По назначению (характеру нагрузки)

По назначению (характеру нагрузки)

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

· отопительно – производственные – для обеспечения теплотой систем отопления, вентиляции и ГВС и для технологического теплоснабжения;

· производственные – для технологического теплоснабжения.

По размещению

· отдельно стоящие – ТГУ размещена в отдельно стоящем здании;

· пристроенные к зданиям;

· встроенные в здания другого назначения;

· крышные – расположенные на крыше здания.

По виду энергоносителя

· паровые;

· водогрейные.

По виду сжигаемого топлива

· на твердом топливе – угле, дровах, технологической щепе;

· на жидком топливе – мазуте, нефти;

· на газообразном топливе – природном газе, сжиженном углеводородном топливе.

По виду системы теплоснабжения

· установки с закрытой системой теплоснабжения;

· установки с открытой системой теплоснабжения – когда водоразбор горячей воды происходит непосредственно из тепловой сети.

Тепловые схемы ТГУ

Тепловая схема ТГУ – графическое изображение основного и вспомогательного оборудования установки, объединяемого линиями трубопроводов.

 

Различают следующие тепловые схемы ТГУ:

• принципиальная – на схеме указывается только основное оборудование и основные трубопроводы;
• развернутая – на схеме указывается все установленное оборудование и трубопроводы с расположением на них запорной и регулирующей арматуры;
• рабочая (монтажная) – на схеме, выполненной в аксонометрической проекции, указываются отметки расположения трубопроводов, их наклоны, арматура, крепления, размеры и т.д.

Развернутую и рабочую тепловые схемы составляют лишь после разработки и расчета принципиальной тепловой схемы. На их основе выбирают оборудование ТГУ.

 

При рассмотрении тепловых схем все оборудование обычно делят на 2 категории:

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

2) вспомогательное (арматура, резервные насосы, вспомогательные трубопроводы и т.д.).

В соответствии с СниП II-35-76* «Котельные установки» тепловые нагрузки при расчете и выборе оборудования ТГУ должны определяться для 3 характерных режимов:

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

· наиболее холодного месяца – при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодный месяц;

· летнего – при расчетной температуре наружного воздуха, расчетные параметры А.

Рассчитать принципиальную тепловую схему ТГУ – это значит определить:

• суммарную максимальную паро- или теплопроизводительность ТГУ;
• число устанавливаемых котлов в котельной;
• расходы пара и воды по трубопроводам ТГУ.

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

, (1)

и для паровой , (2)

где - тепловая мощность или расход пара на технологические нужды;

- тепловая мощность или расход пара на отопление и вентиляцию;

- тепловая мощность или расход пара на горячее водоснабжение;

- тепловая мощность или расход пара на собственные нужды;

- потери тепловой мощности или пара в ТГУ.

 

Водное хозяйство

Водный режим работы котлов

Бесперебойная и экономичная работа котлов ТГУ возможна только при правильной организации в ней водного режима. Наличие механических примесей и взвешенных частиц в воде приводит к отложениям и забивке труб грязью. Наличие солей в воде приводит к отложению накипи на внутренних поверхностях труб котла.

В соответствии с требованиями СНиП II-35-76* «Котельные установки» [1] запрещается проектировать ТГУ без водоподготовки.

Основными накипеобразующими примесями необработанной воды являются соли кальция и магния, содержание которых обуславливает жесткость воды:

· сульфат кальция ;

· карбонаты кальция и магния , ;

· силикаты кальция и магния , ;

· гидроокиси , и т.д.

Выделение твердой фазы из воды происходит из-за упаривания воды, вследствие чего повышается концентрация солей в ней и раствор приближается к насыщению. Накипь, состоящая в основном из , образуется уже при температуре 40…50 °С. В местах ее отложения происходит перегрев металла труб котла и деформация или даже появление трещин, при этом резко ухудшается теплопередача за счет дополнительного термического сопротивления самих отложений.

Выделение из воды твердой фазы (накипи) и отложение ее на поверхностях нагрева называют первичным процессом накипеобразования.

Выпадающий в осадок в виде взвешенных частиц (шлама) в объеме воды, который легко удаляется из котла с помощью продувки, называют вторичными отложениями.

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

 

Требования, предъявляемые к качеству сырой, питательной,

Котловой воды и пара

 

В соответствии с действующими правилами устройства и эксплуатации ТГУ к воде и пару предъявляются требования, изложенные в нормативном документе [2].

Показатели качества питательной воды водотрубных котлов на входе в котел перед экономайзером не должны превышать значений, указанных в таблице.

Наименование показателя	Норма для котлов абсолютным давлением, МПа (кгс/см^2)
до 1,4 (14) включительно	2,4 (24)	3,9 (40)
Прозрачность по шрифту, см	Не менее 40
Общая жесткость, мкмоль/дм^3(мкг-экв/дм^3)
Содержание соединений железа (в пересчете на Fe), мкг/дм^3)		100*	50*
Не нормируется
Содержание соединений меди (в пересчете на Сu), мкг/дм^3	Не нормируется	10*
Не нормируется
Содержание растворенного кислорода, мкг/дм^3	30*	20*	20*
Значение рН (при t = 25 °С)	8,5-9,5**
Содержание нитритов (в пересчете на ), мкг/дм^3	Не нормируется
Содержание нефтепродуктов, мг/дм^3			0,5

____________

* В числителе указаны значения для котлов, работающих на жидком топливе при локальном тепловом потоке более 350 кВт/м², а в знаменателе — для котлов, работающих на других видах топлива при локальном тепловом потоке до 350 кВт/м² включительно.

** При наличии в системе подготовки добавочной воды промышленных и отопительных котельных фазы предварительного известкования или содоизвесткования, а также при значениях карбонатной жесткости исходной воды более 3,5 мг-экв/дм³ и при наличии одной из фаз водоподготовки (натрий—катионирования или аммоний—натрий—катионирования) допускается повышение верхнего предела значения рН до 10,5.

При эксплуатации вакуумных деаэраторов допускается снижение нижнего предела значения рН до 7,0.

 

 

В случае если эти требования в период эксплуатации котлов не выполняются, то на внутренних поверхностях котла образуется накипь. Наличие накипи значительно ухудшает работу и усложняет эксплуатацию котла, приводит к негативным последствиям:

· Уменьшается срок службы системы;

· Увеличивается расход топлива;

· Возрастает число внеплановых ремонтов;

· Увеличиваются затраты электроэнергии на транспортировку воды и т.п.

 

 

Обработка воды

Обработка воды для ТГУ предусматривает:

· Удаление взвешенных примесей из воды в осветлительных фильтрах;

· Снижение жесткости (умягчение) на станции химводоочистки;

· Поддержание определенной величины щелочности воды на станции химводоочистки;

· Снижение общего солесодержания воды за счет продувки;

· Удаление растворенных агрессивных газов из воды в деаэраторе.

Докотловая обработка воды

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

1) Отстаивание – производят в отстойнике, объем которого должен быть равен полуторной или двойной часовой производительностиТГУпо воде. Сам процесс осаждения частиц зависит от плотности частиц, их величины и формы.

2) Фильтрование на осветлительных фильтрах, если количество взвешенных частиц не превышает 100 мг/л. Фильтрование осуществляют в осветлительных фильтрах после отстаивания. При этом вода пропускается через слой фильтрующего материала с размером частиц 0,6…1 мм (дробленный антрацит, кварцевый песок, мрамор). При нормальной работе осветлителя концентрация взвешенных частиц должна составлять до фильтрации 10…12 мг/кг, после – не более 5 мг/кг.

3) Коагуляцию и фильтрование – применяютесли количество взвешенных частиц превышает 100 мг/л и щелочность воды до 1,5 мг-экв/кг. Для более быстрого процесса отстаивания и фильтрования применяют коагуляцию – укрупнение коллоидных частиц и выделение их в осадок при добавке к воде специальных реагентов (коагулянтов). В качестве коагулянтов используют сернокислые соли алюминия, железа, хлорного железа. В результате обработки воды образуется осадок в виде шлама, который оседает в фильтре. Коагуляция протекает более интенсивно при температуре 35..40°С.

Когда фильтрующий элемент засоряется, его регенерируют, т.е. восстанавливают фильтрующую способность. Регенерация осуществляется путем остановки фильтра, взрыхления фильтрующего слоя потоком обратного воздуха, его отмывки, ионообменных процессов.

 

4) Известкование с коагуляцией и фильтрованием для уменьшения щелочности, солесодержания при количестве взвешенных частиц более 100 мг/л и щелочность воды более 1,5 мг-экв/кг. Известкование применяют в случае снижения карбонатной жесткости воды, взятой из открытых источников. Метод основан на принципе связывания ионов солей жесткости, находящихся в воде, в малорастворимые соединения, которые осаждаются в виде шлама. Известкование с коагуляцией позволяет обезжелезить воду из поверхностных источников и удалить из нее органические вещества. Известкование осуществляют в осветительных фильтрах при температуре воды 30…40 °С.

5) Содоизвесткование – применяют для вод с большой жесткостью, превышающей щелочность.

Натрий-хлор-ионирование.

Кроме ионообменных методов существуют:

· Электродиализ;

· Магнитный метод;

· Ультразвуковой метод;

· Обратный осмос;

· Ультрафильтрация.

 

Деаэрация

В химически очищенной воде находятся относительно нейтральные (N₂ и NH₃) и агрессивные (О₂ и СО₂) газы, последние приводят к химической коррозии внутренних поверхностей нагрева котла. Продукты коррозии нарушают циркуляцию воды в контуре котла, что может привести к пережогу труб. Поэтому коррозионно-активные газы необходимо удалять из воды. Для этого существует несколько способов:

· Химическая деаэрация;

· Каталитическая деаэрация;

· Термическая деаэрация.

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

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

Термическая деаэрация основана на законе Генри (законе растворимости газов в жидкости). Согласно закону Генри количество растворенного газа G_Г в единице объема жидкости прямо пропорционально парциальному давлению газа над жидкостью.

Растворимость газов при ее нагреве снижается, т.к. давление пара стремится к давлению насыщения, при кипении из воды удаляются все газы.

Удаление газов из воды в ТГУ осуществляется в термических деаэраторах.

 

Деаэраторы подразделяются по рабочему давлению на 3 вида:

· Вакуумные (P<0,03…0,093 МПа);

· Атмосферные (Р = 0,12 МПа);

· Повышенного давления (P>0,12 МПа).

В ТГУ малой и средней мощности вакуумные деаэраторы обычно используются на водогрейных котлах, термические деаэраторы – на паровых.

Деаэратор состоит из двух основных частей - деаэраторного бака 3 и деаэраторной колонки 2. Химически очищенная вода поступает через охладитель выпара 1 в верхнюю часть колонки деаэратора. Сюда же подается конденсат от сетевых подогревателей. Вода стекает по распределительным тарелкам (по всему сечению колонки) вниз в бак, и нагревается за счет пара, который движется вверх. При нагреве воды из нее выделяются газы, которые с частью пара из верхней части колонки поступают в охладитель выпара. Там оставшийся пар конденсируется, и конденсат возвращается по сливной трубке в деаэратор, а газы выходят в атмосферу. Освобожденная в деаэраторе от газов питательная вода из нижней части бака направляется к котлам. Температура подогрева воды в деаэраторе атмосферного типа обычно лежит пределах 102…104 °С, что соответствует давлению в деаэраторе 0,12 МПа.

 

 

При превышении давления в деаэраторе относительно рабочего может произойти его разрыв, а при разрежении атмосферное давление может деформировать деаэратор. Чтобы этого не произошло, деаэратор оборудуется гидрозатвором 4, который устанавливается на высоте 3,5…4 м относительно уровня воды в деаэраторе. При уходе воды из деаэратора и создании в нем разрежения подпиточная вода поступает из гидрозатвора в питательный бак. При резком повышении уровня воды в баке (перепитке) происходит сброс избытка воды через переливную трубу в гидрозатворе.

Для предотвращения кавитации во всасывающих патрубках питательных насосов деаэратор устанавливают выше уровня установки насосов таким образом, чтобы создать требуемый подпор во всасывающих патрубках.

 

 

4.5 Подготовка пара в соответствии с нормативными требованиями

Пар, направляемый потребителям, должен быть достаточно чистым для того, чтобы избежать отложений на внутренних поверхностях пароперегревателей и паропроводов. Качество вырабатываемого пара зависит от его влажности и концентрации веществ, загрязняющих котловую воду.

 

 

Показатели качества конденсата насыщенного и перегретого пара после регуляторов перегрева не должны превышать значений, указанных в табл. 3. [2]

Таблица 3

 

Наименование показателя	Норма для котлов
промышленных (с пароперегревателем) абсолютным давлением, МПа (кгс/см^2)	энергетических (с пароперегревателем) абсолютным давлением, МПа (кгс/см^2)
до 1,4 (14)	2,4 (24)	3,9 (40)	до 3,9 (40)
ТЭЦ	ГРЭС
Условное содержание (в пересчете на NaCl), мкг/дм^3
Содержание натрия, мкг/дм^3	320*	160*
Содержание свободной углекислоты СО2, мг/дм^3	20**
Содержание свободного аммиака (не связанного с углекислотой), мг/дм^3	Не допускается***	Не допускается

__________

* Для котлов без пароперегревателя допускается влажность пара до 1 %.

** Для котельных установок, имеющих систему обратных конденсатопроводов общей протяженностью не более 1000 м при числе теплообменных аппаратов не более десяти допускается содержание свободной углекислоты в паре до 100 мг/дм³.

*** Допускаемое содержание связанного аммиака должно определяться по согласованию с потребителем технологического пара.

 

Согласно требованиям к насыщенному пару, вырабатываемому в котлах без пароперегревателей, пар может иметь влажность до 1%, при этом его солесодержание не нормируется.

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

Типы сепарации влаги:

· Гравитационную;

· Инерционную (механическую);

· Пленочную.

 

 

Топливо для котельных установок

1 Общие сведения

Топливо – углеродистые и углеводородистые соединения, которые будучи нагреты до определенной температуры, активно вступают в реакцию с кислородом воздуха и выделяют при этом значительное количество тепла.

По своему состоянию топливо делят на:

· Твердое;

· Жидкое;

· Газообразное.

По способу получения:

· Естественное

- твердое: антрациты, каменные и бурые угли, торф, горючие сланцы, дрова, отходы промышленности и сельского хозяйства;

- жидкое: нефть

- газообразное: природный газ

· Искусственное

- твердое: брикеты, кокс, полукокс;

- жидкое: продукты перегонки нефти – бензин, керосин, лигроин, мазут и т.д.;

- газообразное: генераторный газ, коксовый, нефтяной, полукоксовый, доменный газ.

 

Элементарный состав топлива

Твердые жидкие топлива:

Твердые и жидкие топлива характеризуются весовым составом, в который включаются следующие основные элементы:

· Углерод С – является одним из главных составляющих топлива. Чем его больше в составе, тем выше теплота сгорания топлива. В чистом виде в природе встречается в виде графита и алмаза. В холодном состоянии углерод с кислородом не соединяется. Поэтому горение углерода возможно только при нагреве его примерно до 700 °С.;

· Водород Н – легкий газ, не имеющий цвета и запаха, его больше всего в жидком топливе и сланцах;

· Кислород О – поддерживает горение, но сам не горит и тепла не выделяет. Кислород относят к внутренней балластной составляющей топлива;

· Азот N – нейтральный газ, сам не горит и горение не поддерживает;

· Сера S – в природе встречается в виде соединений, при горении получается сернистый газ, который при охлаждении соединяется с влагой и образует серную кислоту.

- Горючая (летучая) – колчеданная сера S_k;

- Негорючая минеральная S_о – входит в состав золы;

· Зола А – состоит из сложный химических соединений – окиси алюминия, соединений железа, кальция, магния, серы. Зола является негорючей (минеральной) частью топлива. Большое содержание золы в топливе вызывает трудности при эксплуатации котлов: загрязняет поверхности нагрева и газоходы и истирает крыльчатку и кожух дымососов.

Зола делится на:

- легкоплавкую с температурой размягчения ниже 1000 °С (вызывает шлакование топки при сжигании топлива);

- тугоплавкую с температурой размягчения выше 1300 °С;

· Влага W – является балластной примесью топлива. В зимнее время вызывает смерзание топлива. Влажное топливо плохо горит в топке и требует значительного количества тепла на испарение влаги. Водяные пары в дымовых газах при охлаждении до 40 - 60°С конденсируются, а выделившаяся при этом влага вызывает коррозию металла экономайзера или воздухоподогревателя.

Влага топлива подразделяется на:

- Внешнюю (механическую) – вызванную поверхностным увлажнением кусков топлива и заполнением влагой пор и капилляров;

- Внутреннюю(равновесную, или гигроскопическую) – которая устанавливается в материале при длительном соприкосновении с окружающим воздухом.

Находясь в сухом месте, топливо теряет внешнюю влагу – высыхает и называется в таком случае воздушно – сухим. При нагреве топлива до 105 °С из него можно удалить всю влагу и получить совершенно сухое топливо.

 

Горючими элементами в топливе, составляющими его горючую массу, являются углерод, водород и горючая сера. Условно к горючей массе относят также кислород и азот. Зола и влага в горении не участвуют и являются балластом.

 

Состав топлива принято представлять в виде совокупности входящих в него отдельных элементов и компонентов, выраженных в массовых процентах. Топливо в том виде, в котором оно поступает для сжигания, называют рабочим, а вещество, составляющее его – рабочей массой. Входящие в состав рабочей массы элементы записываются с индексом r:

(6)

Если из топлива удалена внешняя и внутренняя влага, то оно представляет собой сухую массу (индекс d), имеющую следующий состав

(7)

Если условно удалить из сухой массы содержащуюся в ней золу, то полученный состав представляет собой сухую безззольную (горючую) массу топлива:

(8)

Если из горючей массы выделить колчеданную и сульфатную серу, то оставшуюся массу топлива называют органической.

Состав рабочей и сухой массы одного и топлива в зависимости от условий добычи и погоды может колебаться в широких пределах. Состав же горючей массы стабилен. Поэтому его используют для проведения пересчета горючей массы на сухую и рабочую.

 

Твердое топливо

Ископаемые твердые топлива подразделяются на торф, бурые, каменные угли и антрацит.

Торф – наиболее геологически молодое твердое топливо, характеризуется невысокой степенью разложения органических остатков вымершей растительности и относительно низкой теплотой сгорания, повышенным содержанием летучих, водорода, кислорода, и азота. Торфу свойственна очень высокая гигроскопичность и влажость.

Бурый уголь (Б) – содержит много влаги, легко соединяется с кислородом воздуха и при длительном хранении на воздухе сильно выветривается и рассыпается в порошок. Обладает большей склонностью к самовозгоранию. Отличается повышенным содержанием балласта и необычно высокой гигроскопичностью.

Каменный уголь – характеризуется высоким содержанием углерода, высокой плотностью, значительной величиной теплоты сгорания. С увеличением содержания углерода доля кислорода, водорода и летучих уменьшается.

По выходу летучих с учетом способности спекания твердого остатка принята следующая класификация каменных углей:

· Длиннопламенные Д

· Газовые Г

· Газовые жирные ГЖ

· Жирные Ж

· Коксовые жирные КЖ

· Коксовые К

· Обогащенные спекающиеся ОС

· Слабоспекающиеся СС

· Тощие Т.

Каменный уголь часто перерабатывают на кокс.

Полуантрациты (ПА) и антрациты (А) характеризуются низким выходом летучих, высокой теплотой сгорания и наиболее высоким содержанием углерода при малом содержании водорода, азота, кислорода и серы. Антрациты трудно загораются, горят коротким пламенем, хорошо выдерживают перевозки.

У полуантрацитов выход летучих больше, теплота сгорания выше, чем у антрацитов. Полуантрациты и антрациты являются высокосортным топливом.

По размерам получаемых при добыче кусков различают классы угля:

· Плита П

· Крупный К -50-100 мм;

· Орех О

· Мелкий М

· Семечко С – 6-13 мм;

· Штыб Ш – куски угля меньше 6 мм;

· Рядовой Р – размеры кусков не ограничены и могут колебаться от 0 до 200 мм.

 

Жидкое топливо

В качестве жидкого топлива чаще всего используют мазут – тяжелый остаток перегонки нефти, получающийся после отгона из нее легких фракций (бензина, керосина, легроина).

Мазут - безводное и малозольное топливо. Характеризуется высокой теплотой сгорания. Классифицируется по содержанию серы и по вязкости.

По количеству серы мазут разделяют на:

· Малосернистый (S<0,5%);

· Сернистый (S = 0,5…2%);

· Высокосернистый (S>2%).

В настоящее время применяют в качестве резервного топлива.

 

Газообразное топливо

В качестве газообразного топлива используют:

· Газ из чисто газовых месторождений;

· Газ из конденсатных месторождений.

Природный газ в местах добычи очищается от песка и примесей, осушается и по трубопроводам направляется к потребителям. Природный газ – сухое, практически беззольное топливо с высокой теплотой сгорания. Основной состав: метан(85-95%), тяжелые углеводороды (2-6%), диоксид углерода (0,1-1%), азот (1-5%).

 

Теория горения топлива

Общие сведения

Горение – процесс быстрого и полного окисления горючего вещества, происходящий при высокой температуре и сопровождающийся выделением тепла.

В горении участвуют окисляемое (горящее) вещество, называемое топливом, и окислитель – вещество, содержащее кислород, способный достаточно быстро вступать в реакцию с топливом.

В топках котельных используют только самый распространенный в природе окислитель - атмосферный воздух.

Процессу горения твердого топлива сопутствуют следующие стадии:

• Подогрев;
• Испарение влаги;
• Возгонка летучих;
• Образование кокса;
• Горение летучих;
• Горение кокса.

При сжигании жидкого топлива стадии образования кокса и шлака отсутствуют.

При сжигании газа есть только 2 стадии: подогрев и горение.

Воспламенение топлива происходит лишь тогда, когда его температура достигает определенной величины (температуры воспламенения).

Температуры воспламенения топлив:

· Торф - 250ºС;

· Дрова - 300 ºС;

· Каменный уголь - 350 ºС;

· Бурый уголь - 400 ºС;

· Антрацит - 500 ºС;

· Жидкое топливо – 500…600 ºС;

· Газ - 600 ºС.

 

Процессы горения в топке котельного агрегата подразделяются на:

· Гомогенный – процесс горения, который происходит в однородной по агрегатному состоянию массе (т.е. горение смеси газообразного топлива с воздухом, смеси паров жидкого топлива с воздухом);

· Гетерогенный – процесс горения, при котором горючее вещество и окислитель находятся в разных агрегатных состояниях (горение твердого топлива).

Характер горения топлива определяется рядом факторов: видом сжигаемого топлива, способом сжигания. Жидкое и газообразное топливо сжигаются только в факеле, причем жидкое топливо предварительно распыливается на мелкие капли. Твердое топливо может сжигаться в кусковом виде в слое, либо в размолотом пылевидном состоянии в факеле.

Горение твердого топлива принято разделять на III стадии:

I стадия: нагревание и коксование. В результате топливо разделяется на летучую часть и коксовый остаток;

II стадия: воспламенение летучих и их сгорание;

III стадия: горение кокса.

 

Горение жидкого топлива:

I стадия: нагревание до температуры кипения и испарение;

II стадия: горение паров топлива.

 

Основной составляющей твердого топлива является углерод. Процесс горения твердых топлив в зависимости от способа сжигания находится в диффузионной, или промежуточной области (между кинетической и диффузионной).

 

Существуют 2 вида горения:

• Кинетическое – осуществляется при идеальном перемешивании топлива и окислителя. Скорость реакции определяет скорость горения топлива;
• Диффузионное – скорость горения лимитируется скоростью диффузии окислителя к поверхности топлива.

Схемы горения топлива представлены на рисунке. Схема горения жидкого топлива представлена на рисунке Б. Вследствие того, что температура кипения жидкого топлива ниже температуры воспламенения, его капли сначала начинают испаряться, а затем возникает процесс горения. Воздух за счет диффузии через образующиеся продукты сгорания проникает к поверхности горения. От величины поверхности горения зависит скорость горения, а величина поверхности горения зависит от степени распыления жидкого топлива: чем мельче распыление, тем больше скорость и полнота сгорания.

 

Реакция горения

Отличительной особенностью процесса горения является то, что он протекает бурно, с выделением большого количества тепла и повышением температуры образующихся продуктов реакции. Такие процессы принято называть эндотермическими, в отличие от процессов, протекающих с поглощением тепла, - экзотермических.

Широко распространенными в природе горючими элементами являются С, Н, и S. Атомные массы различных элементов топлива приведены в таблице.

Элемент	Обозначение	Атомная масса	Элемент	Обозначение	Атомная масса
Углерод	С		Кислород	О
Водород	Н		Азот	N
Сера	S

 

Реакции горения углерода, водорода и серы записываются в виде следующих уравнений:

Горение углерода
С	+ О2	= СО2
1 моль (молекула)	+ 1 моль	= 1 моль
1 объемная часть	+ 1 объемная часть	= 1 объемная часть (полное сгорание)
12 массовых частей	+ 32 массовые части	= 44 массовые части
Горение окиси углерода
2СО	+ О2	= 2 СО2
2 моля	+ 1 моль	= 2 моля
2 объемные части	+ 1 объемная часть	= 2 объемные части (полное сгорание)
56 массовых частей	+ 32 массовые части	= 88 массовых частей
Горение серы
S	+ О2	= SО2
1 моль (молекула)	+ 1 моль	= 1 моль
1 объемная часть	+ 1 объемная часть	= 1 объемная часть
32 массовые части	+ 32 массовые части	= 64 массовые части
Горение водорода
2Н2	+ О2	= 2Н2О
2 моля	+ 1 моль	= 2 моля
2 объемные части	+ 1 объемная часть	= 2 объемные части
4 массовые части	+ 32 массовые части	= 36 массовых частей

 

Распространение пламени

При вынужденном зажигании возникшее пламя распространяется по всему объему, с определенной скоростью, вовлекая в процесс горения все новые массы газовоздушной смеси.

Пламя -зона, в которой протекает реакция горения. Эта зона отделяет газовоздушную смесь от продуктов сгорания.

 

 

Существует два случая распространения пламени:

· Нормальное (медленное) горение. Фронт пламени распространяется по газовоздушной смеси со скоростью (W=2,67 м/с), перпендикулярной фронту пламени. Средняя скорость поступательного движения пламени постепенно возрастает. При очень сильных бросках пламя или гаснет, или возникает детонационное горение.

· Д етонационное горение или взрыв. Детонация обусловлена поджиганием газовоздушной смеси при ее адиабатическом сжатии в ударной волне. Фронт пламени движется сначала равномерно, но через некоторое время начинается пульсация, амплитуда возрастает, газовоздушная смесь (ГВС) сжимается адиабатно и при критической (максимальной) амплитуде происходит поджигание и взрыв. Скорость распространения пламени 3 км/с. В результате взрыва выделяется большое количество энергии.

Коэффициент избытка воздуха

Действительное количество воздуха, необходимое для полного сгорания 1 кг топлива, должно быть несколько большим теоретического, так как при практическом сжигании топлива не все количество теоретически необходимого воздуха используется для горения топлива; часть его не участвует в реакции горения в результате недостаточного для перемешивания воздуха с топливом, а также из-за того, что воздух не успевает вступить в соприкосновение с углеродом и уходит в газохды котла в свободном состоянии.

Отношение количества воздуха, действительно подаваемого в топку, к теоретически необходимому называют коэфициентом избытка воздуха

, (23)

где - действительный объем воздуха, подаваемого в топку на 1 кг топлива.

Коэффициент избытка воздуха зависит от вида сжигаемого топлива, способа его сжигания, конструкции топки и принимается на основании опытных данных.

Для газообразного топлива ;

Для твердого топлива при факельном сжигании ;

Для твердого топлива при слоевом сжигании ;

Для жидкого топлива .

То значение , при котором КПД котельного агрегата будет наибольшим, называется оптимальным коэффициентом избытка воздуха.

Для поддержания нормального горения нужно подводить воздуха в топку столько, сколько требуется для полного сгорания топлива, что достигается постоянным контролем за составом дымовых газов. Наиболее важно определение содержания в дымовых газах СО и СО₂.