (2.20) или (2.21).

Распределение энтальпий теплоносителя (и соответственно температур) можно найти, решив систему, уравнений [44]

dhkdzdhkdz2 ^kn^kn

dhkdz

dhkdz

У^^к-Н^,GkGt'

/

где суммирование проводится по п поверхностям и / ячейкам; ^*„— плотность теплового потока в й-й ячейке на л-й поверхности; Ркп — п-я поверхность теплообмена в k-й ячейке; gfe, — погонный турбулентный поток между k-й и /-й ячейками:

z XkGk + ^iGj ,gM 8 (Sk + Sy) °'

Здесь 6 — ширина зазора между к-й и /-й ячейками.

В случае неравномерного тепловыделения по различным элементам канала температуры поверхностей теплообмена вычисляются по формуле (2.12), но с использованием характеристики к-й ячейки:

twkn (z) = tfc (z) + gkril^k-

Часто необходимо знать температурный режим наиболее «горячей» части пучка стержней.

Выделив «горячую» ячейку, можно ввести коэффициент неравномерности подогрева

^ДЛ = (^-А0)/(А-Л0),

который вычисляется решением системы уравнений

dhk = дкПк _ 8к (hk - Л) dz = Gk Gk * '

dh/dz = дП/G.

(2.24)(2.24)и имеет вид

(2.24)

(2.24)

^ДЛ = 1 +

чкПк ° дп окчкПк ° дп окq^nG Хq^nG ХX ехрX ехрё^2-2^2-ё^2-2^2-Детальный теплогидравлический расчет следует проводить в каналах с существенной радиальной неравномерностью тепловыделения при наличии в топливной сбор

чкПк ° дп ок

чкПк ° дп ок

q^n

G Х

q^n

G Х

X ехр

X ехр

ё^2-2^2-

ё^2-2^2-

ке сложных элементов и необогреваемых участков. Такие расчеты, как правило, требуют двумерного рассмотрения теплогидравлических процессов.

Достаточно подробное описание температурного режима сложных топливных сборок можно получить, используя метод ячеек. Для этого нужно разбить пучок на ячейки описанным выше способом, и рассматривать поток теплоносителя в ячейках как систему взаимодействующих струй.

Состояние теплоносителя в ячейках можно определить из решения системы дифференциальных уравнений сохранения массы, количества движения и энергии для всех ячеек'. Эта система дифференциальных уравнений для к-й ячейки умеет вид

dGk/dzA- £ 1м = 0;

i

^1*47T.Vkihk"likh^Jr uZ or

-Vlki^-h 3 = ^-

Систему уравнений необходимо дополнить соотношениями для поперечного конвективного Uj и турбулентного (диффузионного) 1к, токов из к-й ячейки в /-ю.

Обычно полагают, что конвективный ток определяется разностью давлений в соседних ячейках. Эта разность давлений расходуется на преодоление трения и инерции жидкости в соседних ячейках.

Значения Ui обычно определяют из равенства

Турбулентный ток Ikj зависит от интенсивности турбулентности в соседних ячейках. Как и раньше, можно использовать соотношение

z Ък°к + £/°/= 8(Sk + S/)

Большое распространение для расчета 1к, получила формула, предложенная Роу, 0,038 _ —п 1 /—\ ,

Ikf = —— Re 0>1(рда)</г,

где Г зависит от формы ячейки: для квадратной Г = 1, для треугольной Г = 0,79;

(2.28)(2.28)• (2.29)• (2.29)► (2.30)► (2.30)

(2.28)

(2.28)

• (2.29)

• (2.29)

► (2.30)

► (2.30)

pw — средняя массовая скорость в ячейках к и j; dr — гидравлический диаметр для двух соседних ячеек к и j. Более подробно расчет lkj рассматривается в [43].

Теплогидравлический расчет участка канала с кипением состоит в вычислении распределений температур, давлений и па- росодержания по длине канала.

Можно считать, что участок кипения начинается в том сечении, где температура стенки U равна температуре насыщения ts при данном давлении (в действительности необходим перегрев стенки для образования пузырьков пара). На участке канала, где энтальпия потока лежит в пределах hH. к < h <. h', реализуется кипение с недо- гревом (/гн. к — энтальпия начала кипения). Обычно всю область кипения с недогревом делят на две: неразвитого и развитого кипения.

Температурный режим области неразвитого кипения обычно имеет характер перехода от конвективной теплоотдачи к теплоотдаче с кипением. В этой области при условии аКИп > аКонв распределение температуры стенки описывается функцией [13, 27]

/ст (z) -ts = -2— th A к , (2.26) акип (?/акип) Ср

Где О^кип И ОСконв — коэффициенты теплоотдачи при кипении и конвективном теплообмене (расчетные формулы для определения «кип рассмотрены в кн. 2, § 3.11).

Начало участка развитого кипения обычно связывают с началом отрыва пузырей пара от поверхности нагрева, возникновением движущейся паровой фазы в потоке.

Сечение начала интенсивного парообразования при кипении с недогревом \h=h.^ определяется по соотношению [26]

ДАн.прщ/ф = 7,5 ((/dr/rp'V)0'08 (ptodr/p')012,

где ДЛН. п = h' — ha; h’ — энтальпия в сечении, где жидкость имеет температуру насыщения; /i6—энтальпия в сечении начала интенсивной генерации пара; г — теплота парообразования.

Для двухфазной смеси теплогидравлический расчет основан на решении системы одномерных уравнений сохранения массы, количества движения и энергии. Систему можно представить в виде

дт S dz ’

1 dG . 1 d G2 , х

S dx + S dz S

(2-27) др хн11 ,

= -~d7£-+Р£созфг;

dp ,1 дО уП

d?AP + T-dTA = V-

Величины .±т^)2 +2^ = и ■

Рж(1—ф) РпФ

Рж (1 ф) Аж + РпФ^П __ р

Рж (1 — Ф) са'йж + РпФ^'^прж(1 — ф) ю' + рпфи>"

называют соответственно удельным объемом по количеству движения массы смеси, энтальпией смеси и расходной энтальпией смеси, где ф — истинное объемное паросодержание [см. кн. 2, п. 1.15.3]; хд— действительное массовое расходное паросодержание; индексы «ж» — жидкость; «п» — пар.

На участке объемного кипения смеси (см. рис. 2.5) после установления термодинамического равновесия плотности и энтальпии фаз равны равновесным значениям, т. е.

Рж = Р > Рп = р"» Аж = h ; Ап — к •

Тогда расходная энтальпия смеси

h = h' (1 — хд) + й"хд = h' -V гхд.

На участках канала, где термодинамическое равновесие не достигнуто, необходимо рассмотреть состояние каждой фазы отдельно.

В стационарном потоке для расчета истинного объемного паросодержания ф можно воспользоваться двумя уравнениями системы (2.27), которые записываются отдельно для жидкости

1 dGужП . . ,

-с - ■ еХ«А« + хпА,

S dz 8 и пара

1 dG",

s" "dT— *п + Хж'

1 dG"ha УпП .. и I .. к S'—dT" ““S- -хпАп + хжЛж

где хп — скорость конденсации пара; хж — скорость парообразования.

Используя уравнение сохранения энергии

О^-уПт,(2.31)

azполучаемdhx1 Г <7ж I хп (Ап ^ж) S "I,dh 1 — хд L У уП Г(2.32)дхд1Г Уп Хп (Ап — Аж) S1~dh - (Ап - Аж) L ууП

(2.33)

На основе этих уравнений разрабатываются различные методики расчета паросодержания при кипении с недогревом. Здесь рассмотрены две из них. В первой [26] полагается, что h„ = h". Тогда

Чжh ^ж

Ч (1 — хд)h' — ha

— exp

А — (А' — Ао) "I(А'-А»)

KnS (fl" Аж) _ А Аж4П (1 — хд) А' — Ао ’

^Аж 2 (К' Аж) dh (А' — Ар)

— ехр

—2

А — (А' — Ао) 1(А' — Ао) Г

(2.34)

Решение неоднородного уравнения (2.34) имеет вид

А'—Аж

А'—Ар

(,+

А—Ар

А'—Ао

) ехр £ -

2 (А-Ао)1 А'—Ао J’

и распределение энтальпии жидкости по длине канала вычисляется из дифференциального уравнения

с учетом уравнения (2.31). Истинное объ

емное паросодержание определяется по формуле

+(2-36)

LХд р

при условии, что коэффициент скольжения Ks, равный отношению истинных скоростей w"/w', равен:

по формулам

Мн. кР^ =43,5 Re0-2 Рг0-6;

ч

Ks-KsC^-,

Сн. р = V1 — ехр (—20ф).

Истинное объемное паросодержание вычисляется по формуле (2.36).

В кн. 2, п. 1.15.3 приведены методики, основанные на прямой аппроксимации ф от балансового массового паросодержания (без учета неравновесности смеси) в каналах с равномерным обогревом по длине. Эти формулы достаточно просты, не требуют применения вычислительной техники и могут быть использованы для получения оценочных значений действительных объемных паросодержаний в трубах с адиабатным движением двухфазной смеси.

Изменение давления по длине канала на участке кипения с недогревом рассчитывается так же, как и для канала на участке объемного кипения (см. ниже), но вместо балансового паросодержания Хвал используется действительное хд, определенное с учетом неравновесности. Расчетные формулы для определения истинного объемного паросодержания в трубах на участке объемного кипения приведены в кн. 2, § 1.15. При расчетах каналов реакторов можно также пользоваться формулой (2.36).

Расчет гидравлических сопротивлений при адиабатном движении двухфазных потоков в трубах приведен в кн. 2, п. 1.15.4. Он сводится к вычислению суммы потерь давления на ускорение ДруСк, трение Дртр и изменений гидростатического напора АрГ. Перепады давления на ускорение в каналах постоянного сечения вычисляются по (2.13) с заменой и(г) на и* (г) [см. (2.27) и (2.28)], потери на трение — по (2.14) с заменой £ на ^дв. Коэффициент гидравлического сопротивления канала |дв при течении двухфазной смеси можно рассчитать по формуле

Ьв = ^-(2.39)

где Wo—скорость циркуляции; ркр — давление в критической точке; р — расходное объемное паросодержание.

Вторая [1] требует решения дифференциального уравнения

= th3 Г3,5 Ц=^- к г dh L ДАЯ. к

Множитель ф учитывает влияние режимов течения на законы трения (фактор негомо- генности смеси) и может быть найден из выражения [26]

/х~0,2х Г

Ф = 1 + X — 1 J | 1 +

pwSr qH-i

+ 0,57x0J25(l -х)2Х

[1 + 5ехр(—20ф)],

(2.38)

0,2 + Fr“-5 (р'ЧрЧ

где Ск — константа конденсации, равная

17 м~*; ДАн. к = А' — Ан. к-

Сечение начала кипения с недогревом и коэффициент скольжения определяются

где Fr0 —число Фруда, рассчитанное по скорости циркуляции. На рис. 2.7 показано изменение коэффициента ф[14-Хд(о"/п'—1)] в зависимости от массового паросодержа-

Рис. 2.7. Изменение коэффициента ф р + + хк ^~г — QJ в зависимости от массового паросодержания х, массовой скорости рщ и давления р\/—гомогенная модель; 1 — рю=500 кг/(м2-с); 2— pw = 1000 кг/(м2-с); 3 —pw=2500 кг/(м2-с)Рис. 2.7. Изменение коэффициента ф р + + хк ^~г — QJ в зависимости от массового паросодержания х, массовой скорости рщ и давления р\/—гомогенная модель; 1 — рю=500 кг/(м2-с); 2— pw = 1000 кг/(м2-с); 3 —pw=2500 кг/(м2-с)

Рис. 2.7. Изменение коэффициента ф р + + хк ^~г — QJ в зависимости от массового паросодержания х, массовой скорости рщ и давления р\

/—гомогенная модель; 1 — рю=500 кг/(м2-с); 2— pw = 1000 кг/(м2-с); 3 —pw=2500 кг/(м2-с)

Рис. 2.7. Изменение коэффициента ф р + + хк ^~г — QJ в зависимости от массового паросодержания х, массовой скорости рщ и давления р\

/—гомогенная модель; 1 — рю=500 кг/(м2-с); 2— pw = 1000 кг/(м2-с); 3 —pw=2500 кг/(м2-с)

женного канала или кассеты и расчету критических плотностей теплового потока в этом канале.

Расчет характеристик наиболее теплонапряженного канала. Если в реакторе имеется п каналов, то мощность наиболее теплонапряженного канала или кассеты определяется следующим образом:

Аймаке =-^^г. (2.40)

где IVт — номинальная тепловая мощность реактора; Кг — коэффициент радиальной неравномерности поля тепловыделения. Тепловая мощность и максимальные мощности каналов (кассет) реакторов ВВЭР-440 и РБМК-1000 приведены ниже:

ВВЭР-440РБМК-ЮОО

NT, МВт 13753200

Кг 1,351,3

п 3491693

Nмакс, МВт . . . .5,32,5

Расчет теплогидравлических характеристик канала проводится с использованием методик и формул, рассмотренных в п. 2.3.5. Задачей таких расчетов является определение параметров теплоносителя вблизи «горячего» стержня, где складывается наиболее напряженная тепловая обстановка.

Распределение плотности теплового потока в «горячей» ячейке определяется соотношением

ния Хд, массовой скорости рш и давления р. Этот коэффициент представляет собой отношение пбтери давления на трение при течении двухфазного потока к потерям давления в однофазном потоке при одинаковых pw на входе.

Средний удельный объем v, входящий в (2.14), определяется по формуле

о = v' (1 —хд) + ц"хц.

РАСЧЕТ ЗАПАСА ДО КРИЗИСАТЕПЛООБМЕНА

Режим работы твэлов зависит от плотности теплового потока и условий теплоотвода. Одним из важных расчетных параметров, характеризующих надежность теплоотвода, является коэффициент запаса до кризиса теплообмена. Этот коэффициент определяется как число, на которое надо умножить номинальную мощность канала (или всего реактора), для того чтобы получить мощность, при которой в канале может возникнуть кризис теплообмена, т. е. произойдет нарушение нормальных условий охлаждения твэлов.

Расчет запаса до кризиса теплообмена сводится к отысканию наиболее теплонапря

q(z) = qHz)KzKKK«exKM, (2.41)

где q — средняя плотность теплового потока: q = NT/F; F — площадь поверхности

теплообмена; Коэффициент f(z) учитывает форму поля тепловыделения: f (z) «5

. л (z + 6)„

w sin ^ _|_ 26 ! л —высота активной зоны;

6 — эффективная толщина отражателя; Кг— коэффициент осевой неравномерности для

синусоидального распределения поля тепло

выделения:

ИГ!)!

q k 1 + 2д/Я ) . пН

5Ш 2(Я + 2Й)

Кк — коэффициент радиальной неравномерности тепловыделения в канале (кассете); Км — возможность превышения мощности за счет неточности работы системы регулирования и неточности измерения параметров реактора; К^ех — так называемый «механический» коэффициент тепловыделения, который учитывает статистический разброс плотности и обогащения топлива. Такой разброс может привести к избыточному тепловыделению по сравнению с номинальным, и поэтому К^ех > *•

Для реакторов типов ВВЭР и РБМКДля реакторов типов ВВЭР и РБМКкоэффициенты Kw Км, К^ех следующие:коэффициенты Kw Км, К^ех следующие:ВВЭРВВЭРКк . . Км . . ки •Кк . . Км . . ки •1,15-1,201,10-1,121,151,15-1,201,10-1,121,15РБМК1,051,10-1,121,10РБМК1,051,10-1,121,10— фактор формы; /кр — /1 = 0,72 м — длина релаксации. Чтобы вычислить распределение критической плотности теплового потока по длине канала, удобно qKp представить в виде зависимости— фактор формы; /кр — /1 = 0,72 м — длина релаксации. Чтобы вычислить распределение критической плотности теплового потока по длине канала, удобно qKp представить в виде зависимости<7кр — f (pz®, z, khBXV<7кр — f (pz®, z, khBXVПо значениям q^ вычисляется распределение энтальпии потока в «горячей» ячейке.

Для реакторов типов ВВЭР и РБМК

Для реакторов типов ВВЭР и РБМК

коэффициенты Kw Км, К^ех следующие:

коэффициенты Kw Км, К^ех следующие:

ВВЭР

ВВЭР

Кк . . Км . . ки •

Кк . . Км . . ки •

1,15-1,20

1,10-1,12

1,15

1,15-1,20

1,10-1,12

1,15

РБМК1,051,10-1,121,10

РБМК1,051,10-1,121,10

— фактор формы; /кр — /1 = 0,72 м — длина релаксации. Чтобы вычислить распределение критической плотности теплового потока по длине канала, удобно qKp представить в виде зависимости

— фактор формы; /кр — /1 = 0,72 м — длина релаксации. Чтобы вычислить распределение критической плотности теплового потока по длине канала, удобно qKp представить в виде зависимости

<7кр — f (pz®, z, khBXV

<7кр — f (pz®, z, khBXV

Расчет распределения критических тепловых нагрузок ?Kp(z). Критическая плотность теплового потока зависит от параметров теплоносителя, геометрии канала и формы тепловыделения (см. кн. 2, п. 3.11.3).

Применительно к реакторам типа ВВЭР расчет можно вести по двум формулам, предложенным в ИАЭ им. И. В. Курчатова

где ЛЛВХ = h' — hM. Используя уравнение теплового баланса

*д (г) = у

4^9 (z') dz‘о pwdT4^9 (z') dz‘о pwdTформулу (2.42) можно записать следующим образом:

4^9 (z') dz‘

о pwdT

4^9 (z') dz‘

о pwdT

Чкр (z) 1 ( » (2') d=, Г J g(z) о

l.mWe1” 619,6 exp (-/)

(2.44)

грузкиQkp —грузкиQkp —Qkp —Qkp —(2.42)(2.42)гдегдеF =F =

грузки

Qkp —

грузки

Qkp —

Qkp —

Qkp —

(2.42)

(2.42)

где

где

F =

F =

[53] и ОКБ «Гидропресс» [49]. Формула ИАЭ им. И. В. Курчатова представляет собой связь безразмерной критической на

<7 кр (г)

rpTsdrigs'l^l'^X

(а'—коэффициент температуропроводности) с обобщенной относительной энтальпией

X(г) = хд (г) рР^^]*75 =хд (г) We1/5,

где We — число Вебера. Окончательно

We^^-OW)z

f eYn Г Z~2'

J »(z) expL i 0

где / = 75,6dT — длина релаксации; A = 25.

Формула ОКБ «Гидропресс» имеет вид

qxp = 0,795 (1 - Хд)-о.5+о.Ю5р хX (рщ)"0'127^311 (1~*д) (1 - 0,0185р) F,(2.43)

~ ZKp

J 9(z)z—h

_ (кр — (1

Формулу (2.42) можно использовать также для расчетов критических тепловых нагрузок в каналах реакторов РБМК-1000.

Расчет запаса до кризиса теплообмена. Зная распределение q(z) и критической плотности теплового, потока, вычисляют их отношение

Кз (z) = ^кр (z)/? (z). (2.45)

Минимальное значение K3(z) определяет запас канала до кризиса теплообмена по мощности. Запасы до кризиса K3(z) не должны быть меньше 1,2—1,5. Эти значения определяются статистическим разбросом опытных данных и неточностью измерения параметров теплоносителя в реакторе.

РАСЧЕТ ЗАКРИЗИСНОГОТЕПЛООБМЕНА

Температурный режим оболочек твэ- лов в закризисной области определяется характером кризиса теплообмена, который может возникать как в стационарных условиях (см. п. 2.3.6), так и в аварийных и переходных режимах, связанных с нестационарными процессами охлаждения активной зоны реактора.

При подаче охлаждающей воды из системы аварийного охлаждения на осушенные и разогретые твэлы возникает фронт повторного смачивания (увлажнения), процессы в котором аналогичны кризису теплообмена и который разделяет режимы теплообмена по длине активной зоны на три области:

теплообмен в смоченной зоне, характеризующийся теплоотдачей за счет кипения при вынужденной конвекции;

теплообмен непосредственно во фронте смачивания, сопровождающийся резким повышением температуры, в результате перехода от пузырького режима кипения к пленочному;

теплообмен в несмоченной зоне, который можно рассматривать как теплообмен в закризисной области. В этой области поток пароводяной смеси имеет, как правило, дисперсную структуру — капли жидкости распределены в паре, который перегрет относительно температуры насыщения. Такой поток является преимущественно неравновесным, и действительное массовое паросодержание хд в нем меньше балансного Хбал- Экспериментальные и расчетные исследования закризисного теплообмена в стационарных условиях показали, что термодинамическую неравновесность можно не учитывать в случае малых тепловых потоков (^ < 0,5 МВт/м2) и больших массовых скоростей [рш > 1000 кг/(м2-с)].

Оценочный расчет теплоотдачи в несмоченной зоне в зависимости от положения фронта повторного смачивания применительно к реакторам типа ВВЭР можно проводить по формуле [48]

(27,6 + 1,5р) (pm)0’561 + 9,6г — 1,39г2

(2.46)(2.46)где г — расстояние от фронта повторного смачивания, м.

(2.46)

(2.46)

Условия применимости формулы: р = = 0,1 ±0,5 МПа; рш = 25±250 кг/(м2-с); г = 0,01 ± 2,5 м.

В (2.46) коэффициент теплоотдачи отнесен к разности температур M„=t„— ts, а расстояние г можно определить из выражения [42]

и = 3,7 -10-3 (рш)0’7 (1 - /ст/1200) X

X (1 + 0,07 Va/hm), (2.47) где и — скорость фронта повторного смачивания, м/с; А/нед = is — t* — недогрев во фронте смачивания, °C.

Формула (2.46) обобщает опытные данные на трубах без имитаторов дистанцио- нирующих решеток; скорость фронта повторного смачивания получена на основе опытов, проведенных на семистержневой сборке, и с точностью ±15 % описывает экспериментальные данные при р=0,1 МПа и изменении массовых скоростей рви от 10 до 75 кг/(м2-с) и локального недогрева во фронте от 0 до 75 °C.

Расчет теплоотдачи при повторном смачивании разогретых поверхностей применительно к канальным водоохлаждаемым реакторам можно проводить по формуле

[14] где[14] гдеNu = O,392Re0,455 (р7р') X

[14] где

[14] где

X [ 1 - 0,229 hx + 0,512/Дх],(2.48)

Nu = -—т^—; аNu = -—т^—; аqq/ст — is/ст — isУ pzyd3Ka . д „ „

Nu = -—т^—; а

Nu = -—т^—; а

q

q

/ст — is

/ст — is

ке =—й—, 1ХХ — Л б ал — *фр.

Паросодержание во фронте смачивания ХфР определяется из соотношения [14]

и* = 0,309^(х”р-хфр) (р"/Р')0,38 Re0,52,

(2.49) где

рСрбpmd9KB

“*=«—; Re = —^.

х°р — граничное массовое паросодержание: х°р = 1 — 0,86 ехр (— 19/ш);(2.50)

ш = pw Vd/(ap'): d — диаметр канала; а — коэффициент поверхностного натяжения; р/ — плотность жидкости на линии насыщения; р, сР, 6 — соответственно плотность, теплоемкость и толщина стенки канала.

Формулы (2.48) и (2.49) описывают экспериментальные данные в следующем диапазоне параметров: р = 3 ± 7 МПа; рю = 75 ±470кг/(м2-с) ;<?=100±

± 600 кВт/м2; /ст = 400 ± 900 °C; балансное паросодержание изменялось от —0,4 до +0,6. Для расчета закризисного теплообмена в области низких массовых паро- содержаний (от —0,07 до 0,1) рекомендуется формула [55]

а = 15251" (pasd/p")0’2 (Ргст. п)3,(2.51)

где а = <?//«—/*; Ргст. п — число Рг, вычисленное по параметрам пара у стенки канала; /ж — температура теплоносителя, вычисленная по уравнению теплового баланса.

Формула справедлива в диапазоне изменения рш от 900 до 2100 кг/(м2-с), q от 0,2 до 0,8 МВт/м2. Данные получены в кольцевом и семистержневом каналах.

Как уже упоминалось, в области закризисной теплоотдачи при определенных режимных параметрах имеет место термическая неравновесность двухфазного потока, которая характеризуется значительным перегревом пара относительно температуры насыщения. Такая неравновесность может заметно сказаться на методиках расчета теплоотдачи. Для оценки термической неравновесности и определения действительного паросодержания предложен целый ряд расчетных методик [17, 29, 39]. Однако пока отсутствуют общепринятые методики расчета для широкого диапазона параметров и каналов различной формы. Можно

отметить, что в сборках пучков стержней эффект термической неравновесности проявляется заметно слабее, чем в трубах, в связи с перемешивающим воздействием дистанционирующих решеток. В то же время в гладких трубах при тех же параметрах термическая неравновесность потока играет заметную роль и приводит к некоторому ухудшению теплоотдачи. В связи с тем что при анализе аварийных режимов обычно принимают во внимание расчетные методики и экспериментальные данные, дающие заниженные результаты по теплоотдаче, то целесообразно привести хотя бы некоторые наиболее простые предельные соотношения, которые наглядно показывают связь между основными параметрами в явном виде. Одним из них является уравнение Бардзони — Мартини [57]

хд= 1(1 — Хкр) ехр [ (хвал Х’крЖ

(2.52) где хд — относительная энтальпия в зоне кризиса теплообмена, которая может быть определена и по х°р (2.50) из [39].

В конечном счете, одной из основных задач расчета закризисного теплообмена является определение максимальной температуры стенки в этой области. Возможны два крайних случая изменения температуры стенки в данной зоне.

В первом случае, температура стенки после установления кризиса растет непрерывно. Такие режимы имеют место обычно при высоких х®р, низких давлениях и массовых скоростях.

При высоких давлениях и массовых скоростях [>2000 кг/(м2-с)] обычно поток стремится к равновесному состоянию и имеется относительно небольшой пик температуры стенки вблизи зоны кризиса. Однако имеется довольно значительная промежуточная область параметров по х°р> р и ра>, где пик температуры устанавливается на достаточно удаленном расстоянии от места кризиса. Подобное же явление наблюдается и в условиях повторного смачивания поверхностей нагрева при аварийном охлаждении, когда несмоченная зона имеет значительную протяженность (>1 м). В этом случае закризисная зона теплоотдачи создается как бы искусственно, так как значения относительной энтальпии во фронте смачивания хфр обычно значительно меньше х®р, чем в случае стационарной за- кризисной теплоотдачи. В данном случае также применима формула (2.52), однако в ней под хкр понимается ХфР при условии, что хфр > 0.

Таким образом, расчет закризисного теплообмена состоит из.двух частей: в первой рассчитывается теплоотдача в переходной области до достижения /“такс, во вто

рой расчет ведется уже для установившегося режима. Существует целый ряд довольно сложных методик для расчета теплоотдачи в обеих зонах [29, 39]. Однако, учитывая еще не общепринятый характер подобных методик, можно рекомендовать некий упрощенный подход к определению теплоотдачи в этих областях. Он состоит в том, что в первой области используются формулы по теплоотдаче, учитывающие изменение теплоотдачи от наступления кризиса до (”акс в виде

О. = Опер 4* ^конв»

где «пер можно рассчитать по (2.46) или [59]:

Одер = 1,664 • 10= • ехр (— 0,671 VД<ст )•

Эту формулу можно использовать в широком диапазоне давлений 4 < р < 20 МПа и массовых скоростей 340 < рщ < < 4500 кг/(м2-с). В качестве аКОНв можно использовать разные формулы, например известную ' формулу Петухова — Курганова (см. кн. 2, первая формула в табл. 3.21), в которой используется число Re в виде

Re= ГХд + ^.(1_Хд)] (2 53)

По найденному коэффициенту теплоотдачи а определяется температура стенки:

7т = q/a + /п.

/п определяется по действительному паро- содержанию хд из формулы [17]

/ //у — Х^ \ ”

*п/ лбал лгр \

/”( X* )’

\ лгр /

здесь п = 1,2 + 0,75 (Re IO"5)1;6; Re = = pwd3KB^ ; х®р определяется по формуле (2.50).

Чтобы получить значения 7т, идущие в запас расчетов, возможно применение для второй области и формул вида

Nun = 0,023 Re0'8 Рг™(ст),

где Nun = qd3KBKtCT — 7) ^п> m = 0,4. Выбор Prm определяется по наименьшему значению Nun.

Для расчета средней теплоотдачи в сборке стержней при стационарной закри- зисной теплоотдаче рекомендуется следующая формула [16]:

Nii = Nu" К.

Число Nu" находится из выражения [23]

Nu = 0,023 {Re Ргст. п [хбал +

+ (Р"/Р') (1 — *бал)]}°'8Г,

где у = 1 — 0,1(р7р"— 1)°'4(1 — х)Ч Nu" = ad/W а = q/Uet — ts); Re =

= pwdfp". Коэффициент К, представляющий собой отношение среднего коэффициента теплоотдачи в сборке к коэффициенту теплоотдачи в трубе, рассчитывается по формуле

К « IJa/d — 0,26, где aid — относительный шаг.

В сборке стержней за счет неравномерного распределения расхода теплоносителя по каналу возможна разверка температур по сечению. Минимальный коэффициент теплоотдачи в этом случае определяется следующим образом:

NuMHH = Nii /,

где / = 0,3 + 0,8 (а/d — I)0'25.

РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРЫ ТВЭЛА

Температура внутренней поверхности оболочки, твэла на расстоянии 2 от входа в активную зону /ос(г) при известной температуре теплоносителя на входе в реактор tBx рассчитывается по формуле

/об (z) = <вх + А/ (z) + q (z)/a +

+ (q (z) d0/2XO6) In Wd^, (2.54)

где A/(z)—подогрев теплоносителя в ячейке; q(z)—плотность теплового потока; Xos, d| — теплопроводность и . внутренний диаметр оболочки; do — диаметр твэла.

Температура в центре топливного сердечника с наружным диаметром dH и отверстием dBHyT без учета зависимости теплопроводности сердечника Хс от температуры

, , ,, < х ж q (z) di , d|

/0 (z) = toe (z) 4——In ——|-

। <7 (z) dBHyT Г / dH \2

4XC L X dBHyT /

/ dH \1

- 2 In IJ - 1 ,(2.55)

X ^внут *J

где Хзаз — теплопроводность в зазоре.

Теплопроводность спеченной UO2(XUO2) зависит от температуры, плотности и длительности облучения в нейтронном поле.

Приближенно зависимость ХиО2, Вт/(см-К), от температуры Т, К, описывается формулой [47]

ХиО2 (Г) = 55/(560 + Т) + 0,942 - 10~12Т3.

(2.56)

В процессе работы реактора диоксид урана заметно изменяет свою структуру. Большие градиенты температуры, развивающиеся в таблетках диоксида, создают большие термические напряжения, которые вызывают растрескивание таблеток и, как

следствие этого, некоторое уменьшение ХиО2- Однако в настоящее время нет достоверных данных, показывающих точное изменение ХиО2 в процессе работы реактора.

Принимая зависимость теплопроводности сердечника от температуры Хс = /(7) по (2.56), получаем следующую неявную связь между температурой Т, К, и радиусом г:

Т + 560Тст + 560Т + 560Тст + 560

Т + 560

Тст + 560

Т + 560

Тст + 560

0,94^ 10~12+40,94^ 10~12+4[^-ГсМ-[^-ГсМ-Максимальная температура на оси сердечника То вычисляется из выражения

0,94^ 10~12

+4

0,94^ 10~12

+4

[^-ГсМ-

[^-ГсМ-

£l4л£l4л= 55 In= 55 InТа + 560Тст + 560 +Та + 560Тст + 560 ++ 0,236 • 10~12 (т* - Т<т).(2.57)

£l4л

£l4л

= 55 In

= 55 In

Та + 560

Тст + 560 +

Та + 560

Тст + 560 +

Для расчета допустимых плотностей потока удобно ввести в (2.57) температуру теплоносителя Тт#н. В этом случае при условии, что оболочка (индекс «об») тонкая и зазор (индекс «з») достаточно мал, можно записать

qlТо +560

—— = 55 In 4лq.

Гст + 560 + — Лаук

+ 0,236- 10 12 [г^-(гт/н +

-^-Ylnd6k / J (2.58)-^-Ylnd6k / J (2.58)где k = (бзаз/Хзаз + бОб/Хоб + 1/a) “' — коэффициент теплопередачи.

-^-Yl

nd6k / J (2.58)

-^-Yl

nd6k / J (2.58)

Из (2.58) можно найти максимальную температуру То при заданном значении линейной плотности теплового потока qi.

Для необлученного топлива отношение Хзаз/бзаз (в среднем по всей поверхности топлива) составляет примерно 5000 Вт/(м2Х ХК).

РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИОДНОКОНТУРНЫХ АЭС

ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РЕАКТОРОВ ТИПА РБМК

В настоящем параграфе рассматриваются одноконтурные АЭС с канальными кипящими реакторами типа РБМК (реактор большой мощности, кипящий) [12].

Отличительными для реакторов типа РБМК можно считать следующие признаки: 1) вертикальные каналы с топливом и теплоносителем, допускающие поканаль-

Рис. 2.8. Принципиальная схема контура МПЦ реактора РБМК-1000 со вспомогательными системами (на одну сторону реактора):1— реактор: 2 — барабан-сепаратор (2 шт. 0 = = 2300 мм); 3 — всасывающий коллектор 0 = -900 мм; 4 — ГЦН (4 шт., р - 1,6 МПа): 5 — напорный коллектор 0 = 900 мм; 6 — распределительный групповой коллектор (22 шт., 0 = — 300 мм); / — система охлаждения боковой защиты отражателя и стержней СУЗ; 11 — система очистки гелия; ill — система продувки и расхолаживания; IV— система аварийного охлаждения реактора (САОР); V —система уплотнения ГЦНРис. 2.8. Принципиальная схема контура МПЦ реактора РБМК-1000 со вспомогательными системами (на одну сторону реактора):1— реактор: 2 — барабан-сепаратор (2 шт. 0 = = 2300 мм); 3 — всасывающий коллектор 0 = -900 мм; 4 — ГЦН (4 шт., р - 1,6 МПа): 5 — напорный коллектор 0 = 900 мм; 6 — распределительный групповой коллектор (22 шт., 0 = — 300 мм); / — система охлаждения боковой защиты отражателя и стержней СУЗ; 11 — система очистки гелия; ill — система продувки и расхолаживания; IV— система аварийного охлаждения реактора (САОР); V —система уплотнения ГЦН

Рис. 2.8. Принципиальная схема контура МПЦ реактора РБМК-1000 со вспомогательными системами (на одну сторону реактора):

1— реактор: 2 — барабан-сепаратор (2 шт. 0 = = 2300 мм); 3 — всасывающий коллектор 0 = -900 мм; 4 — ГЦН (4 шт., р - 1,6 МПа): 5 — напорный коллектор 0 = 900 мм; 6 — распределительный групповой коллектор (22 шт., 0 = — 300 мм); / — система охлаждения боковой защиты отражателя и стержней СУЗ; 11 — система очистки гелия; ill — система продувки и расхолаживания; IV— система аварийного охлаждения реактора (САОР); V —система уплотнения ГЦН

Рис. 2.8. Принципиальная схема контура МПЦ реактора РБМК-1000 со вспомогательными системами (на одну сторону реактора):

1— реактор: 2 — барабан-сепаратор (2 шт. 0 = = 2300 мм); 3 — всасывающий коллектор 0 = -900 мм; 4 — ГЦН (4 шт., р - 1,6 МПа): 5 — напорный коллектор 0 = 900 мм; 6 — распределительный групповой коллектор (22 шт., 0 = — 300 мм); / — система охлаждения боковой защиты отражателя и стержней СУЗ; 11 — система очистки гелия; ill — система продувки и расхолаживания; IV— система аварийного охлаждения реактора (САОР); V —система уплотнения ГЦН

ную перегрузку топлива; 2) графитовый замедлитель между каналами; 3) легководный кипящий теплоноситель в контуре многократной циркуляции с прямой подачей отсепарированного пара из реактора в турбину одноконтурной АЭС.

Достоинствами реакторных установок данного типа следует считать отсутствие уникальных корпусов, подверженных нейтронному потоку, и соответствующих ограничений единичной мощности реактора, отсутствие громоздкого и дорогого парогенератора, возможность квазинепрерывной перегрузки топлива, относительно хороший нейтронный баланс вследствие более низкого, чем в ВВЭР, давления теплоносителя в реакторной установке, возможности по- канального регулирования расхода, контроля целостности каналов, контроля параметров и активности теплоносителя каждого канала и замены на работающем реакторе негерметичных тепловыделяющих сборок.

К недостаткам реакторных установок типа РБМК можно отнести следующие: большие размеры реактора, разветвленность системы подвода-отвода теплоносителя каждого канала, непроизводительный захват нейтронов стенками каналов, радиоактивность пара в турбинб и др.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИИ КОНСТРУКЦИЯ РЕАКТОРНОЙ УСТАНОВКИ

Реакторная установка РБМК-1000 включает в себя контур многократной принудительной циркуляции (МПЦ) и вспомогательные системы (рис. 2.8). Пароводяная смесь (со средним массовым паросодержа- нием х ж 15 %) поступает по индивидуальным пароводяным коммуникациям в барабан-сепаратор (БС), где разделяется на пар и воду.

Насыщенный пар давлением 7,0 МПа из сепараторов поступает по восьми паропроводам (диаметр 400 мм) к двум турбинам К-500-65/3000 (см. рис. 3.1).

На базе опыта эксплуатации реактора РБМК-1000 создан реактор РБМК-1500 при тех же размерах активной зоны и параметрах теплоносителя. Форсирование мощности до 1500 МВт достигнуто в основном за счет разработки тепловыделяющей сборки (ТВС) новой конструкции, в которой предусмотрены интенсификаторы теплообмена. Благодаря интенсивному орошению поверхностей нагрева твэлов среднее массовое паросодержание на выходе было увеличено до 21 % при достаточном запасе до кризиса теплообмена.

Основные характеристики реакторов типа РБМК представлены в табл. 2.8. Реактор размещен в бетонной шахте размером 21,6X21,6X25,5 м и состоит из набора вертикальных каналов с топливом и теплоносителем, вставленных в цилиндри

ческие отверстия графитовых колонн, верхней и нижней защитных плит — металлоконструкций каландрового типа.

Верхняя и нижняя части каналов выполнены из легированной стали, а центральная труба размером 88 X 4 мм — из сплава Zr + 2,5 % Nb, имеющего достаточно высокую коррозионную стойкость и механические свойства, удовлетворяющие требованиям конструкции. Циркониевая часть канала соединена со стальными специальными сварными переходниками сталь-цирконий (рис. 2.9). Предусмотрена возможность дистанционной замены топливного канала (ТК) на неработающем реакторе. В верхней головке канала на пробке подвешена через штангу кассета с двумя

Рис. 2.9. Соединение элементов канала из циркониевого сплава и нержавеющей стали: /—труба (сталь 12Х18Н10Т); 2—штуцер (сталь 14Х17Н2); 3—ниппель (сплав Zr + 2,5 % Nb); 4 —труба (сплав Zr + 2,5 % Nb)

ХарактеристикаРБМК-1000РБМК-1500Мощность, МВТ: электрическая1000 (2X500)1500 (2X750)тепловая32004800КПД брутто, %31,331,3Расход воды, циркулирующей в активной зоне,10,48,910~3 кг/сПервоначальная загрузка урана, т192189Проектное обогащение топлива в стационарном2,02,0режиме перегрузок, %Средняя глубина выгорания топлива в стацио-2020нарном режиме, МВт-сут/кгСредняя удельная энергонапряженность актив-4,26,3ной зоны, МВт/м3Средняя удельная энергонапряженность топли-16,7-25,4ва, кВт/кгСредняя плотность теплового потока, МВт/м20,350,53Активная зона: высота, м7,07,0диаметр, м11,811,8Число топливных каналов16611661Число каналов СУЗ211211Число твэлов в канале1818Размеры оболочек твэлов (диаметр/толщина), мм13,5/0,913,5/0,9Давление в барабане-сепараторе, МПа7,07,0Параметры пара перед турбиной: давление, МПа6,56,5температура, °C280280Барабан-сепаратор: число4,04,0диаметр, м2,32,6длина, м3030Себестоимость электроэнергии, коп/(кВт-ч)0,80,75ХарактеристикаРБМК-1000РБМК-1500Мощность, МВТ: электрическая1000 (2X500)1500 (2X750)тепловая32004800КПД брутто, %31,331,3Расход воды, циркулирующей в активной зоне,10,48,910~3 кг/сПервоначальная загрузка урана, т192189Проектное обогащение топлива в стационарном2,02,0режиме перегрузок, %Средняя глубина выгорания топлива в стацио-2020нарном режиме, МВт-сут/кгСредняя удельная энергонапряженность актив-4,26,3ной зоны, МВт/м3Средняя удельная энергонапряженность топли-16,7-25,4ва, кВт/кгСредняя плотность теплового потока, МВт/м20,350,53Активная зона: высота, м7,07,0диаметр, м11,811,8Число топливных каналов16611661Число каналов СУЗ211211Число твэлов в канале1818Размеры оболочек твэлов (диаметр/толщина), мм13,5/0,913,5/0,9Давление в барабане-сепараторе, МПа7,07,0Параметры пара перед турбиной: давление, МПа6,56,5температура, °C280280Барабан-сепаратор: число4,04,0диаметр, м2,32,6длина, м3030Себестоимость электроэнергии, коп/(кВт-ч)0,80,75Таблица 2.8. Основные характеристики реакторных установок типа РБМКТаблица 2.8. Основные характеристики реакторных установок типа РБМКТВС. Каждая ТВС состоит из 18 твэлов, длина тепловыделяющей части 3,5 м. Твэл представляет собой трубку диаметром 13,5X0,9 мм из циркониевого сплава с таблетками из диоксида урана. Регулировка расхода воды через каналы производится в соответствии с изменением мощности ТК регулирующими клапанами, установленными на подводящих трубопроводах.

Характеристика

РБМК-1000

РБМК-1500

Мощность, МВТ: электрическая

1000 (2X500)

1500 (2X750)

тепловая

3200

4800

КПД брутто, %

31,3

31,3

Расход воды, циркулирующей в активной зоне,

10,4

8,9

10~3 кг/с

Первоначальная загрузка урана, т

192

189

Проектное обогащение топлива в стационарном

2,0

2,0

режиме перегрузок, %

Средняя глубина выгорания топлива в стацио-

20

20

нарном режиме, МВт-сут/кг

Средняя удельная энергонапряженность актив-

4,2

6,3

ной зоны, МВт/м3

Средняя удельная энергонапряженность топли-

16,7-

25,4

ва, кВт/кг

Средняя плотность теплового потока, МВт/м2

0,35

0,53

Активная зона: высота, м

7,0

7,0

диаметр, м

11,8

11,8

Число топливных каналов

1661

1661

Число каналов СУЗ

211

211

Число твэлов в канале

18

18

Размеры оболочек твэлов (диаметр/толщина), мм

13,5/0,9

13,5/0,9

Давление в барабане-сепараторе, МПа

7,0

7,0

Параметры пара перед турбиной: давление, МПа

6,5

6,5

температура, °C

280

280

Барабан-сепаратор: число

4,0

4,0

диаметр, м

2,3

2,6

длина, м

30

30

Себестоимость электроэнергии, коп/(кВт-ч)

0,8

0,75

Характеристика

РБМК-1000

РБМК-1500

Мощность, МВТ: электрическая

1000 (2X500)

1500 (2X750)

тепловая

3200

4800

КПД брутто, %

31,3

31,3

Расход воды, циркулирующей в активной зоне,

10,4

8,9

10~3 кг/с

Первоначальная загрузка урана, т

192

189

Проектное обогащение топлива в стационарном

2,0

2,0

режиме перегрузок, %

Средняя глубина выгорания топлива в стацио-

20

20

нарном режиме, МВт-сут/кг

Средняя удельная энергонапряженность актив-

4,2

6,3

ной зоны, МВт/м3

Средняя удельная энергонапряженность топли-

16,7-

25,4

ва, кВт/кг

Средняя плотность теплового потока, МВт/м2

0,35

0,53

Активная зона: высота, м

7,0

7,0

диаметр, м

11,8

11,8

Число топливных каналов

1661

1661

Число каналов СУЗ

211

211

Число твэлов в канале

18

18

Размеры оболочек твэлов (диаметр/толщина), мм

13,5/0,9

13,5/0,9

Давление в барабане-сепараторе, МПа

7,0

7,0

Параметры пара перед турбиной: давление, МПа

6,5

6,5

температура, °C

280

280

Барабан-сепаратор: число

4,0

4,0

диаметр, м

2,3

2,6

длина, м

30

30

Себестоимость электроэнергии, коп/(кВт-ч)

0,8

0,75

Таблица 2.8. Основные характеристики реакторных установок типа РБМК

Таблица 2.8. Основные характеристики реакторных установок типа РБМК

Теплота, выделяющаяся в кладке, отводится к теплоносителю внутрь каналов через специальные контактные кольца (рис. 2.10). Для снижения термического сопротивления и предотвращения окисления графита полость кладки заполнена медленно циркулирующей смесью гелия и азота, которая служит одновременно и для контроля целостности каналов по изменению свойств газа.

На каждую половину реактора установлено по два барабана-сепаратора (БС), объединенных перемычками ho водяному и паровому объемам.

Практически равномерный отвод пара по длине БС достигается с помощью «оп

тимального» дросселирования патрубков на перепад давления, равный сопротивлению движению пара по коллектору от его заглушенного конца до места расположения патрубков (рис. 2.11).

Рис. 2.10. Установка топливного канала в графитовой кладке:

/—труба (сплав Zr + 2,5% Nb); 2, 3—наружное и внутреннее графитовые кольца; 4 —графитовая кладка

Рис. 2.11. Схема отвода пара из барабана- сепаратора в случае «оптимального» дросселирования выходных патрубков

Система управления и защиты реактора основана на перемещении (под действием гравитации и независимых электроприводов) большого числа твердых стержней-поглотителей в специально выделенных каналах, охлаждаемых водой автономного контура.

В реакторе предусмотрены следующие основные системы контроля и управления: 1) физического контроля поля энерговыделения по радиусу (более 100 каналов) и по высоте (12 каналов) с помощью датчиков прямой зарядки; 2) управления и защиты реактора; 3) пускового контроля (ре- актиметры, пусковые выемные камеры); 4) контроля расхода воды по всем каналам специальными шариковыми расходомерами; 5) контроля целостности труб каналов (КЦТК)—по влажности и по температуре газа, омывающего каналы; 6) контроля герметичности оболочек твэлов (КГО).

Вся информация поступает в инфор- мационно-управляющую ЭВМ и выдается оператору в удобном для него виде.

Автоматическое полное выключение реакции производится в следующих случаях [19]:

Т а б л и ц а 2.9. Основные

1) общего обесточивания собственных нужд; 2) превышения скорости роста или заданного уровня мощности; 3) отключения стопорными клапанами обоих турбогенераторов; 4) сокращения более чем в 2 раза подачи питательной воды; 5) отключения двух ГЦН в контуре охлаждения; 6) выхода давления или уровня в сепараторах контура- МПЦ за предельно допустимые значения; 7) большой течи контура МПЦ.

В остальных случаях частичных отказов оборудования предусмотрено лишь автоматическое контролируемое быстрое снижение мощности реактора (со скоростью до 4 %/с) до уровня, соответствующего мощности оставшегося в работе оборудования.

При отключении турбогенераторов от сети мощность снижается до уровня, обеспечивающего питание собственных нужд блока.

ГЛАВНЫЙ ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ НАСОСРЕАКТОРОВ ТИПА РБМК

Главный циркуляционный насос ЦВН-8 представляет собой единый агрегат, состоящий из насоса, выносного электродвигателя и вспомогательных систем с контролируемой протечкой запирающей воды.

Основной (номинальный) режим ЦВН-8 — длительная параллельная работа шести насосов (два насоса в резерве) при номинальных параметрах теплоносителя (температура на всасе 270 °C, давление 7 МПа).

Основные параметры насоса ЦВН-8 представлены в табл. 2.9.

Гидравлические характеристики опытного насоса ЦВН-8 на горячей воде пред- параметры насоса ЦВН-8

ЗначениеЗначение8000 + 2002707,0 2,0 >0,23430016,7Вода первого контура0-0,0250-0,025651063070X275098508000 + 2002707,0 2,0 >0,23430016,7Вода первого контура0-0,0250-0,025651063070X27509850

Значение

Значение

8000 + 200

270

7,0 2,0 >0,23

4300

16,7

Вода первого контура0-0,025

0-0,025

65106

3070X2750

9850

8000 + 200

270

7,0 2,0 >0,23

4300

16,7

Вода первого контура0-0,025

0-0,025

65106

3070X2750

9850

Параметр

Подача насоса, м3/ч

Температура перекачиваемой жидкости на всасе, °C

Давление на всасе, МПа

Напор насоса, МПа

Подпор на всасе сверх упругости паров перекачиваемой жидкости, МПа

Мощность на валу насоса, кВт

Частота вращения вала насоса (синхронная), с-1

Рабочая среда

Протечки запирающей воды в контур (на всех режимах) в пределах, м’/ч

Свободный слив запирающей воды после концевого уплотнения (на всех режимах) в пределах, м3/ч

Температура запирающей воды, °C, не более

Масса ГЦН с электродвигателем (без деталей установки), т

Габаритные размеры, мм: в плане высота

Рис. 2.12. Гидравлические характеристики опытного насоса ЦВН-8 в горячем режиме (температура на всасе 265 °C, давление8 МПа):Н—напор; N — мощность; ц —КПД насоса с электродвигателем; АЬдоп — минимально допустимый подпор на всасе насоса; Q —подача насосаРис. 2.12. Гидравлические характеристики опытного насоса ЦВН-8 в горячем режиме (температура на всасе 265 °C, давление8 МПа):Н—напор; N — мощность; ц —КПД насоса с электродвигателем; АЬдоп — минимально допустимый подпор на всасе насоса; Q —подача насосаэто трехмерная задача стационарной теплопроводности. В точной постановке задача сильно усложняется из-за влияния температуры и интеграла облучения на теплофизические свойства графита (прежде всего на его теплопроводность) и особенно вследствие изменения термического сопротивления контакта между колоннами кладки и трубами рабочих каналов, обусловленного радиационно-термическими деформациями графита и крипом труб каналов. Последнее обстоятельство вносит большие неопределенности и оправдывает применение упрощенных методов, допущения которых на фоне упомянутых неопределенностей представляются оправданными. Для одномерной стационарной задачи уравнение теплопроводности (см. кн. 2, § 3.3) без учета теплообмена между ячейками и вдоль оси графитовых колонн запишется в виде

Рис. 2.12. Гидравлические характеристики опытного насоса ЦВН-8 в горячем режиме (температура на всасе 265 °C, давление

8 МПа):

Н—напор; N — мощность; ц —КПД насоса с электродвигателем; АЬдоп — минимально допустимый подпор на всасе насоса; Q —подача насоса

Рис. 2.12. Гидравлические характеристики опытного насоса ЦВН-8 в горячем режиме (температура на всасе 265 °C, давление

8 МПа):

Н—напор; N — мощность; ц —КПД насоса с электродвигателем; АЬдоп — минимально допустимый подпор на всасе насоса; Q —подача насоса

--^[х(г)2лг-^-] = ^.2лг(2.59)

с граничными условиями на адиабатной внешней поверхности ячейки

ставлены на рис.. 2.12. Для бескавитацион- ной работы насоса должен быть обеспечен подпор ДЛдоп сверх упругости паров перекачиваемой жидкости. Допускается кратковременная работа насоса (не более 3— 5 мин) с подпором на всасе, на 30 % меньшим, чем это указано на рис. 2.12. Характеристика выбега насоса представлена ниже:

и на внутренней поверхности графитовой ячейки

Х dr |г=гт к_С'-гт.к 4lRk’

Время т, с 0124610152030

Частота вращения,c-i 16,712,5107,05,43,82,72,11,4

Ш-1$Ш-1$

Ш-1$

Ш-1$

Общая продолжительность выбега (до остановки) составляет примерно 130 с. Насос допускает работу при аварийном повышении давления на всасе до 8 МПа, при аварийном прекращении подачи уплотняющей воды, а также при прекращении подачи охлаждающей воды в холодильник уплотнения (на 3—4 мин). Насос допускает длительное пребывание в горячем резерве при условии подачи уплотняющей и охлаждающей воды в узел уплотнения. Не допускаются пуск и работа насоса на закрытую задвижку.

РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРЫ ГРАФИТА

Здесь рассматриваются специфические методы расчета температуры графита при стоке теплоты в каналы реактора РБМК (причины, вызывающие нагрев замедлителя, рассмотрены в п. 2.3.3).

При известных объемной плотности тепловыделения qvkr- г), геометрических характеристиках и свойствах материалов —

где Рь = Якокт + 6Т. К/А,т. к + 1/а — термическое сопротивление перетока теплоты от графита в теплоноситель через контакт с трубой канала (У?КОнт), трубу (6Т. К/Хт. к) и пристенный слой жидкости (1/а); гт. к— радиус топливного канала.

Решение уравнения (2.59) имеет вид

Xdr" + -^- ( ^rq (г) dr. (2.60)т,kJ v

гт. к

Первое слагаемое в правой части (2.60) — перепад температуры по толщине графита, второе — от графита к теплоносителю.

Поскольку X сложным образом зависит от t, то (2.60) дает зависимость / = = f(r) в неявном виде. Простейшее

5 Под ред. Григорьева

RkrT.KRkrT.Kqv <r)r dr-qv <r)r dr-(2.61)(2.61)tH-ts =tH-ts =2X2X(2.62)(2.62)/Ю = 0,5^д/Ю = 0,5^дт. кт. к

RkrT.K

RkrT.K

qv <r)r dr-

qv <r)r dr-

(2.61)

(2.61)

tH-ts =

tH-ts =

2X

2X

(2.62)

(2.62)

/Ю = 0,5^д

/Ю = 0,5^д

т. к

т. к

решение (2.60) получается при Х(г)=Х= = const:

г , гя

t (г) - t = 1 ( \q (г") г" dr" +

s X J г J у

При qv (r) — q — const

Для некоторых расчетов можно не учитывать изменение теплопроводности в процессе работы реактора и считать, что X зависит только от температуры. Тогда переменные t и г в (2.59) разделяются:

гад

— X2лг'д (г') dr', (2.63)

аГJ

г

где Гад — радиус адиабатной поверхности, т. е. без учета перетечек теплоты между ячейками: гад = гя.

Интегрируя последнее уравнение от Гт. к до текущего значения г, получают справа известную функцию от г, а слева — функцию от t [так называемый интеграл теплопроводности ЦГЦ:

Иг)

Z (i) =^ X^dt —

' (гт. к)

ад

dr" С

\ г'q (г') dr'. (2.64)

т. к

При qv = q = const

(2.65)

В. общем случае, если имеется зависимость X от t и интеграла облучения, решение (2.63) получают с помощью метода конечных разностей:

^ = ^.+ 2^^;^(2.66)

гя

где q\ = ^ 2nrq (г) dr = qlt~x — 2лг, (г, —

—r;_t)(/'-1—теплота, выделяющаяся в коль

це Г; < г < гя; q1^ = qt — линейная плотность теплового потока в колонне графита;

<7,

^-о = 'о = 1г-гт 2яГт к - тем" пература внутренней поверхности колонны.

По формулам (2.61) — (2.66) находят максимальную температуру t„, которая достигается на наружной поверхности колонны ячейки с максимальной мощностью (при г = Гя = Гад).

В действительности /м меньше и достигается ближе к каналу (при г = гад < гя), так как часть теплоты перетекает в соседние ячейки с меньшей мощностью и температурой внешней поверхности.

С помощью ЭВМ в рамках обычных (хотя и достаточно громоздких) сеточных методов решения краевых задач теплопроводности можно формально достаточно точно учесть растечки теплоты в кладке замедлителя и тем самым уточнить значение максимальной температуры графита.

В основном же точность определения температур кладки замедлителя зависит от точности значений: 1) тепловыделения в графите; 2) теплопроводности графита Хгр = X(t; Фт), которая с ростом флюенса (Фт) вследствие радиационных повреждений падает, довольно быстро устанавливаясь на равновесном уровне, тем более низком, чем ниже температура облучения (и быстро восстанавливается при росте температуры); при температурах 300—600 °C и флюенсе больше 2-Ю21 Н/см2 можно ориентировочно принять X = 0,1 40,2 Вт/(см-К), а при t = 1000 °C Х« «0,30 Вт/(см-К) [11]; 3) термического сопротивления контактного слоя между колонной графита и трубой канала, которое определяется теплопроводностью газа в полости кладки RK. Скорость роста относительной деформации трубы dz/dr (крип) [52]

de/dT « 1,26 • 10-23Фо (/ - 210) +

+ 4,85- 10~6 ехр Г-^60 + 29^1 (2 67} L *обл J

где /обл — температура облучения, °C; о = = ргт. к/От. к — напряжение, кг/мм2; 6Т. к— толщина стенки канала, мм. Значение de/dT в условиях, типичных для канальных реакторов, равно примерно 10-7 1/ч.

Термодеформации графита и трубы при разогреве и подъеме мощности увеличивают исходные радиальные зазоры, а крип трубы и радиальная усадка графита постепенно, на протяжении всего срока службы, уменьшают эти зазоры и термическое сопротивление контакта.

В дальнейшем (уже через несколько сотен эффективных суток работы) становится ощутимым уменьшение контактного зазора и термосопротивления вследствие крипа трубы и усадки графита. Все боль-

Рис. 2.13. Система аварийного охлаждения реактора РБМК: 1 — реактор; 2 — сепаратор; 3 — ГЦН; 4 —регулятор уровня; 5 — питательные насосы; 6 — регулятор давления: 7 — турбогенератор; 8 — бак с водой; 9 — насосы САОР; 10 — гидроаккумулирующий узел САОР; II — быстродействующий клапан САОР; 12 — напорный коллектор; 13 — раздаточный групповой коллектор; 14 — коллектор САОР; 15 — ограничитель течиРис. 2.13. Система аварийного охлаждения реактора РБМК: 1 — реактор; 2 — сепаратор; 3 — ГЦН; 4 —регулятор уровня; 5 — питательные насосы; 6 — регулятор давления: 7 — турбогенератор; 8 — бак с водой; 9 — насосы САОР; 10 — гидроаккумулирующий узел САОР; II — быстродействующий клапан САОР; 12 — напорный коллектор; 13 — раздаточный групповой коллектор; 14 — коллектор САОР; 15 — ограничитель течи

Рис. 2.13. Система аварийного охлаждения реактора РБМК: 1 — реактор; 2 — сепаратор; 3 — ГЦН; 4 —регулятор уровня; 5 — питательные насосы; 6 — регулятор давления: 7 — турбогенератор; 8 — бак с водой; 9 — насосы САОР; 10 — гидроаккумулирующий узел САОР; II — быстродействующий клапан САОР; 12 — напорный коллектор; 13 — раздаточный групповой коллектор; 14 — коллектор САОР; 15 — ограничитель течи

Рис. 2.13. Система аварийного охлаждения реактора РБМК: 1 — реактор; 2 — сепаратор; 3 — ГЦН; 4 —регулятор уровня; 5 — питательные насосы; 6 — регулятор давления: 7 — турбогенератор; 8 — бак с водой; 9 — насосы САОР; 10 — гидроаккумулирующий узел САОР; II — быстродействующий клапан САОР; 12 — напорный коллектор; 13 — раздаточный групповой коллектор; 14 — коллектор САОР; 15 — ограничитель течи

шую роль начинают играть пятна прямого контакта трубы с графитом, и при приближении расчетного зазора к нулю между трубой и колонной появляется натяг, который со временем может стимулировать развитие трещин в графите, уменьшающих силу натяга.

Все эти частично компенсирующие друг друга факторы ведут к относительно слабому и немонотонному изменению (в основном к снижению) термического сопротивления контакта, имеющего, по-видимому, максимальное значение в начале работы реактора [19].

ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИ РЕАКТОРАТИПА РБМК

К особенностям канальных реакторов, облегчающим обеспечение безопасности при разрывах контура, относятся ограничение масштабов утечек теплоносителя при разрывах труб благодаря уменьшению их диаметра при увеличении числа петель охлаждения, использование питательной воды и питательных насосов в качестве независимого источника аварийного охлаждения активной зоны при разрывах контура, по- канальный контроль запасов до кризиса, герметичности оболочек твэлов и целости технологических каналов, извлечение и замена на ходу топливных сборок, потерявших герметичность.

Для безопасности работы реактора необходимы эффективные системы и средства

заглушения цепной реакции, управления полем нейтронов, охлаждения активной зоны при отказах отдельных систем и узлов. Системы управления, контроля, сигнализации, защит, блокировок и автоматического регулирования обеспечивают выполнение этих условий благодаря соответствующему выбору схем и параметров оборудования и управляющих воздействий, а также резервирования каналов этих систем.

Наиболее специфичны проблемы и средства обеспечения безопасности при разгерметизации контура охлаждения реактора (аварии с потерей теплоносителя), в том числе максимальная проектная авария (МПА) — полный разрыв напорного коллектора. Разрывы труб малого диаметра для поканального подвода и отвода теплоносителя (0 50 и 70 мм) или трубы канала (0 80 мм) приводят к сравнительно малому темпу истечения теплоносителя (примерно 28 кг/с) и компенсируются системами регулирования и резервами основного оборудования блока.

Топливная сборка поврежденного канала охлаждается прямотоком или противотоком, причем прямоток заведомо больше номинального расхода, противоток может быть и больше, и меньше номинала (при частичном разрыве).

-Поврежденный канал обнаруживается системой контроля целостности технологических каналов, при этом реактор аварийно останавливается и расхолаживается для ремонта или замены канала.

При нарушении герметичности оболочек твэлов поврежденного канала радиоактивные продукты не выбрасываются в окружающую среду, а попадают в локализующие устройства.

Наиболее опасны разрывы больших трубопроводов контура между насосами и активной зоной, так как при этом может сразу прекратиться подача воды в большую группу каналов. Поэтому нужна подача охлаждающей воды в каналы из независимого источника — системы аварийного охлаждения реактора (САОР) (рис. 2.13). САОР состоит из двух независимых баллонных подсистем кратковременного действия 10 (около 3 мин), подключенных через быстродействующие клапаны 11 к коллекторам этой системы, из которых вода поступает в раздаточные групповые коллекторы 13. Кроме того, в коллекторы САОР поступает вода и из напорного коллектора питательных насосов 5.

Быстродействующие клапаны открываются при превышении давления в помещениях и падении уровня в сепараторах или перепаде давления между напорным коллектором и сепаратором. После опорожнения баллонов САОР до допустимого уровня включаются насосы САОР 9, подающие в активную зону воду из бакового хозяйства АЭС с расходом примерно 140 кг/с или в дальнейшем из локализующего устройства.

Другим важным аспектом безопасности АЭС является обеспечение сохранности строительных конструкций здания и локализации выбросов активного теплоносителя при разрывах трубопроводов. Трубопроводы большого диаметра и оборудование контура циркуляции канальных реакторов размещаются в прочных боксах, рассчитанных на избыточное давление, которое установится в них при разрыве самого крупного трубопровода (0,1—0,3 МПа). Из прочных боксов парогазовая смесь через специальные клапаны сбрасывается в локализующее устройство барботажно-конденсационного типа, оборудованное теплообменными и спринклерными установками и обеспечивающее прием, конденсацию и выдержку образующейся при аварии парогазовой смеси. Общий объем этих помещений 15 тыс. м3. Барботер-конденсатор имеет 776 труб диаметром 400 мм в верхней и 280 мм в нижней части.

РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИДВУХКОНТУРНЫХ АЭС

ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РЕАКТОРОВТИПА ВВЭР

В реакторную установку двухконтурных АЭС входят реактор, парогенераторы, циркуляционные трубопроводы с главными

запорными задвижками (или без них), главные циркуляционные насосы (ГЦН) [22]. К реакторной установке относится также ряд вспомогательных систем: компенсаций давления, аварийные, дренажные, очистки воды первого контура. Технологическая схема реакторной установки с водо-водяным реактором ВВЭР-440 приведена на рис. 2.14. Реакторы типа ВВЭР используют обычную воду в качестве замедлителя и теплоносителя. Особенность водо-водяных реакторов — тесное расположение твэлов в уран-водной решетке. Типичное значение отношения объемов воды и топлива равно примерно двум, что в сочетании с хорошими теплофизическими свойствами воды обеспечивает высокие (см. п. 2.2.2) удельные энерговыделения в активной зоне и возможность использовать изготовленный в заводских условиях корпус, работающий под давлением 12— 16 МПа.

Тесные топливные решетки обеспечивают относительно большую долю делений 238U на быстрых нейтронах. Компактная структура активной зоны с минимальным количеством конструкционных материалов позволяет достичь сравнительно хорошего использования тепловых нейтронов.

Спектр нейтронов в используемых тесных решетках оказывается сравнительно жестким, существенное значение приобретают процессы деления и поглощения в надтепловой области энергий. Водо-водяные реакторы характеризуются большими отрицательными значениями температурного и мощностного эффектов реактивности в процессах разогрева аппарата и вывода его на мощность. Поэтому реакторы типа ВВЭР обладают динамической устойчивостью.

Большое отрицательное значение температурного коэффициента реактивности и периодическая перегрузка топлива приводят к тому, что реактор в холодном состоянии в начале кампании имеет существенную избыточную реактивность (около 20 %). Для подавления этой реактивности требуется много компенсирующих органов СУЗ. Загрузка реактора обычно в 30—40 раз превышает критическую массу.

При нарушениях однородности решетки (водяные зазоры между кассетами, трубки, заполненные водой, и т. д.) наблюдаются всплески потока тепловых нейтронов, что приводит к деформации поля энерговыделения. Поэтому в ВВЭР зазоры между кассетами обычно не превышают 2—3 мм.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИИ КОНСТРУКЦИЯ ВВЭР

Первым отечественным промышленным ВВЭР был реактор 1-го блока Нововоронежской АЭС (НВАЭС) электрической

Рис. 2.14. Технологическая схема реакторной установки с водо-водяным реактором (применительно к ВВЭР-440):I — система поддержания давления в I контуре; // — система непрерывной очистки и расхолаживания; 1 — парогенератор; 2 — барботер; 3 — компенсатор давления; 4 — регулирующий клапан; 5 — реактор; 6 — анионитный фильтр; 7— катионитный фильтр; 8 — главная запорная задвижка; 9— главный циркуляционный насос; ТРП — теплообменник расхолаживания и разогрева петель; ПВ— питательная вода; НУЗ — насосы уплотнения главной запорной задвижки; КВ ГЦН— коллектор воздушников главного циркуляционного насоса; КПП —коллектор постоянных продувок; НЧК — насосы чистого конденсата; ВВЦ — воздушники высокого давления; РТП — регенеративный теплообменник продувки; ДО — доохладитель продувки; Л — азот; С — сдувка газов; ПК — предохранительные клапаны; ЭН — электронагревателиРис. 2.14. Технологическая схема реакторной установки с водо-водяным реактором (применительно к ВВЭР-440):I — система поддержания давления в I контуре; // — система непрерывной очистки и расхолаживания; 1 — парогенератор; 2 — барботер; 3 — компенсатор давления; 4 — регулирующий клапан; 5 — реактор; 6 — анионитный фильтр; 7— катионитный фильтр; 8 — главная запорная задвижка; 9— главный циркуляционный насос; ТРП — теплообменник расхолаживания и разогрева петель; ПВ— питательная вода; НУЗ — насосы уплотнения главной запорной задвижки; КВ ГЦН— коллектор воздушников главного циркуляционного насоса; КПП —коллектор постоянных продувок; НЧК — насосы чистого конденсата; ВВЦ — воздушники высокого давления; РТП — регенеративный теплообменник продувки; ДО — доохладитель продувки; Л — азот; С — сдувка газов; ПК — предохранительные клапаны; ЭН — электронагревателимощностью 210 МВт (ВВЭР-210), введенный в эксплуатацию в 1964 г.

Рис. 2.14. Технологическая схема реакторной установки с водо-водяным реактором (применительно к ВВЭР-440):

I — система поддержания давления в I контуре; // — система непрерывной очистки и расхолаживания; 1 — парогенератор; 2 — барботер; 3 — компенсатор давления; 4 — регулирующий клапан; 5 — реактор; 6 — анионитный фильтр; 7— катионитный фильтр; 8 — главная запорная задвижка; 9— главный циркуляционный насос; ТРП — теплообменник расхолаживания и разогрева петель; ПВ— питательная вода; НУЗ — насосы уплотнения главной запорной задвижки; КВ ГЦН— коллектор воздушников главного циркуляционного насоса; КПП —коллектор постоянных продувок; НЧК — насосы чистого конденсата; ВВЦ — воздушники высокого давления; РТП — регенеративный теплообменник продувки; ДО — доохладитель продувки; Л — азот; С — сдувка газов; ПК — предохранительные клапаны; ЭН — электронагреватели

Рис. 2.14. Технологическая схема реакторной установки с водо-водяным реактором (применительно к ВВЭР-440):

I — система поддержания давления в I контуре; // — система непрерывной очистки и расхолаживания; 1 — парогенератор; 2 — барботер; 3 — компенсатор давления; 4 — регулирующий клапан; 5 — реактор; 6 — анионитный фильтр; 7— катионитный фильтр; 8 — главная запорная задвижка; 9— главный циркуляционный насос; ТРП — теплообменник расхолаживания и разогрева петель; ПВ— питательная вода; НУЗ — насосы уплотнения главной запорной задвижки; КВ ГЦН— коллектор воздушников главного циркуляционного насоса; КПП —коллектор постоянных продувок; НЧК — насосы чистого конденсата; ВВЦ — воздушники высокого давления; РТП — регенеративный теплообменник продувки; ДО — доохладитель продувки; Л — азот; С — сдувка газов; ПК — предохранительные клапаны; ЭН — электронагреватели

Следующая качественная ступень (второе поколение) развития ВВЭР — установка ВВЭР-440. Она положена в основу первой крупной серии АЭС, поскольку экономические показатели сделали эти станции вполне конкурентоспособными со станциями на обычном топливе практически во всех районах европейской части СССР. Эти реакторы широко применяются и в некоторых зарубежных странах: ГДР, Болгарии, Чехословакии, Финляндии.

Продольный разрез водо-водяного реактора электрической мощностью 1000 МВт (ВВЭР-1000 — третье поколение) показан на рис. 2.15. Основные характеристики серийных АЭС с ВВЭР приведены в табл. 2.10.

Одним из ответственных узлов реактора типа ВВЭР является корпус. Металл корпуса находится в условиях интенсивного нейтронного облучения в течение всего срока службы, который составляет около 30 лет. При этом металл должен обеспечивать высокую прочность при достаточном уровне пластичности и хорошую коррозионную стойкость. В современных конструкциях предусматривается возможность периодического контроля металла корпуса с использованием неразрушающих методов. Для изготовления корпусов реакторов ВВЭР-440 используется сталь марки 48ТС-3, для корпусов реакторов ВВЭР-1000 освоена новая марка перлитной стали 15Х2НМФА [35j. Днище корпуса имеет вид полусферы. Крышки, как правило, делаются либо полусферическими, либо эллип-

воздухвоздух

воздух

воздух

Рис. 2.15. Продольный разрез водо-водяного реактора электрической мощностью 1000 МВт (ВВЭР-1000):

1 — верхний кожух; 2 — верхний блок защитных труб; 3 — корпус реактора; 4 — активная зона; 5 —шахта реактора; 6 — нижняя опорная плита

тическими. Уплотнение между цилиндрической частью корпуса и крышкой осуществляется с помощью различного типа прокладок, зажимаемых шпильками и гайками. Конструкция уплотнения крышки с корпусом реактора ВВЭР-1000 показана на рис. 2.16. Внутри корпуса устанавливается

цилиндрическая обечайка, которая служит для размещения в ней активной зоны и организации потока теплоносителя внутри реактора. Активная зона представляет собой набор тепловыделяющих элементов, которые объединяются в ТВС (рис. 2.17).

В качестве основного конструкционного материала активной зоны был использован специальный циркониевый сплав, что позволило обеспечить достаточно высокие параметры теплоносителя и удовлетворительную термодинамическую эффективность теплосилового цикла.

Первая загрузка реактора содержит топливо UO2 различного обогащения. Топливо с большим обогащением загружается на периферию, с меньшим — в центральную часть. При частичных перегрузках выгоревшее топливо выгружается из центральной части, свежее топливо загружается в периферийную зону. Такой режим перегрузки топлива принят в настоящее время практически на всех реакторах типа ВВЭР и называется «движением с рассеянием в центре».

Компенсация избыточной реактивности в общем случае осуществляется с использованием жидкого поглотителя (борное регулирование), механических органов СУЗ и выгорающих поглотителей. Основное преимущество борного регулирования —■ суще-

Рис. 2.16. Конструкция уплотнения разъема реактора ВВЭР-1000:

/ — крышка реактора; 2— гайка; 3 — шайба; 4— шпилька; 5 — уплотняющий элемент; 6 — шахта реактора; 7 — корпус реактора

Рис. 2.17. ТВС реактора ВВЭР-1000:

1 — сборка твэлов;2 —- чехловая

труба; 3—12 направляющих кана-5

лов для поглощающих стержней^

(кластеров); 4— направляющий ка-^Ь

нал датчика контроля энерговыделения; 5— штанга; 6 — блок защитных труб; 7 — плавающая шайба; 8-—поглощающие элементы;

9 — подпружинивающие штыри

Таблица 2.10. Основные характеристики серийных реакторных установок ВВЭР-440 и ВВЭР-1000

Характеристика

ВВЭР-440

ВВЭР-1000

Мощность, МВт:

электрическая

440 (2X220)

1000(1X1000)

тепловая

1375

3000

КПД брутто, %

32,0

33,0

Расход воды через реактор, 10~3 м3/ч

40,5

84,0

Число петель главного реакторного контура (чис-

6

4

ло парогенераторов)

Первоначальная загрузка урана (в пересчете на

42

66

металлический), т

Среднее обогащение первой загрузки, %

2,5

2,5/3,0 *

Максимальное проектное обогащение топлива в

3,6

3,6/4,4 *

стационарном режиме перегрузок, %

Средняя глубина выгорания топлива в стацио-

28,6

28/40 *

парном режиме, МВт-сут/кг

Средняя удельная энергонапряженность активной

83

111

зоны, МВт/м3

Средняя удельная энергонапряженность топлива,

33

45,5

кВт/кг

Средняя плотность теплового потока, МВт/м2

0,378

0,545

Давление теплоносителя на выходе из активной

12,25

15,7

зоны, МПа

Температура воды на входе (выходе) в реак-

269(299)

289,7 (320)

тор (из реактора), °C Подогрев в реакторе, °C

30,0

30,3

Скорость воды, м/с:

в главных трубопроводах

9,6

9,3

во входных патрубках

9,6

9,3

в активной зоне

3,5

5,3

Диаметр и высота корпуса, м

3,84X11,8

4,5X10,88

Эквивалентный диаметр активной зоны, м

2,88

3,12

Размеры оболочек твэлов (диаметр/толщина), мм

9,1/0,65

9,1/0,65

Число твэлов в кассете

126

317

Число топливных кассет в активной зоне

349

151

* Числитель—двухлетний цикл работы, знаменатель — трехлетний.

ственное уменьшение неравномерности энерговыделения по объему активной зоны. С помощью этого способа производится компенсация медленных эффектов реактивности-. выгорание топлива, стационарное отравление ксеноном и самарием, расхолаживание активной зоны. Для компенсации быстрых изменений реактивности используются механические органы СУЗ.

В настоящее время применяются регулирующие органы в виде пучков тонких стержней, которые размещаются практически в каждой тепловыделяющей кассете и вводятся в специальные направляющие трубки. Такие регуляторы получили название кластеры, а само регулирование — кластерное. Если топливо в реактор загружается с обогащением более 3,6 %, то в кассеты вместо кластеров загружается выгорающий поглотитель — обычно циркониевая матрица с присадкой бора до 1 %.

На первых реакторах в качестве биологической защиты использовался кольцевой водяной бак. Как показал опыт эксплуатации, бак подвергался постепенному коррозионному разрушению с протечками радиоактивной воды. Ремонт водяного бака и его замена были практически невозможны. Поэтому в последующих проектах от этого решения отказались и перешли на сухую защиту (рис. 2.18). Для сухой защиты использован серпентенитовый бетон (см. кн. 1, п. 8.7.4), хорошо удерживающий влагу.

СИСТЕМА ПОДДЕРЖАНИЯ ДАВЛЕНИЯВ ПЕРВОМ КОНТУРЕ АЭС

Система компенсации объема предназначена для создания давления при пуске, поддержания постоянного давления в пер-

Рис. 2.18. Элемент сухой защиты корпуса реактора:Рис. 2.18. Элемент сухой защиты корпуса реактора:'т5?л'т5?л’^Диаметр кор-

Рис. 2.18. Элемент сухой защиты корпуса реактора:

Рис. 2.18. Элемент сухой защиты корпуса реактора:

'т5?л

'т5?л

;. )\пуса реактора

Засыпка (серпентинит с карбидом бора)

Температурный

Серпентинито- 8ый бетон „сухая защита:”

Тр 146x6

Тр 114x7

$ 5050Я 6530$ 5050Я 6530290 <46020 Я 7000

$ 5050

Я 6530

$ 5050

Я 6530

1 — обычный бетон; 2 — несущая часть опоры реакторного корпуса; 3 — подача воздуха (тепловой барьер между обычным и серпентинитовым бетоном); 4 —- труба для передвижения противовеса приводов ионизационной камеры; 5 — кольцевое отверстие для прохода воздуха, охлаждающего серпентинитовый бетон; 6 — труба для опускания привода ионизационной камеры; 7 — опора реакторного корпуса

вом контуре, необходимого при нормальной эксплуатации реактора, и ограничения его отклонений, вызываемых изменениями температурного режима контура .охлаждения. Принципиальная схема системы поддержания давления в первом контуре АЭС представлена на рис. 2.14.

«Паровая подушка» в компенсаторе давления держит под рабочим давлением всю реакторную установку. Для поддержания среды в компенсаторе давления на линии насыщения используются нагреватели, размещенные в нижней части компенсатора давления. Часть нагревателей находится постоянно в работе для возмещения тепловых потерь, остальные включаются по команде регулятора давления.

Для конденсации пара в компенсаторе применяется впрыск теплоносителя из «холодных» ниток первого контура реактора. При изменении нагрузки реактора в его контуре охлаждения изменяется средняя температура, а вследствие этого изменяется объем теплоносителя. Изменения объ

ема воспринимаются компенсатором давления, который или подает воду в контур, или принимает ее из контура.

При повышении температуры воды первого контура в компенсатор давления поступает теплоноситель, что приводит к росту давления в компенсаторе. Вследствие этого происходит отключение групп электронагревателей. При росте давления открываются клапаны впрыска «холодного» теплоносителя. Если, несмотря на впрыск, происходит дальнейший рост давления, то при определенном давлении срабатывает клапан сброса пара в барботер.

При понижении температуры воды объем теплоносителя в контуре уменьшается, что вызывает вытекание воды из компенсатора давления. Паровая подушка увеличивается, и давление падает. Так как вода в компенсаторе находится при температуре насыщения, то падение давления приводит к вскипанию воды, что уменьшает скорость падения давления. Последнее вызывает включение групп нагревателей. Управление работой электрических нагревателей и клапанами впрыска и сброса осуществляется регулятором давления.

Для защиты реакторной установки от превышения давления на компенсаторе устанавливаются предохранительные клапаны (ПК) (не менее двух). Барботер предназначен для приема протечек пара через предохранительные клапаны, приема пара при сбросе и аварийном срабатывании предохранительных клапанов. Барботер также используется в режимах пуска и останова. Технические характеристики системы поддержания давления установки ВВЭР-440 приведены ниже:

Возможная скорость разогрева компенсатора давления, °С/ч:

максимальная 40

минимальная 20

Точность регулирования давления, МПа ±0,10

Точность регулирования уровня, мм ±100

Наибольшее положительное отклонение давления, МПа13,3

Наибольшее отрицательное отклонение давления, МПа10,9

Давление срабатывания предохранительных клапанов, МПа . . .14,5

При проектировании системы в основу положены следующие принципы.

Система должна обеспечивать полную компенсацию температурных расширений теплоносителя в следующих режимах: плавного изменения мощности от нагрузки собственных нужд (10 %) до 100 % и обратно, сброса нагрузки турбинами со 100 % до нагрузки собственных нужд, обесточивания всех ГЦН с одновременным быстрым остановом реактора.

В переходных и аварийных режимах, протекающих с ростом давления, предель-

ное давление теплоносителя не должно превышать расчетное. Предохранительные клапаны срабатывают только в том слу.- чае, если в самом компенсаторе отказывает система впрыска «холодного» теплоносителя или происходит останов более одной трети всех ГЦН.

В перечисленных режимах не должно возникать объемное кипение теплоносителя в наиболее горячих точках контура и не должны оголяться электрические нагреватели компенсатора давления.

В настоящее время не существует аналитических методов расчета компенсатора давления, обеспечивающего поддержание давления во всех режимах. В ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского предложена поверочная методика расчета компенсатора давления [5]. Расчет динамики блока ВВЭР-440 показал, что выбранный по методике ВТИ объем компенсатора (около 40 м3) обеспечивает требуемое отклонение давления во всех переходных режимах и удовлетворительное протекание аварийных режимов при разуплотнении первого контура. Соотношение между объемами пара и воды в компенсаторе объема принято равным 2:3. Связь между параметрами теплоносителя в контуре и изменением его объема, м3, определяется по формуле

АР = (Уконт/у) [(до/д/)р А/ + (до/др)# Др],

где А/, Др — отклонение параметров теплоносителя, °C, МПа; Vkoht — объем контура, м3; у — средний удельный объем теплоносителя, м3/кг; (dv/d/)p; (dvldp)t— изобарная и изотермическая сжимаемости воды, м3/(кг-К), м3/(кг-МПа). Отклонение параметров теплоносителя (А/, Др) пропорционально тепловой мощности реактора, в свою! очередь зависит от принятой программы регулирования мощности блока (t = = const, pj = const; комбинированная). На первых АЭС с водо-водяными реакторами компенсатор давления был многокорпусным, в дальнейшем стал применяться однокорпусный. Для унифицированных блоков АЭС с ВВЭР-440 компенсатор имеет объем 44 м3, для установки ВВЭР-1000 — 79 м3.

ГЛАВНЫЕ ЦИРКУЛЯЦИОННЫЕ НАСОСЫРЕАКТОРОВ ТИПА ВВЭР

Главный циркуляционный насос представляет собой единый агрегат, состоящий из насоса, выносного электродвигателя и вспомогательных систем с механическим уплотнением вала (табл. 2.11, рис. 2.19): ГЦН-317 предназначен для создания циркуляции теплоносителя в замкнутом контуре АЭС с ВВЭР-440, ГЦН-195 для создания циркуляции теплоносителя в за-

Рис. 2.19. Циркуляционный насос большой подачи с механическим уплотнением вала (Q = 5,6 м3/с):

/ — вал электродвигателя; 2 — маховик; 3 —- электродвигатель; 4 — соединительная муфта; 5 — радиально-упорный подшипник; 6 — узел уплотнения; 7 — корпус; 8 — нижний радиальный гидростатический подшипник; 9 — вал насоса; 10 — рабочее колесо

минутом контуре АЭС с ВВЭР-1000. ГЦН устанавливается на «холодной» части петли реакторного контура.

Основной (номинальный) режим ГЦН-317 —- длительная параллельная работа шести насосов при номинальных параметрах теплоносителя.

ПараметрТипоразмер насосаГЦН-317 (ВВЭР-440)ГЦН-195 (ВВЭР-1000)Подача насоса, 10~3 м3/ч7,120Температура теплоносителя, °C270300Давление на всасе, МПа12,515,6Расчетное давление, МПа14,018,0Расчетная температура, °C335зьиНапор насоса, МПа0,4 ±0,0250,675 ±0,025Частота вращения, с-125,016,7Мощность, потребляемая насосом из сети при1,45,3работе на горячей воде, МВт То же на холодной воде, МВт1,67,0Номинальное напряжение электродвигателя, В60006000Организованные протечки запирающей воды пос-0,3—2,00,3-3,0 .ле основных ступеней уплотнения, м3/ч Протечки запирающей воды в контур (на всех0-0,40-0,6режимах), м3/чСвободный слив запирающей воды после кон-0-0,050-0,05цевого уплотнения (на всех режимах), м3/ч Температура запирающей воды, 4С<70<70Расход воды промежуточного контура, м3/с>0,012>0,015Масса ГЦН с электродвигателем (без деталей55118установки), тГабаритные размеры, мм: в плане3400X38204700X5000высота930011 500ПараметрТипоразмер насосаГЦН-317 (ВВЭР-440)ГЦН-195 (ВВЭР-1000)Подача насоса, 10~3 м3/ч7,120Температура теплоносителя, °C270300Давление на всасе, МПа12,515,6Расчетное давление, МПа14,018,0Расчетная температура, °C335зьиНапор насоса, МПа0,4 ±0,0250,675 ±0,025Частота вращения, с-125,016,7Мощность, потребляемая насосом из сети при1,45,3работе на горячей воде, МВт То же на холодной воде, МВт1,67,0Номинальное напряжение электродвигателя, В60006000Организованные протечки запирающей воды пос-0,3—2,00,3-3,0 .ле основных ступеней уплотнения, м3/ч Протечки запирающей воды в контур (на всех0-0,40-0,6режимах), м3/чСвободный слив запирающей воды после кон-0-0,050-0,05цевого уплотнения (на всех режимах), м3/ч Температура запирающей воды, 4С<70<70Расход воды промежуточного контура, м3/с>0,012>0,015Масса ГЦН с электродвигателем (без деталей55118установки), тГабаритные размеры, мм: в плане3400X38204700X5000высота930011 500Таблица 2.11. Основные параметры ГЦН-317 и ГЦН-195Таблица 2.11. Основные параметры ГЦН-317 и ГЦН-195Примечания. 1. Запирающая вода применяется после системы водоочистки с активностью не выше 3,7■ 105—3.7 - 10е Бк/л.2. Непрерывная работа насоса на всех эксплуатационных режимах составляет 8000 ч в год.3. Срок службы насоса 30 лет.Примечания. 1. Запирающая вода применяется после системы водоочистки с активностью не выше 3,7■ 105—3.7 - 10е Бк/л.2. Непрерывная работа насоса на всех эксплуатационных режимах составляет 8000 ч в год.3. Срок службы насоса 30 лет.Основной ^номинальный) режим ГЦН-195 — длительная параллельная работа четырех насосов при номинальных параметрах теплоносителя. Все детали и узлы ГЦН, соприкасающиеся с теплоносителем, охлаждаются водой промежуточного контура и запирающей водой и изготовле

Параметр

Типоразмер насоса

ГЦН-317 (ВВЭР-440)

ГЦН-195 (ВВЭР-1000)

Подача насоса, 10~3 м3/ч

7,1

20

Температура теплоносителя, °C

270

300

Давление на всасе, МПа

12,5

15,6

Расчетное давление, МПа

14,0

18,0

Расчетная температура, °C

335

зьи

Напор насоса, МПа

0,4 ±0,025

0,675 ±0,025

Частота вращения, с-1

25,0

16,7

Мощность, потребляемая насосом из сети при

1,4

5,3

работе на горячей воде, МВт То же на холодной воде, МВт

1,6

7,0

Номинальное напряжение электродвигателя, В

6000

6000

Организованные протечки запирающей воды пос-

0,3—2,0

0,3-3,0 .

ле основных ступеней уплотнения, м3/ч Протечки запирающей воды в контур (на всех

0-0,4

0-0,6

режимах), м3/ч

Свободный слив запирающей воды после кон-

0-0,05

0-0,05

цевого уплотнения (на всех режимах), м3/ч Температура запирающей воды, 4С

<70

<70

Расход воды промежуточного контура, м3/с

>0,012

>0,015

Масса ГЦН с электродвигателем (без деталей

55

118

установки), т

Габаритные размеры, мм: в плане

3400X3820

4700X5000

высота

9300

11 500

Параметр

Типоразмер насоса

ГЦН-317 (ВВЭР-440)

ГЦН-195 (ВВЭР-1000)

Подача насоса, 10~3 м3/ч

7,1

20

Температура теплоносителя, °C

270

300

Давление на всасе, МПа

12,5

15,6

Расчетное давление, МПа

14,0

18,0

Расчетная температура, °C

335

зьи

Напор насоса, МПа

0,4 ±0,025

0,675 ±0,025

Частота вращения, с-1

25,0

16,7

Мощность, потребляемая насосом из сети при

1,4

5,3

работе на горячей воде, МВт То же на холодной воде, МВт

1,6

7,0

Номинальное напряжение электродвигателя, В

6000

6000

Организованные протечки запирающей воды пос-

0,3—2,0

0,3-3,0 .

ле основных ступеней уплотнения, м3/ч Протечки запирающей воды в контур (на всех

0-0,4

0-0,6

режимах), м3/ч

Свободный слив запирающей воды после кон-

0-0,05

0-0,05

цевого уплотнения (на всех режимах), м3/ч Температура запирающей воды, 4С

<70

<70

Расход воды промежуточного контура, м3/с

>0,012

>0,015

Масса ГЦН с электродвигателем (без деталей

55

118

установки), т

Габаритные размеры, мм: в плане

3400X3820

4700X5000

высота

9300

11 500

Таблица 2.11. Основные параметры ГЦН-317 и ГЦН-195

Таблица 2.11. Основные параметры ГЦН-317 и ГЦН-195

Примечания. 1. Запирающая вода применяется после системы водоочистки с активностью не выше 3,7■ 105—3.7 - 10е Бк/л.

2. Непрерывная работа насоса на всех эксплуатационных режимах составляет 8000 ч в год.

3. Срок службы насоса 30 лет.

Примечания. 1. Запирающая вода применяется после системы водоочистки с активностью не выше 3,7■ 105—3.7 - 10е Бк/л.

2. Непрерывная работа насоса на всех эксплуатационных режимах составляет 8000 ч в год.

3. Срок службы насоса 30 лет.

ны из сталей, стойких к коррозии и эрозии. Наиболее освоенная в производстве сталь 10Х18Н10Т.

Характеристики спада расхода теплоносителя при обесточивании ГЦН-317 (одновременный выбег пяти насосов) и

Рис. 2.20. Гидравлические характеристики опытного насота ГЦН-317 в горячем режиме (температура на всасе 276 °C, давление 12,5 МПа)

Рис. 2.21. Гидравлические характеристики опытного насоса ГЦН-195 в горячем режиме (температура на всасе 300 °C, давление 15,6 МПа)

ГЦН-195 (одновременный выбег четырех одного из них при нарушении нормальной насосов) следующие:эксплуатации;

Время т, с

Подача насоса, 10 3 м3/ч:

0

1

2

3

5

10

15

20

25

30

ГЦН-317

7,1

6,7

6,5

6,2

5,7

4,9

4,2

3,6

3,2

2,8

ГЦН-195