Глава седьмая НАЛАДКА ОБЩЕКОТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
7.1. НАЛАДКА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПАРОВЫХ КОТЕЛЬНЫХ
Паровые котельные вырабатывают теплоту в виде пара и горячей воды, для приготовления которой в котельной устанавливают пароводяные подогреватели (бойлеры). Редукционные установки для снижения давления пара до разрешенного для бойлеров часто проектами не предусмотрены, и котлы работают с пониженным давлением пара. При низких температурах подогрева сетевой воды давление пара в бойлерах может поддерживаться на уровне 0,1—0,2 МПа и котлы работают с давлением пара в барабане 0,2 — 0,3 МПа. Для повышения давления пара в таких случаях необходимо переходить на схему регулирования температуры подогреваемой воды перепуском (см. рис. 2.2) с подогревом в бойлерах только части сетевой воды, но до более высокой температуры. В некоторых котельных паровые бойлеры эксплуатируются без регуляторов перелива (конденсатоотводчиков), а иногда и без охладителей конденсата. При этом возможны попадание пролетного пара с конденсатом непосредственно в деаэратор и срыв его работы. При наладке котельной необходимо установить регуляторы перелива и наладить их работу. Монтаж их должен быть выполнен в соответствии с требованиями завода-изготовителя. При отсутствии в схеме конденсатоохладителей в деаэратор будет поступать перегретый конденсат повышенного давления. Если избыточная теплота этого конденсата будет расходоваться на подогрев относительно холодной химочищенной воды, поступающей в деаэратор, то можно обеспечить его надежную работу. Необходимо только правильно выбрать место ввода перегретого конденсата в деаэратор. Например, в струйно-барботажных деаэраторах типа ДСА, в которых пар подается в барботажный отсек в объеме бака-аккумулятора, можно подавать этот конденсат непосредственно в паровой объем бака над поверхностью воды. При вскипании перегретой воды избыточный пар вместе с основным потоком пара пойдет в колонку, а вода останется в баке. В связи с избыточным давлением этой воды ее дополнительная деаэрация не требуется. Если же химочищенной воды подается в деаэратор мало, что бывает в чисто отопительных котельных, то возможен срыв работы деаэратора. Во всех таких случаях целесообразно составить тепловой баланс деаэратора и решить вопрос о возможности упорядочения его работы, например, за счет снижения температуры химочищенной воды в теплообменнике перед деаэратором. Уменьшать использование конденсата и заменять его холодной химочищенной водой нецелесообразно, и при невозможности наладки этой схемы необходимо устанавливать конденсатоохладители по схеме, приведенной на рис. 2.2. Тепловой баланс деаэратора можно представить в виде Gх.о.в hх.о.в.+ Gк hк + Gп hп = (1+ 0,01р)Dв hдв + Gв hдп , (7.1) а массовый баланс — в виде Gх.о.в..+ Gк + Gп = (1+ 0,01р)Dв + Gв , (7.2) где Gх.о.в, Gк, Gп — расходы химочищенной воды, конденсата и пара, поступающих в деаэратор; Dв — полная выработка пара котлами; р — процент продувки; Gв — расход выпара (2 — 10 кг на тонну деаэрируемой воды); hх.о.в, hк, hп — удельные энтальпии химочищенной воды, конденсата и пара, поступающих в деаэратор; hдв, hдп — удельные энтальпии воды и пара в деаэраторе. Во многих паровых котельных с закрытой схемой теплоснабжения подпитка теплосети невелика, и ее осуществляют из питательного деаэратора. В этом случае в тепловой и массовый балансы деаэратора входит расход воды на подпитку теплосети Gут. В действующих котельных часто приходится сталкиваться с серьезными трудностями при организации возврата конденсата из-за интенсивной коррозии конденсатопроводов. Она обычно связана с наличием в паре углекислого газа СО2, образующегося в котле при разложении карбонатных солей. В некоторых котельных приходится менять конденсатопроводы от бойлеров ежегодно, а обеспечить возврат конденсата от внешних потребителей вообще не удается из-за интенсивной коррозии трубопроводов и арматуры на конденсатных линиях. Количество СО2 в паре при наладке действующих котельных следует определять путем непосредственных измерений. Допустимое содержание СО2 по [11] составляет 20 мг/кг. В случаях, когда схема конденсатопроводов неразветвленная, допускается содержание СО2 в паре до 100 мг/кг, но только с разрешения головной ведомственной энергетической организации. Расчетным путем количество СО2 в паре, мг/кг, можно оценить по формулам: для деаэраторов без барботажа или при отсутствии деаэрации СО2 = 22Щхeх (1+s); (7.3а) для деаэраторов с барботажем СО2 = 22Щхeх (s1 + s) (7.3б) где eх – доля химочищенной воды в воде, уходящей из деаэратора, определяется из массового баланса деаэратора (7.2); s – доля разложения Na2CO3 в котле (зависит от рабочего давления: при абсолютных давлениях 1,3; 1,0; 0,6 МПа составляет соответственно 0,72; 0,6 и 0,4); s1 – доля разложения NaHCO3 в котле, примерно равная 0,4 (принимается, что 60% NaHCO3 разлагается в барботажном деаэраторе). При повышенной концентрации СО2 в паре и конденсате, что ведет к интенсивной коррозии конденсатных трактов, наиболее радикальной мерой является переход с Na-катионирования на схему обработки воды со снижением щелочности (т. е. карбонатов). Для промышленных котельных это может быть схема Н-катионирования с голодной регенерацией фильтров, которая снижает щелочность, но фильтрат и промывочные растворы остаются щелочными (не кислыми, как при полном Н-катионировании), что обеспечивает упрощение обслуживания и оборудования по сравнению с полным Н-катионированием. Однако эта схема намного сложнее схемы с Na-катионированием, требует дополнительных площадей и строительства склада кислоты, установки дополнительного оборудования - фильтров, баков, декарбонизатора, насосов и т. д. Для действующих котельных с химической водоподготовкой по схеме Na-катионирования более реально переходить на схему Na-С1-ионирования, которая требует минимума дополнительного оборудования, а регенерация фильтров осуществляется только поваренной солью. Однако и для этой схемы необходимы дополнительные оборудование и площади, остро дефицитные аниониты и др. В связи с этим до решения вопросов об изменении схемы подготовки воды целесообразно рассмотреть возможности реализации некоторых простых мероприятий, которые могут обеспечить определенное снижение содержания углекислоты в паре. Во многих паровых котельных подпитка теплосети осуществляется из питательных деаэраторов, хотя зачастую работают параллельно два деаэратора. В этом случае часть возвращаемого в деаэратор конденсата уходит в теплосеть, а в пароводяной контур поступает соответствующее дополнительное количество химочищенной воды, несущей карбонаты. За счет исключения подпитки теплосети из питательного деаэратора доля химочищенной воды eх, определяющая содержание СО2 в паре, заметно уменьшается. Другой возможностью является наладка водно-химического режима котлов и сокращение за счет этого продувки котла. Из формулы (7.2) очевидно, что сокращение продувки ведет к соответствующему снижению подачи в пароводяной контур химочищенной воды. Важнейшей мерой по борьбе с коррозией пароконденсатного тракта является вентиляция паровых полостей теплообменных аппаратов. При конденсации пара углекислота постепенно накапливается в газовой фазе, что, в частности, ухудшает условия теплообмена. Растворимость СО2 в конденсате по мере роста ее концентрации в газовой фазе возрастает, и постепенно устанавливается равновесие: сколько СО2 поступает с паром,. столько же выходит с конденсатом. Поэтому вентиляция паровых пространств теплообменных аппаратов и удаление части СО2 может обеспечить снижение агрессивности конденсата. Для этого необходим отвод в атмосферу 1—3% поступающего в аппарат пара. В аппаратах различного типа концентрация СО2 в вентиляционном паре может колебаться от 10 до 10 000 мг/кг в зависимости не только от расхода пара и содержания в нем СО2, но и в наибольшей степени от того, как организовано концентрирование СО2 в самом аппарате. В паровых пространствах теплообменников устанавливают дополнительные перегородки, обеспечивающие образование зоны с максимальной концентрацией СО2 в верхней части аппарата (по возможности дальше от поверхности конденсата). Подробно этот вопрос рассмотрен в [24]. На практике необходимо сначала обеспечить непрерывное удаление пара от штатных вентиляционных устройств бойлеров и определить концентрацию СО2 в конденсате. При измерениях могут отмечаться существенные колебания концентрации, и содержание СО2 в конденсате может периодически намного превышать содержание ее в греющем паре. В такие периоды конденсат особенно агрессивен. При наладке тепловых схем паровых котельных необходимо принимать меры по сокращению потерь теплоты с продувкой котлов. В первую очередь следует сократить до технически обоснованного минимума расход продувки. Непрерывная продувка котла должна обеспечить приемлемый уровень солесодержания котловой воды, обеспечивающий надежную работу котла. Допустимое солесодержание обычно устанавливает завод-изготовитель (см. гл. 1), а проверяет наладочная организация при наладке водно-химического режима котла или при эксплуатации. При близком к максимально допустимому солесодержании котловой воды непрерывная продувка будет минимальной. Периодическая продувка нижних точек выполняется для удаления шлама и должна производиться не менее 1 раза в смену до 30 с на каждую точку (при поочередном полном открытии клапанов). Это обеспечивает среднесуточную продувку в размере примерно 2% выработки пара. Более длительные и частые периодические продувки в обычных условиях нецелесообразны. Условия и режим продувок должны устанавливаться специалистами-химиками. Типовая схема утилизации теплоты непрерывной продувки включает испарение ее в сепараторе с отводом пара вторичного вскипания в деаэратор. Вода из сепаратора отводится через теплообменник в канализацию. Нагреваемой средой в теплообменнике служит обычно вода, идущая на химводоочистку. При наладке сепаратора необходимо обеспечить регулирование и возможность контроля уровня воды в нем. При невозможности наладки сепаратора (когда он отсутствует или не может быть отремонтирован) можно установить дополнительный теплообменник для более полного охлаждения этой воды перед сбросом в барботер. Нагреваемой средой может быть, например, вода для горячего водоснабжения. Практикуется также использование воды из линии непрерывной продувки для отопления бытовок котельной. Действующие нормы [6] допускают использование воды из линии непрерывной продувки котлов для подпитки закрытых систем теплоснабжения. При этом остаточная общая жесткость всей подпиточной воды не должна превышать 0,1 мг-экв/кг для тепловых сетей с температурой сетевой воды до 100 °С и 0,05 мг-экв/кг для тепловых сетей с температурой свыше 100 °С. Технически наиболее целесообразно направить воду непрерывной продувки в отдельный деаэратор подпитки теплосети. При необходимости можно организовать очистку этой воды на механических фильтрах. При наладке схем централизованного горячего водоснабжения следует обращать внимание на способ подготовки воды. Иногда практикуемое в промышленных котельных умягчение воды путем Na-катионирования ведет к ухудшению органолептических свойств воды (вода становится мягкой на ощупь) и к росту ее коррозионной агрессивности. Рациональные схемы подготовки воды для горячего водоснабжения должны подбираться на основе нормативных требований [6]. Опыт показывает, что надежность систем централизованного горячего водоснабжения на промышленных площадках намного ниже, чем систем теплоснабжения, и в связи с этим следует обращать особое внимание на подготовку воды для них. При наладке действующих систем горячего водоснабжения следует исключить избыточный подогрев воды, что ведет к усилению коррозии и повышенному образованию накипи. Температурный уровень системы должен обеспечить подачу потребителям воды с температурой 50 – 60 °С.
Применение баков-аккумуляторов в
системах горячего водоснабжения позволяет сгладить пиковые нагрузки и
улучшить работу
Пример суточного графика нагрузки системы горячего водоснабжения приведен на рис. 7.1, а. Производительность системы горячего водоснабжения котельной принята равной среднесуточному потреблению горячей воды, при этом количество воды в баках на каждый час суток показано на рис. 7.1, б. Количество воды в баках вычисляется на каждый час путем уменьшения или увеличения имеющегося на начало часа запаса в зависимости от того, насколько потребление горячей воды в течение этого часа соответственно больше или меньше производительности установки горячего водоснабжения. Максимальный запас следует подготовить к утреннему пику. В приведенном примере вместимость баков позволяет обеспечить постоянную производительность установки в течение суток.
При недостаточной вместимости баков может потребоваться увеличение производительности в дневное время. Работа установки с постоянной нагрузкой дает возможность обеспечить устойчивую деаэрацию воды, чего обычно невозможно добиться при работе по графику потребления. За рубежом нашли применение в схемах производственных паровых котельных и паровые аккумуляторы [95]. Их применение целесообразно при наличии периодических кратковременных максимумов паровой нагрузки. При использовании паровых аккумуляторов повышается надежность пароснабжения, снижается унос котловой воды с паром, достигается стабильная и более экономичная работа котлов. Количество теплоты, аккумулированное в водяном объеме парового аккумулятора, зависит от разности давлений поступающего и отбираемого пара, и необходимый размер аккумулятора тем больше, чем меньше эта разность. Обычно паровой аккумулятор представляет собой горизонтальный сосуд, заполненный на 80% водой. Для первоначального заполнения используют конденсат. Подпитка аккумулятора водой может требоваться только при использовании перегретого пара, при использовании насыщенного пара предусматривается слив избыточной воды, образующейся при конденсации пара за счет тепловых потерь, через конденсатоотводчик с верхнего уровня. Предусматривают также сепарацию выходящего из аккумулятора пара от влаги.
7.2. НАЛАДКА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЕЛЬНЫХ
Принципиальная тепловая схема котельной с двумя водогрейными котлами приведена на рис. 7.2. Вода из теплосети сетевым насосом подается в два котла, где нагревается и подается в теплосеть. Общий расход воды в теплосети обычно больше, чем расчетный расход воды через котлы (Gc>ΣGк). Избыточный расход Gп проходит через клапан перепуска. Температура воды на входе в котел при работе на газе и малосернистом мазуте должна поддерживаться не ниже 70 °С. При работе на высокосернистом мазуте (S >2%) температура воды на выходе из котла должна поддерживаться не ниже 150 °С на всех нагрузках и режимах. Это требование установлено [9] для всех водогрейных котлов с номинальной тепловой мощностью от 4,5 до 36 МВт включительно. Работа с перепуском, т. е. с пропуском части сетевой воды помимо котлов, требует, чтобы температура воды на выходе из котлов t''k была выше, чем температура в прямой магистрали теплосети t1. Температуры воды в котлах и теплосети связаны уравнением теплового баланса Gc (t1 – t2) = ∑Gк (t''к – t'к) (7.4)
Рис. 7.2. Принципиальная расчетная схема водогрейной котельной: ВК – водогрейные котлы; СН – сетевой насос; РН – рециркуляционный насос
Выработка теплоты котельной, определенная по расходу и температурам сетевой воды, должна быть равна сумме тепловых мощностей отдельных котлов, определенных по расходу воды через них и по перепаду температур. Температура обратной сетевой воды t2 должна быть измерена после ввода подпитки. В уравнении (7.4) принято, что теплоемкость воды не зависит от температуры. При температуре t''к выше 120 °С для точных расчетов зависимость теплоемкости воды от ее температуры следует учитывать. Повышение температуры на входе в котлы по условиям их надежности требует рециркуляции части горячей воды, уходящей из котла, обратно на его вход. Расход воды на рециркуляцию можно определить по уравнению теплового баланса точки А Gpt''к + (Gк+Gp) t2 = Gкt' к , отсюда
Совершенно очевидно, что при переходе с одного котла на два и обратно температуры воды в котлах и расходы воды на рециркуляцию должны меняться скачком. Все изложенное выше характерно для условий работы всех водогрейных котельных — как городских, так и промышленных. Для городских котельных, предназначенных для отопления и горячего водоснабжения жилых и гражданских зданий, характерна работа по отопительному температурному графику, рассчитываемому по условиям теплоотдачи конвективно-излучающих отопительных приборов с дополнительным снижением температуры обратной воды в теплообменниках горячего водоснабжения. Температурные графики и условия работы таких систем теплоснабжения подробно рассмотрены в специальных руководствах, например в [22]. Для промышленных предприятий наиболее характерна отопительно-вентиляционная нагрузка, для которой температура воды определяется по формулам [22]: в подающей линии
в обратной линии
где tв.р — расчетная температура воздуха внутри отапливаемых зданий, принимается равной 18 °С для жилых помещений и 16 °С в промышленных зданиях; t1p, t2p — расчетные температуры в тепловой сети; tн, tн.р — температуры наружного воздуха — текущая и расчетная для отопления соответственно. Полученные по формулам (7.6) значения температур прямой воды для промежуточных температур наружного воздуха заметно ниже, чем для общепринятых температурных графиков для конвективно-излучающих приборов. Кроме того, для общеобменной вентиляции в соответствии с [4] установлена более высокая расчетная температура наружного воздуха, чем для отопления, так что на промышленных предприятиях нагрузки котельных при низких температурах наружного воздуха должны расти незначительно. Для большинства действующих предприятий характерна более высокая температура обратной воды, чем получается по (7.6б). Это связано с условиями регулировки и наладки тепловых сетей площадки и внутренних систем теплоснабжения, а также с режимом систем вентиляции. При отключении приточных вентиляционных систем калориферы по теплоносителю часто не отключают как из опасений их размораживания, так и из-за необходимости использования дефицитных автоматических клапанов, что ведет к протоку через калориферы прямой сетевой воды без охлаждения. В результате расход сетевой воды по системе также значительно выше расчетного. Наладка тепловых сетей позволяет значительно снизить расход воды и температуру в обратной линии, но обычно они все же остаются выше расчетных. Это ведет иногда к ограничению тепловой мощности водогрейных котлов, которые должны работать с пониженным по сравнению с расчетным перепадом температур воды. С другой стороны, на многих действующих котельных имеет место постепенный занос трубок конвективной части водогрейных котлов железистыми отложениями, вымываемыми из теплосети, что ведет к росту гидравлического сопротивления котлов. Удаление этих отложений возможно кислотной промывкой, но пользоваться таким средством необходимо с крайней осторожностью. Для снижения скорости роста отложений необходимо проводить в летние периоды гидропневматические промывки тепловых сетей и систем теплоснабжения в зданиях, а также контролировать работу грязевиков на входе в котельную, организовать надлежащий водный режим в соответствии с действующими требованиями [18], в частности по деаэрации воды. Вообще даже небольшой рост гидравлического сопротивления котла затрудняет работу рециркуляционных насосов. Например, при повышении гидравлического сопротивления котла КВ-ГМ-20 всего на 30% (до 300 кПа) по сравнению с расчетным (230 кПа) практически полностью исключается возможность использования обычно применяемых для рециркуляции насосов типа НКУ-250 с расчетным давлением 320 кПа. На работу рециркуляционных насосов влияет также расход воды через котел. При повышенных расходах воды в сетях через котлы нередко прокачивают большие количества воды, чем необходимо по условиям их надежной работы. В некоторых случаях это приходится делать для достижения необходимой производительности при сниженных перепадах температур. При этом также значительно возрастает гидравлическое сопротивление котла (пропорционально квадрату расхода), что затрудняет или полностью исключает возможность использования рециркуляционных насосов. По изложенным выше причинам наладка водогрейных котельных жестко связана с наладкой систем теплоснабжения, и наиболее целесообразно вести эти работы совместно. В объем работ по такой комплексной наладке необходимо включать также работы по наладке водно-химического режима котлов и тепловых сетей, по наладке систем автоматизации котельной, тепловых узлов и приточных камер вентиляции, центральных кондиционеров. При необходимости следует провести техническое руководство гидропневматической промывкой систем теплоснабжения и кислотной промывкой котлов. После уточнения реального температурного графика тепловой сети необходимо проработать условия работы водогрейных котлов и системы рециркуляции. На рис. 7.3 приведены результаты расчетов температур и расходов воды для водогрейной котельной с двумя котлами КВ-ГМ-30. Расчетная тепловая нагрузка отопления и вентиляции 53,5 МВт, основные потребители теплоты — калориферные установки приточных вентиляционных систем и отопительных вентиляционных агрегатов. Расчетная температура отопления tнр = – 37 °С (для г. Омска), средняя температура отопительного сезона – 7,7 °С. Уточненный по результатам наладочных работ температурный график 140 – 80 °С соответствует несколько завышенному расходу теплоносителя Gс = 850 т/ч. Расчетная схема котельной приведена на рис. 7.2. Расход воды через котел Gк = 375 т/ч. До температуры наружного воздуха tн= –10 °С в работе один котел, при более низких температурах включаются два котла. Избыточный расход теплоносителя проходит по линии перепуска. На рис. 7.3 приведены результаты расчета для условия поддержания температуры воды на входе в котлы не ниже 70 °С. Температура воды на выходе из котлов t''к в соответствии с уравнением (7.5) намного выше температуры воды в подающей магистрали, что связано с повышенной температурой воды на входе в котел и с необходимостью выработки расчетного количества теплоты при расходе воды через котлы, меньшем, чем расход воды в теплосети (Gк = 375<Gc = 850 или 2Gк = 750<Gс = 850). После перехода на два котла температура t''к снижается из-за увеличения расхода воды через котлы. С понижением температуры наружного воздуха tн расход воды в линии рециркуляции в соответствии с уравнением (7.5) постепенно снижается из-за роста температуры t''к и уменьшения разности температур (t'к – t2). После перехода на два котла необходимый расход воды на рециркуляцию Gр резко возрастает из-за снижения температуры t''к и увеличения количества воды, подлежащей
![]()
подогреву до 70 °С. При tн = –29°С температура обратной воды становится равной 70°С и расход воды на рециркуляцию Gр = 0. При tн<–29°С из-за повышения температуры воды на входе в котел t'к в соответствии с ростом t2 температура воды на выходе из котла растет более круто. Требуемый расход воды на рециркуляцию Gр достаточно велик и при относительно высоких температурах наружного воздуха достигает 30 – 35% Gc. Максимальное значение Gp имеет место в точке перехода на два котла. Можно отметить, что расход Gр мог бы быть меньше, если бы эту же максимальную расчетную нагрузку распределить не на два котла, как на рис. 7.2, а на четыре-пять, которые бы постепенно включались в работу при снижении tн. Однако для промышленных котельных характерно использование небольшого числа котлов. Результаты расчета этой же котельной для условия t''к = 150 °С по [9] для сжигания сернистого мазута приведены на рис. 7.4 Температура воды на входе в котлы в соответствии с уравнением (7.5) максимальна при высоких температурах наружного воздуха, и при переходе с одного котла на два отмечается резкий скачок Gр. Расход воды на рециркуляцию в этой схеме значительно больше, чем для условия t'к= 70 °С и достигает 60% Gс. При большем количестве котлов расход Gр мог бы быть меньше. При поддержании температуры воды на выходе из котла на уровне t''к = 120 °С (например, для технологических целей), расход Gр будет меньше, чем на рис. 7.4, но достаточно большим, особенно при высоких температурах наружного воздуха. В действительных условиях работы промышленных котельных режимы с рециркуляцией, как уже указывалось, не всегда могут быть реализованы. В связи с этим рассматривают некоторые другие возможности повышения температуры воды на входе в водогрейные котлы. Например, при наличии запаса сетевого насоса по подаче можно использовать для рециркуляции перемычку на его всасывающей стороне. На рис. 7.2 расход через нее обозначен через G'p. Такие перемычки всегда имеются в водогрейных котельных и предназначены для организации предпусковых промывок. В эту перемычку при работе ее на рециркуляцию поступает вода при температуре t1, которая ниже температуры t''к (рис. 7.3 и, 7.4) из-за подмешивания обратной воды теплосети по линии перепуска Gп. За счет этого расход воды G'p должен быть больше расхода Gp, так как на рециркуляцию с помощью рециркуляционных насосов подается вода с более высокой температурой t''к. Для сокращения расхода рециркуляции с помощью сетевого насоса (при наличии у него запаса по подаче) целесообразно выполнить перемычку для подачи на вход сетевого насоса воды от котлов, как показано на рис. 7.2 штриховой линией. При этом температура воды на входе сетевого насоса не должна быть выше допустимой по паспорту данной машины. Это ограничивает возможность использования этих схем только для условия t'к = const, поскольку для реализации схемы t''к = 150 °С необходимо поддерживать температуру воды на входе в котлы выше 90 °С в течение почти всего отопительного сезона. Возможность поддержания технологического условия t''к = const (например, t''к = 120 °С) должна проверяться расчетом. При разработке тепловых режимов водогрейных котельных (без пара) следует учитывать также необходимость поддержания требуемых температур теплоносителя для подогрева мазута и деаэрации воды. В некоторых котельных, имеющих паровые и водогрейные котлы, возможна организация двухступенчатого подогрева сетевой воды — сначала паром в бойлерах, затем в водогрейных котлах. Это обеспечивает возможность подачи в водогрейные котлы воды с необходимой температурой, но ограничивает их производительность. В этих случаях иногда рассматривают и возможность перевода водогрейных котлов на пиковый режим работы (т. е. в температурном графике 110 – 150 °С с удвоенным расходом воды через котел), что требует переделки схем включения элементов котла. Рассматриваются и варианты работы водогрейных котельных с температурным графиком 110 – 150 °С по условиям надежности при сжигании мазута. Однако такие режимы без предварительного подогрева паром требуют очень большого расхода воды на рециркуляцию. Кроме того, для всех пиковых режимов работы водогрейных котлов следует иметь в виду, что на температуру стенки 120 – 130 °С может приходиться второй максимум коррозии (см. рис. 6.1), что требует дополнительного обоснования такого режима по условиям надежности. Учитывая большие расходы воды на рециркуляцию, требуемые для повышения температурного уровня воды в котлах, часто принимают, что при вводе обратной сетевой воды в топочные экраны достаточно повышения ее температуры на входе в котел до 70 °С при сжигании мазута [27]. При этом можно ожидать не очень большого ухудшения условий работы котлов по сравнению с требованиями [9] поддержания t''к=150 °С, поскольку именно при высоких температурах наружного воздуха, когда не выполняются требования по рециркуляции, нагрузки котлов минимальны, а при этом коррозионная агрессивность продуктов сгорания значительно меньше, чем при расчетных нагрузках котлов [29]. Для конкретных условий данной котельной целесообразно подбирать оптимальные условия эксплуатации исходя из действительных возможностей имеющихся насосов (сетевых и рециркуляционных), действительных расходов и температур в тепловой сети, схем включения котлов и т. п. Целесообразно уточнить температуры стенок разных элементов котлов при характерных наружных температурах для всех возможных режимов работы и определить на основании измерений скорости коррозии (см.§ 4.5 и § 6.1) расчетный срок службы элементов котла для всех режимов. При наладке тепловых схем водогрейных котельных часто возникают трудности с наладкой вакуумных деаэраторов, используемых в водогрейных котельных для обработки воды подпитки теплосети и для централизованного горячего водоснабжения. Подробные описания конструкции и схем включения этих аппаратов приведены в [27]. Трудности в наладке вакуумных деаэраторов в первую очередь связаны с недоработками проектов при выборе схем и оборудования. В связи с этим индивидуальные проектные решения целесообразно проверять по типовым решениям, разработанным ведущими институтами (Латгипропромом, Сантехпроектом). Очень часто трудности в наладке вакуумных деаэраторов связаны с неправильным подбором их производительности, т. е. с неудовлетворительной привязкой типового проекта. Деаэраторы могут обеспечить деаэрацию воды при нагрузках не ниже 30% расчетной, а новые котельные включаются в работу часто при значительно меньших нагрузках, и обеспечить работу установленных деаэраторов часто вообще не удается.
В связи с изложенными выше проблемами особый интерес могут представлять вакуумные деаэрационные установки, работающие по принципу перегретой воды, для которых не требуется подача пара или воды высокой температуры. ![]() На рис. 7.5 приведена принципиальная схема вакуумной деаэраторной установки [88], в которой деаэрация осуществляется за счет выделения парогазовой фазы из жидкости в сопле специальной формы и последующего разделения фаз в центробежном сепараторе. Такая установка успешно работает в течение двух лет в новой водогрейной котельной, где по типовому проекту был установлен вакуумный деаэратор ДСВ-25 производительностью 25 т/ч, в то время как расход подпиточной воды в первый период эксплуатации котельной не превышал 2 т/ч, а температура воды за котлами 60 – 80 °С. Наладить вакуумный деаэратор ДСВ-25 для работы в таких условиях нe представлялось возможным. Для вакуумной деаэраторной установки по [88] были использованы бак-газоотделитель и насосы рабочей воды деаэратора ДСВ-25, а сам деаэратор (диаметром 76 и высотой 350 мм) был установлен дополнительно. Эксплуатация установки в течение двух отопительных сезонов показала ее надежную работу практически без дополнительного обслуживания и регулирования при температуре воды, поступающей на деаэрацию, в пределах 55 – 75 °С. Содержание кислорода в обработанной воде составляло 50 – 80 мкг/кг, показатель рН 7 – 7,5, что соответствует требованиям [15] к качеству воды. Регулирования расхода не требовалось из-за наличия больших аккумулирующих емкостей. Для исключения повторного насыщения воды кислородом воздуха ее поверхность покрывалась слоем герметика АГ-4. В результате удалось достичь необходимой деаэрации воды без повышения температурного уровня воды в котлах, что необходимо по всем типовым решениям.
7.3. НАЛАДКА ГАЗОВОЗДУШНЫХ ТРАКТОВ И МАЗУТНОГО ХОЗЯЙСТВА
В большинстве старых котельных применялись общие газовоздуховоды, которые соединяли группы котлов по газу и воздуху. На все котлы группы устанавливали два вентилятора и два дымососа, один из которых был резервным. Часто в таких схемах устанавливались групповые экономайзеры. Главный недостаток такой схемы — большой присос воздуха через неплотности сборных газоходов и через неработающие котлы. Во многих действующих котельных из-за этих присосов воздуха установленные по проекту дымососы не обеспечивают работу котельной даже при неполных нагрузках. При необходимости наладки такой котельной (обычно на определенный период времени до реконструкции) следует выявить и уплотнить места основных присосов — обычно инспекционные люки сборных газоходов, шиберы, явные дефекты кирпичной кладки. Может оказаться полезной также газоуплотнительная обмазка наружной поверхности кирпичного газохода и всасывающей камеры дымососов. Устанавливаемые на сборных газоходах групповые экономайзеры работают обычно неэффективно из-за низких температур газов, обусловленных присосами через неработающие котлы. При наличии индивидуальных экономайзеров регулирование тяги в топках осуществляют иногда шиберами, установленными в газоходе между котлом и экономайзером. При этом экономайзер оказывается под полным разрежением сборного газохода, что ведет к большим присосам воздуха в экономайзер и снижению его эффективности по подогреву воды. В таких случаях целесообразно перейти на регулирование тяги шиберами после экономайзеров или направляющими аппаратами дымососов. Такие устаревшие котельные в настоящее время подлежат реконструкции, при которой котлы заменяют на современные с индивидуальными экономайзерами и дымососами. В некоторых случаях старые котлы с общими газоходами сохраняют, например, для покрытия небольших паровых нагрузок в водогрейных котельных. Для этого целесообразно выделить один-два котла из всей группы, работавшей ранее на общий газоход, и установить в газоходе кирпичную разделительную стенку. Рабочую часть газохода необходимо максимально уплотнить, провести тщательную ревизию и ремонт обмуровки и гарнитуры выбранных рабочих котлов. Необходимо устранять неоправданные утечки теплого воздуха из котельной и через неработающие котлы с индивидуальными газоходами. В топках и газоходах этих котлов должно поддерживаться минимальное разрежение за счет неплотности направляющего аппарата дымососа, а в отключающих шиберах должны быть отверстия диаметром 50 мм [2]. Однако излишние утечки воздуха через неработающие котлы ведут к значительным потерям теплоты, и необходимо устранять их путем тщательного уплотнения и закрытия люков, лазов, гляделок, замены прорванных мембран предохранительных клапанов топки и газоходов, заделки трещин и неплотностей в обмуровке. Воздух за пределы котельной может уходить не только через присосы в топки и газоходы котлов, но и через дефлекторы и разбитые окна в верхней части здания котельной. В любой котельной всегда имеет место интенсивная естественная вентиляция (аэрация) из-за движения воздуха вдоль нагретых поверхностей — ограждений котлов, наружных поверхностей изоляции баков, оборудования и трубопроводов. Этот нагретый (иногда до 40 – 50 °С) воздух может либо уходить за пределы здания через окна и дефлекторы, либо частично поступать на вход дутьевых вентиляторов. Однако поскольку выход из здания котельной определенного количества теплого воздуха должен компенсироваться поступлением такого же количества холодного воздуха снаружи, то возможны сильные сквозняки и недостаточные температуры на рабочих местах обслуживающего персонала. В любом случае разбитые окна в верхней части здания необходимо закрывать, а вытяжку через аэрационные отверстия (дефлекторы) регулировать по санитарным нормам. В ряде случаев механическая вытяжка из верхней зоны на вход дутьевых вентиляторов может полностью обеспечить необходимую вентиляцию котельной и при полностью закрытых дефлекторах. Действующие правила безопасности [2] не устанавливают никаких дополнительных требований по вентиляции здания котельной по сравнению с обычными санитарными нормами. С другой стороны, в зимнее время забор воздуха на вход дутьевых вентиляторов из верхней зоны котельной, особенно водогрейной, может привести к ее полному замораживанию. Поэтому при наладке котельной необходимо опытным путем подобрать рациональный режим ее вентиляции для летнего и зимнего периодов и определить степень открытия перекидных шиберов во всасывающих шахтах дутьевых вентиляторов и в
дефлекторах, размещенных над котлами и вспомогательным оборудованием. Расход воздуха, уходящего из верхней зоны котельной за пределы здания, определяет потери теплоты топлива, которые могут быть довольно значительны (табл. 7.1). В качестве примера в табл. 7.1 приведены результаты натурных измерений количества воздуха, уходящего из верхней зоны котельной с тремя котлами ДКВр-10. План верхней зоны котельной показан на рис. 7.6. В конце сентября 1985 г. в фонаре над деаэраторами были застеклены окна, но неплотности в одном из окон остались. Дефлекторы закрыты не были. Полные результаты определения потерь теплоты с аэрационным воздухом приведены ниже:
Потери теплоты с аэрационным воздухом в первом случае достигали 4,6% BQрн. За счет устранения небольшой части утечек воздуха расход теплоты с аэрационным воздухом удалось снизить на 80 кВт. Снижение относительной потери теплоты qа с 4,6 до 1,6% связано в первую очередь с общим ростом нагрузки котельной. В водогрейных котельных, в которых тепловыделение с наружной поверхности очень мало, в зимнее время практически невозможно подогреть дутьевой воздух за счет внутреннего выделения теплоты в здании и приходится забирать его снаружи.
Таблица 7.1. Результаты измерений количества воздуха, уходящего из верхней зоны котельной
Серьезным фактором экономии топлива может явиться наладка мазутного хозяйства. Для котельных, в которых мазут является резервным топливом, следует в первую очередь рассмотреть возможность холодного хранения всего мазута с организацией его быстрого разогрева в зоне всасывающего патрубка струей горячего мазута [39]. Хранение мазута в застывшем состоянии помимо существенной экономии теплоты на поддержание его при необходимой температуре практически исключает также утечки топлива из железобетонных подземных емкостей. Такой способ хранения мазута можно использовать и для резервных емкостей. Для снижения потерь теплоты наземные стальные резервуары необходимо изолировать. Разогрев мазута наиболее рационально вести по циркуляционной схеме с выносными подогревателями. Для обеспечения нормальной работы насосов, подогревателей и форсунок необходимо очищать мазут от механических примесей. Перед насосами перекачки устанавливают фильтры грубой очистки, а после подогревателей — фильтры тонкой очистки. Контроль за работой фильтров осуществляют по перепаду давлений на них. Очистка сетки фильтра без его разборки может быть выполнена путем продувки его паром при закрытых клапанах подвода и отвода мазута и открытом клапане отвода загрязненного мазута. Серьезной проблемой обычно является нагарообразование на поверхности нагрева мазутных подогревателей, при этом возрастает их сопротивление и снижается тепловая мощность. Для снижения скорости образования отложений и увеличения срока службы подогревателей между чистками целесообразно повышение скорости мазута в подогревателе до 1–1,5 м/с. Такую скорость следует поддерживать при всех режимах работы котельной, и для периодов работы с низкой нагрузкой может оказаться целесообразной установка отдельных небольших подогревателей. При температуре стенки выше 150 °С коксование подогревателей резко возрастает, поэтому нецелесообразно использовать для подогрева мазута пар давлением выше 0,5 МПа. Значительно увеличить срок службы подогревателей до остановки можно и путем установки в них ультразвуковых генераторов [75]. Для очистки подогревателей можно использовать простые механические средства (скребки, ерши и т. п.), выжигать отложения, использовать химическую очистку щелочными растворами едкого натра (15 – 20 г/л) или кальцинированной соды (25 – 30 г/л); возможна также очистка на ходу — путем кратковременного увеличения скорости мазута в подогревателе до 3 м/с. Значительное количество теплоты расходуется в промышленных котельных на слив мазута (28 – 40 ГДж на слив одной цистерны вместимостью 50 т). Кроме того, при обычно применяемом подогреве мазута для слива свежим паром мазут сильно обводняется — иногда до 15%. За счет рационального слива мазута, использования конденсата паровых спутников, обогреваемых лотков, устранения парения штанг можно существенно сократить расход теплоты на слив мазута [75]. На электростанциях начинают использовать и более прогрессивные методы разогрева мазута в цистернах — подогрев горячим мазутом, паром через паровые рубашки, электроиндукционным способом, тепловым излучением, виброподогревателями и т. п. Для повышения эффективности использования мазута можно использовать присадки типа ВНИИНП, из которых для обработки мазута на местах потребления рекомендуется присадка ВНИИНП-106. Она обеспечивает улучшение горения мазута, снижает скорость роста отложений в мазутоподогрева-телях. Результаты сравнительных испытаний [66] условий сжигания мазута в котлах ДКВр-10 с присадкой и без присадки дали следующие результаты:
Присадка должна храниться и дозироваться в точном соответствии с руководящими указаниями [69], иначе возможно ухудшение условий эксплуатации мазутного хозяйства. Для энергетических котлов разработана также присадка ВТИ-4ст [70], представляющая собой 10 – 15% -ный раствор оксида магния MgO, с дозировкой до 1 кг на тонну мазута. При воздействии соединений магния на низкотемпературные поверхности нагрева, смоченные серной кислотой, происходит ее нейтрализация, отложения становятся рыхлыми и сыпучими. При использовании этой присадки необходима очистка конвективных поверхностей котла дробью не реже 1 раза в смену при расходе дроби 150 — 200 кг/м2 сечения газохода за разовую очистку.
7.4. ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ УТИЛИЗАЦИЯ ТЕПЛОТЫ ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ КОТЛОВ
Современные промышленные и паровые котлы оборудованы хвостовыми поверхностями, обеспечивающими снижение температуры продуктов сгорания до 140–180 °С. Дальнейшего снижения заводы-изготовители не предусматривают, однако техническая возможность дополнительной утилизации теплоты продуктов сгорания имеется, особенно при сжигании газа. Необходимость рассмотрения этой проблемы связана также с тем, что в настоящее время на всех промышленных предприятиях остро стоит вопрос о необходимости использования вторичных энергоресурсов вплоть до теплоты вытяжного вентиляционного воздуха, что не всегда экономически оправдано из-за его низкой температуры [85]. В связи с этим детальная проработка возможностей утилизации теплоты уходящих газов с относительно высокой температурой представляет особый интерес. В [40] описан опыт установки за чугунным экономайзером с поверхностью нагрева 720 м2 котла ДКВр-20 гладкотрубных пакетов поверхностью нагрева 103 м2 из труб диаметром 25 × 3 мм. Дополнительный пакет был выполнен по схеме кипящего не отключаемого по воде и газам экономайзера. При сжигании газа в чугунный экономайзер направляется непосредственно из обратного трубопровода сетевая вода и нагревается до 100 – 110 °С, а в стальной пакет — питательная вода, которая нагревается со 100 до 130–135 °С. При сжигании мазута сетевая вода отключается от экономайзера, а питательная вода направляется последовательно через чугунный экономайзер и стальной пакет. В чугунном экономайзере вода нагревается до 130–135 °С, в стальном пакете — до 160–170 °С. При этом исключается выпадение сернокислотной росы в стальном пакете при сжигании мазута. Одним из средств повышения эффективности тепловых схем паровых котельных является перевод питательных экономайзеров котлов на теплофикационный режим. В этом режиме температура поступающей в экономайзер воды ниже, а расход ее больше, чем при подогреве питательной воды. Действующие нормы [5] допускают и переключение экономайзеров с подогрева питательной воды на подогрев сетевой воды закрытых систем теплоснабжения. В частности, такое переключение целесообразно при переводе котлов с газа на мазут и обратно. При работе на газе экономайзеры должны работать в теплофикационном режиме, а на мазуте — в питательном. Кроме того, летом при отключении отопления следует переводить экономайзеры на подогрев питательной воды. Для возможности таких переключений необходимо смонтировать дополнительные трубопроводы и арматуру, разработать инструкцию для эксплуатационного персонала. Следует иметь в виду, что перевод питательных экономайзеров на теплофикационный режим ухудшает условия работы дымовой трубы по условиям конденсации влаги в ней [83]. Повышения экономичности котельных можно достигнуть за счет установки после деаэратора водо-водяного теплообменника, снижающего температуру питательной воды до 70 °С. За счет снижения температуры поступающей воды утилизация теплоты продуктов сгорания увеличивается, но при этом также ухудшаются условия работы дымовой трубы. Аналогичные результаты и проблемы имеют место при переходе с атмосферной деаэрации питательной воды на вакуумную. Для утилизации теплоты продуктов сгорания газожаротрубных котлов, распространенных за рубежом, вместо обычных экономайзеров предложено использовать простейшие теплообменники типа «труба в трубе» [97]. Наружная труба имеет диаметр 159, внутренняя 133 мм. Экономайзер размещается рядом с котлом или над ним и набирается из нескольких (до 10 штук) таких модулей. Гладкая поверхность труб и относительно высокая скорость дымовых газов способствуют самоочистке труб от наружных отложений. Дымовые газы проходят по внутренним трубам. Опыт работы котлов производительностью 6–12 т/ч, оборудованных такими экономайзерами, показал их надежную работу при сжигании газа и мазута даже с использованием горелок, при работе которых отмечалось образование сажи. Температура уходящих газов снижалась до 140–150 °С, аэродинамическое сопротивление первых образцов составляло 500 Па, в новых конструкциях оно снижено до 300 – 350 Па за счет рационального выполнения газовых каналов. При возможности выпадения из дымовых газов росы, например при частичных нагрузках котла, дополнительно устанавливают паровой подогреватель питательной воды. В некоторых случаях холодную половину экономайзера изготовляют из нержавеющей стали. Имеется также опыт использования в качестве экономайзеров промышленных котлов теплообменников на тепловых трубах [94]. В отличие от трубчатых экономайзеров температура стенки тепловых труб, расположенной в газоходе, находится выше точки росы, поэтому тепловые трубы не подвержены коррозии. Отложения на стенках рыхлые и легко удаляются обдувкой. Тепловые трубы оребрены, могут свободно выниматься для ремонта и замены.
Теплообменники этих типов можно использовать не только в качестве экономайзеров для охлаждения продуктов сгорания с 250 — 300 до 120 — 140 °С, но и для более глубокой утилизации теплоты газов после существующих экономайзеров, особенно при недостаточной эффективности последних. Для дополнительного снижения температуры уходящих газов можно использовать и упрощенные системы с промежуточным теплоносителем по схеме проф. М. М. Щеголева [26]. Принципиальная схема устройства приведена на рис. 7.7. Тепловоспринимающая поверхность нагрева из стальных труб размещена в газоходе и связана с межтрубным пространством водо-водяного теплообменника, расположенного в верхней зоне котельной. Вся система заполняется водой, которая циркулирует в трубах вследствие разности температур. В качестве нагреваемой среды в теплообменнике можно использовать и холодную воду, так как с
продуктами сгорания соприкасаются только трубы, в которых циркулирует вода более высокой температуры, и вероятность выпадения конденсата на трубах при работе на газе маловероятна. Возможно использование и других схем с промежуточным теплоносителем, например для подогрева дутьевого воздуха (рис. 7.8). В газоходе и воздуховоде устанавливают сантехнические калориферы, связанные контуром промежуточного теплоносителя. В качестве теплоносителя можно использовать обычную воду, однако необходимо подобрать температурные режимы установки так, чтобы исключить вероятность замораживания калориферов при низких температурах наружного воздуха. Тепловой расчет таких схем обычно выполняют по методикам, принятым при проектировании систем вентиляции с утилизацией теплоты вытяжки. Этот метод достаточно сложен, и его практическое, применение требует специальной подготовки. Для систем рис. 7.8 можно использовать более простой метод расчета. Среднюю температуру промежуточного теплоносителя можно определить по формуле
причем
где t — температура газов и воздуха; G — расход; к — коэффициент теплопередачи; F — площадь поверхности нагрева; с — теплоемкость; J — температура промежуточного теплоносителя; индексы «г» и «х» относятся соответственно к горячему и холодному теплообменникам, 1 и 2 — к входу и выходу среды. Входящие в формулы значения экспонент легко могут быть определены с помощью обычных микрокалькуляторов. Единицы величин должны быть подобраны так, чтобы выражение в круглых скобках было безразмерным. Конечная температура сред может быть определена по формулам
Разность конечных температур промежуточного теплоносителя ΔJ можно определить по его расходу GГ и теплоемкости ст:
а сами конечные температуры теплоносителя — по формуле J1,2 = Jср ± DJ / 2. Если нижняя температура промежуточного теплоносителя заведомо положительна при всех опасных режимах работы, то в качестве теплоносителя можно использовать воду. Если при низких температурах воздуха температура промежуточного теплоносителя приближается к нулю, можно либо увеличить площадь поверхности нагрева горячего теплообменника (в газоходе), либо уменьшить площадь поверхности нагрева холодного теплообменника в воздуховоде. При температуре промежуточного теплоносителя ниже 55 – 60 °С действительный коэффициент теплопередачи горячего теплообменника, размещенного в продуктах сгорания газового топлива, будет выше расчетного из-за конденсации из них влаги. Это приведет к повышению средней температуры теплоносителя по сравнению с рассчитанной по предложенным формулам. В последние годы за рубежом начали широко применяться отопительные котлы малой мощности с использованием теплоты конденсации водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. Для этого в котлах выделяют специальную низкотемпературную поверхность нагрева, выполненную обычно из алюминиевых труб [96]. Образующийся на этой поверхности конденсат из-за растворения СО2 и, возможно, оксидов азота из продуктов сгорания имеет кислую реакцию (рН = 3,5÷4,3) и после разбавления водой, а иногда и после нейтрализации сливается в канализацию. Выход конденсата зависит от температуры воды в теплообменнике и составляет 0,05 – 0,34 л на 1 м3 продуктов сгорания. КПД котлов за счет утилизации теплоты конденсации водяных паров значительно повышается. Аналогичная схема предложена для котельной с котлами ДЕ-10 [64]. В качестве дополнительной поверхности нагрева предложено использовать серийно выпускаемые в СССР калориферы типа КСк, выполненные из биметаллических трубок (внутри сталь, снаружи — алюминий) и со спиральным оребрением из алюминиевой ленты. Эти калориферы не должны быть подвержены коррозии при выпадении конденсата из продуктов сгорания. Калориферы устанавливают между экономайзером и дымососом, часть продуктов сгорания (около 30%) направляется в обвод калорифера для обеспечения безопасных условий работы дымовой трубы. В качестве охлаждающей среды в калорифере можно использовать воду, идущую на химводоочистку котельной или в систему горячего водоснабжения. Предусматривается байпас установки по газам на время работы котла на мазуте, а также сетчатый фильтр, предназначенный для очистки газов от загрязнений после работы котла на мазуте. Собранный конденсат можно направить, например, в деаэратор подпитки теплосети. Расчетный расход конденсата в среднем за год 470 л. В некоторых случаях работа дополнительного теплообменника может быть обеспечена без увеличения мощности дымососа из-за уменьшения объема и температуры продуктов сгорания. Для глубокой утилизации теплоты продуктов сгорания нашли распространение контактные экономайзеры [23]. Они чаще применяются на предприятиях текстильной промышленности, где требуется большое количество теплой воды для технологических целей. Применение контактных экономайзеров для подогрева воды, идущей в систему горячего водоснабжения для бытовых целей, связано с санитарными ограничениями [36], так как вода из контактных экономайзеров может содержать канцерогенные вещества, имеющиеся в продуктах сгорания [60]. Найти в котельных другую воду с достаточным расходом не всегда возможно, и это сдерживает практическое внедрение этих высокоэффективных аппаратов. Кроме того, из-за санитарных ограничений для использования контактных экономайзеров при сжигании мазута для них разрабатываются схемы с промежуточным теплообменником [76], в которых контактная вода находится в замкнутом контуре и отдает теплоту другой воде в дополнительном теплообменнике. В настоящее время серийно выпускаются контактные экономайзеры ЭК-БМ, разработаны типовые проекты установок с промежуточным теплообменником. К особой группе можно отнести контактные теплообменники с орошаемой активной насадкой (КТАН), схемы включения которых для котельных разрабатываются Латгипропромом [27]. Принципиальной особенностью КТАН является наличие в аппарате орошаемых труб поверхности нагрева. Нагретая орошающая вода вместе с конденсатом водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания, является промежуточным теплоносителем при передаче теплоты от дымовых газов к нагреваемой воде, циркулирующей в трубном пучке. Конденсат продуктов сгорания газа может использоваться в качестве питательной или подпиточной воды. Контактные аппараты с орошаемой насадкой могут использоваться и для подогрева воздуха, поступающего на дутье, а также для контактного подогрева воздуха в приточных системах вентиляции предприятия.
|
|