2.1.1. ГЦТ, ГЦН

Главный циркуляционный контур ЯЭУ с ВВЭР-1000 состоит из реактора и четырех циркуляционных петель, шести петель для ВВЭР-440, трех петель для многих PWR на Западе (рис. 14). Каждая циркуляционная петля включает парогенератор, главный

циркуляционный насос и главные циркуляционные трубопроводы (ГЦТ), соединяющие оборудование петли с реактором. ГЦТ соединяют оборудование петель, создавая возможность циркуляции теплоносителя по замкнутому контуру.

Материал трубопровода -сталь 10ГН2МФА с плакировкой нержавеющей сталью внутренней поверхности. К главным циркуляционным трубопроводам подсоединяются трубопроводы системы компенсации давления и технологических систем (подпитки, продувки, дренажа, контура расхолаживания и т.д.). Для ограничения перемещений трубопроводов при аварийных разрывах предусмотрены аварийные опоры (ограничители).

Главный циркуляционный трубопровод (ГЦТ) обеспечивает нормальную эксплуатацию при воздействии нагрузок, вызванных различным по силе землетрясением, а также обеспечивает безопасный останов и расхолаживание при нагрузках, вызванных максимальным расчетным землетрясением. ГЦТ сохраняет работоспособность в условиях режима нарушения теплоотвода из герметичной оболочки и режима «малой течи». Каждая из четырех циркуляционных петель имеет два участка труб с внутренним диаметром 850 мм. Участки между выходными патрубками реактора и входными патрубками ПГ называются «горячими» нитками. Участки между выходными патрубками ПГ и входными патрубками реактора называются «холодными» нитками.

Размер внутреннего диаметра – 850 мм – выбран из условия обеспечения приемлемого гидравлического сопротивления главного циркуляционного контура. «Горячая» нитка петли под № 4 соединена соединительным трубопроводом 426х40 мм с компенсатором объема,. предназначенным для компенсации тепловых расширений теплоносителя без превышения давления выше номинального (160 атм.).

На рис. 14 помимо основных элементов, составляющих ГЦК, показаны некоторые технологические системы, которые связаны с этими элементами. Данными системами являются системы TH, RL,RA (станционные имена технологических систем, унифицированные для АЭС во всем мире). Система TH–это система планового расхолаживания ЯЭУ и одновременно выполняет функцию аварийной системы низкого давления для охлаждения реактора при потере теплоносителя в 1-м контуре и существенном снижении давления в ГЦК. RL–система подпитки питательной водой парогенераторов, RA–система паропроводов для подачи пара из ПГ на турбину.

Для осуществления технологического процесса при нормальных условиях эксплуатации и выполнения функций по обеспечению безопасности в аварийных режимах, а также для контроля за параметрами теплоносителя в главном циркуляционном контуре ГЦТ соединен со следующими вспомогательными системами:

Системой поддержания давления в первом контуре;

Системой планового расхолаживания;

Системой подпитки и продувки первого контура;

Системой аварийного впрыска бора;

Системой измерения параметров теплоносителя;

Системой дренажа.

Параметрами, характеризующими нормальное функционирование системы, являются температура теплоносителя в горячей и холодной нитках ГЦТ, а также разница указанных температур.

При нормальном функционировании ГЦТ номинальное давление стационарного режима составляет 15,7 МПа (160 кгс/см2). Плановый разогрев ГЦТ производился со скоростью не выше 20 °С/ч. Плановое расхолаживание ГЦТ производится со скоростью не выше 30 0 С/ч. Основные параметры ГЦТ для действующих АЭС с ВВЭР-1000 представлены в табл. 8.

Главный циркуляционный контур ЯЭУ для ранних проектов (проект В-187, проект В-338), кроме перечисленного выше оборудования, имеет также по две запорные задвижки ДУ-850 на каждой циркуляционной петле. Главные запорные задвижки (ГЗЗ) позволяют отключить, в случае необходимости, одну или две петли и эксплуатировать реакторную установку на остальных петлях с соответствующим снижением мощности.

Таблица 8.

Параметры ГЦТ

ГЗЗ устанавливаются на «горячей» и «холодной» нитках циркуляционных петель и управляются при помощи электропривода или вручную. Основное положение затвора задвижки - «открыто».

Циркуляционные петли ЯЭУ В-320 в отличие от ЯЭУ В-187, ЯЭУ В-302 и ЯЭУ В-338 не имеют запорных задвижек ДУ-850. Для создания циркуляции теплоносителя в первом контуре используется вертикальный насос центробежного типа с уплотнением вала (ГЦН-195) с трехфазным асинхронным электродвигателем.

Характеристики ГЦН-195:

Производительность насоса 20 000 м3/ч;

Напор насоса 6,75 + 0,25 кг/см2;

Мощность на валу при рабочих параметрах 5300 кВт;

Число оборотов ротора 1000 об./мин.

Нормальное функционирование системы ГЦН основывается на режиме длительной параллельной работы в контуре четырех ГЦН при нормальных параметрах теплоносителя ЯЭУ В-1000. Допускается:

Длительная работа одного и параллельная работа двух и трех ГЦН в контуре при номинальных параметрах теплоносителя;

Работа одного, двух, трех и четырех ГЦН в контуре при изменении параметров теплоносителя в переходных режимах (разогрев, расхолаживание) при температуре от 20 до 300 °С на входе в насос, давлении от 0,98 (10) до 17,6 (180) МПа (кгс/см2);

Работа одного, двух, трех и четырех ГЦН в контуре на холодном теплоносителе и в режиме дезактивации при температуре 20-100 °C;

Стоянка в режиме холодного и горячего резерва без ограничения времени при условии подачи запирающей и охлаждающей воды промежуточного контура и работы насоса аварийной системы запирающей воды.

При отказах в системах АЭС, сопровождающихся обесточиванием ГЦН, обеспечивается выбег ГЦН для исключения кризиса теплообмена в активной зоне реактора. При отказах в системах АЭС, сопровождающихся обесточиванием, обеспечивается спад расхода теплоносителя не ниже значений, указанных в табл. 9. В этой таблице приведены данные по гидравлической характеристике ГЦН при выбеге насоса и его останове.

Таблица 9.

Необходимо отметить, что выбег насоса при различном количестве работающих насосов существенно может отличаться друг от друга. Минимальный выбег насоса происходит при трех работающих насосах. Качественно это объясняется тем, что в этом случае наблюдается максимальное противодавление движению теплоносителя через остановленный насос в реакторе. Максимальный выбег насоса происходит при трех остановленных до этого насосах, так как в этом случае нет никакого противодавления с их стороны.

В реакторной установке В-320 используется серийный модернизированный реактор ВВЭР-1000. Понятие «модернизация» по отношению к серийному реактору ВВЭР-1000 заключается в том, что в проект реактора были внесены изменения, которые учитывали специфику работы реактора в составе ГЦК, в котором нет ГЗЗ, но применены ГЦН, разработанные для ГЦК с ГЗЗ. Поэтому, с учетом напорной характеристики ГЦН, в модернизированном серийном реакторе ВВЭР-1000 было увеличено гидравлическое сопротивление тракта в основном за счет уменьшения проходного сечения отверстий в днище внутрикорпусной шахты. В последующее был разработан новый ГЦН-195М и с учетом опыта эксплуатации ГЦН-195 был доработан в следующих направлениях:

Достигнута максимальная герметизация насоса, создано механическое уплотнение вала с минимальными протечками, т.е. реконструирован узел, во многом определяющий надежность и безопасность работы ГЦН и АЭС в целом;

Достигнуто снижение зависимости насоса от влияния обслуживающих систем АЭС, т.е. обеспечена автономность ГЦН;

Повышена пожарная безопасность ГЦН путем замены горючих масел на воду в системе смазки подшипников насоса и электродвигателя;

Обеспечена целостность и работоспособность насоса в горячем контуре без подачи охлаждающей воды при длительном обесточивании АЭС;

Созданы и внедрены диагностические средства, обеспечивающие качественный контроль ГЦН и его систем и возможность определения остаточного ресурса.

2.1.2. Реактор

Реактор предназначен для выработки тепловой энергии в составе реакторной установки АЭС. Реактор ВВЭР-1000 является водоводяным энергетическим реактором корпусного типа. Теплоносителем и замедлителем в реакторе является химически обессоленная

вода с борной кислотой, концентрация которой изменяется в процессе эксплуатации. При прохождении через ТВС теплоноситель нагревается за счет реакции деления ядерного топлива. Теплоноситель принудительно поступает в реактор через четыре входных

патрубка корпуса (три – на некоторых западных АЭС с PWR,шесть – на АЭС с ВВЭР-440), проходит по кольцевому зазору между корпусом и внутрикорпусной шахтой, через перфорированное эллиптическое днище и опорные трубы шахты и входит в ТВС.

Из ТВС через перфорированную нижнюю плиту блока защитных труб (БЗТ) теплоноситель выходит в межтрубное пространство БЗТ, в кольцевой зазор между шахтой и корпусом и через четыре выходных патрубка (три, шесть) корпуса выходит из реактора.

Активная зона ВВЭР-1000 набирается из тепловыделяющих сборок (ТВС) шестигранной формы на гексагональной сетке с постоянным шагом порядка 200-240 мм (для PWR из квадратных ТВС на квадратной сетке). Число ТВС в зоне определяется их размером и мощностью реактора, а также транспортабельными свойствами корпусного оборудования по железной дороге в нашей стране. При формировании облика активной зоны главным является определение размеров и материального состава тепловыделяющей сборки (ТВС) и твэлов в ней. Максимальный размер ТВС ограничен требованиями по ядерной безопасности по недопустимости возникновения критической массы в одной ТВС, а минимальный – экономическими соображениями (чем крупнее ТВС, тем дешевле активная зона). В ходе различных исследований для реактора ВВЭР-1000 была выбрана ТВС с шагом под ключ на гексагональной сетке, равным 234 мм (в западных аналогах шаг под ключ на квадратной сетке равен величине порядка 205 мм). Для реактора

ВВЭР-1000 достаточно 163 таких ТВС.

ТВС для ВВЭР в общем случае состоит из регулярной решетки твэлов, часть из которых заменена на нетопливные элементы, которыми могут быть трубки под поглощающий элемент органа СУЗ или стержни с выгорающим поглотителем. На рис.3 показаны схематически основные элементы ТВС.

Рис.3 Схематическое изображение основных элеменов ТВС

На рис. 4 показаны конфигурации активной зоны и ТВС ВВЭР-1000. Ниже при рассмотрении конструктивных характеристик активной зоны реактора ВВЭР-1000 для сравнения приводятся и характеристики активной зоны реактора PWR (на примере АЭС Гёсген).

Рис. 4. Схематическое изображение расстановки ТВС в активной зоне и ТВЭЛ в ТВС ВВЭР-1000

В табл. 1 помещены основные данные по конструкции активной зоны реактора ВВЭР-1000 и реактора PWR (для АЭС Гёсген).

В реакторе ВВЭР-1000 ТВС представляет собой конструкцию, собранную из тепловыделяющих и других конструкционных элементов, расположенных на гексагональной сетке с постоянным потвэльным шагом (рис. 4).

В наиболее напряженных ТВС для выравнивания потвэльного энерговыделения применяется профилирование обогащения топлива, заключающееся в размещении по периметру ТВС около 66 твэлов с более низким обогащением, чем у остальных твэлов (рис. 5).

Таблица 1.

Профилирование уменьшает потвэльное энерговыделение на стыке между периферийным рядом ТВС и следующим рядом в активной зоне и повышает теплотехническую безопасность активной зоны.

Рис. 5. Схематическое изображение ТВС ВВЭР-1000 и ее отдельных фрагментов

Данное профилирование уменьшает потвэльное энерговыделение на стыке между периферийным рядом ТВС и следующим рядом в активной зоне и повышает теплотехническую безопасность активной зоны. В табл. 2 и 3 приведены характеристики ТВС и ТВЭЛ для ВВЭР-1000 и PWR.

Таблица 2

Примечание: 3530(3550) – длина в холодном состоянии, 3550(3564) – длина в горячем состоянии, сталь (цирконий) – сталь в прошлом, цирконий в настоящее время, 14 решеток в прошлом, 12 – в настоящем.

Таблица 3

Выбор приведенных размеров и материального состава ТВС и твэлов был осуществлен в результате большого количества расчётно-экспериментальных исследований по оптимизации топливного цикла ВВЭР и обеспечению требований правил ядерной безопасности по коэффициентам реактивности в различных состояниях активной зоны и сохранению её теплотехнической надежности. Нужно сказать, что в России для водно-водяных реакторов применяются только два типа твэлов: с диаметром 9.1 (ТВЭЛ ВВЭР) и диаметром 13.6 (ТВЭЛ РБМК).

Второй тип используется в реакторах АСТ и в канальных графитовых реакторах Он обладает лучшей экономичностью при малых обогащениях. Размеры ТВС изменялись следующим образом:

Тенденция изменения размеров ТВС ясна. Главная причина уменьшение стоимости активной зоны и повышение надежности ее изготовления и монтажа. На Западе для реакторов типа PWR используется ТВЭЛ размером ∼10 мм и квадратные ТВС размером порядка 200 мм.

Обращает на себя внимание некоторые отличия в конструкции активных зон реакторов PWR и ВВЭР. В западных реакторах данного типа, как правило, не применяется никаких твердых поглотителей в составе ТВС для компенсации начальной реактивности. Обогащение топлива подпитки у них несколько меньше, чем в наших реакторах при той же примерно энерговыработке. Это достигается за счет отсутствия «борных хвостов» (нет СВП) и высоких коэффициентов неравномерности энерговыделения по ТВС в центре зоны (ниже приводятся их и наши коэффициенты неравномерности). При этом ухудшается теплотехническая надежность активной зоны, но несколько лучше экономичность использования топлива.

В табл. 4 приведены характеристики поглощающего элемента в составе органов механической СУЗ. В наших реакторах основным материалом поглощающего элемента является карбид бора.

На Западе применяется серебро, индий и кадмий. Данные материалы более эффективны как поглотители, но они намного дороже карбида бора. В настоящее время проводится модернизация поглощающего элемента и замена старого на новый элемент на действующих АЭС с ВВЭР-1000 и на вновь строящихся. Об этом подробней будет рассказано ниже.

Таблица 4.

Для получения представления о том, какие выгорающие поглотители использовались раньше и используются сейчас в первых топливных загрузках при первом пуске энергоблоков,

в табл. 5 приводятся данные по этим элементам. В этой же таблице приведены данные по центральной трубке, предназначенной помимо всего прочего для размещения канала нейтронного измерения (КНИ).

В новых проектах ВВЭР в рамках программы АЭС-2006 предусматривается размещать канал нейтронного измерения не в центральной трубке, а ближе к периферии ТВС, так как нейтронный поток в этой области ТВС дает более достоверную информацию о среднем потоке в тепловыделяющей сборке.

Помимо того, что активная зона предназначена для генерации тепла и его передачи с поверхности тепловыделяющих элементов теплоносителю первого контура, она обеспечивает выполнение следующих требований в области безопасности АЭС:

Таблица 5.

Непревышение допустимых пределов повреждения оболочек твэл в ТВС в пределах проектного срока службы;

Поддержание требуемой геометрии и положения твэл в ТВС и ТВС в реакторе;

Возможность осевого и радиального расширения ТВЭЛ и ТВС при температурных и радиационных воздействиях, разности давлений, взаимодействия топливных таблеток с оболочкой;

Прочность при воздействии механических нагрузок в проектных режимах;

Вибрационная стойкость при воздействии потока теплоносителя с учетом перепада и пульсации давления, нестабильности потока, вибраций;

Стойкость материалов против коррозионных, электрохимических, тепловых, механических и радиационных воздействий;

Непревышение проектных значений температуры топлива и оболочки;

Отсутствие кризиса теплообмена в постулированных проектом режимах;

Стойкость СУЗ в пределах проектного ресурса от воздействия нейтронного потока, температуры, перепада и изменения давления, износа и ударов, связанных с перемещениями;

Возможность размещения внутри ТВС контролирующих датчиков;

Взаимозаменяемость ТВС со свежим топливом, ТВС с частично выгоревшим топливом и ПС СУЗ путем унификации установочных размеров;

Предотвращение плавления топлива;

Сведение к минимуму реакции между металлом и водой;

Перевод активной зоны в подкритическое состояние, его поддержание в пределах, определенных проектом;

Возможность послеаварийного расхолаживания активной зоны.

Необходимо отметить, что в ходе эксплуатации было замечено явление азимутального скручивания ТВС, при котором сборки могли застрять в зоне, а ПЭЛ при движении органа СУЗ – в трубках с водой. Скручивание приводило к ухудшению прочностных и нейтронно-физических характеристик зоны.

Для устранения этого дефекта была предложена новая конструкция ТВСА (ОКБМ Нижний Новгород) с циркониевыми уголками жесткости, установленными по всей длине ТВС. На рис. 6 и 7 приведены схематические изображения старой и новой конструкции ТВС. Данные ТВС в настоящее время проходят опытную эксплуатацию на КлнАЭС. Первые результаты говорят о том, что данная конструкция не только уменьшает существенно изгиб новых ТВС, но и выправляет изгиб старых ТВС в зоне (коллективный эффект).

Альтернативным решением является конструкция ТВС-2 (ОКБ «Гидропресс», Главный конструктор ВВЭР), в которой центральная трубка и дистанционирующие решетки стали силовым элементом для решетки твэл. Размер дистанционирующих решеток увеличен, и они стали выполнять аналогичную роль, что и уголки в ТВСА.

По мере эксплуатации ВВЭР-1000 была произведена модернизация ТВС за счет замены стальных направляющих под ПЭЛ и дистанционирующих решеток на циркониевые решетки с небольшими добавками для улучшения их прочностных характеристик.

2.1.3. Парогенератор

Парогенератор (ПГ) как элемент оборудования входит в состав 1-го и 2-го контуров и предназначен для отвода тепла от теплоносителя первого контура и генерации сухого насыщенного пара.

Парогенератор является горизонтальным однокорпусным, с погруженной поверхностью теплообмена из горизонтально расположенных труб.

Парогенератор состоит из следующих основных узлов:

Корпуса;

Устройства раздачи основной питательной воды;

Устройства раздачи аварийной питательной воды;

Теплопередающей поверхности и коллекторов первого контура;

Сепарационного устройства;

Устройства выравнивания паровой нагрузки;

Опорных конструкций;

Уравнительных сосудов;

Гидроамортизаторов.

Корпус парогенератора является составной частью парогенератора и предназначен для размещения внутрикорпусных устройств и трубного пучка с коллекторами первого контура. Корпус воспринимает проектное давление второго контура, равное 7.84 МПа

(80 кГс/см2). Парогенератор в боксе установлен на две опорные конструкции. В каждой опорной конструкции имеется 2-ярусная роликовая опора, которая обеспечивает перемещение парогенератора при термическом расширении трубопроводов ГЦК в продольном направлении +80 мм, в поперечном – + 98 мм.

На рис. 17 и 18 показаны продольный и поперечный разрезы ПГ. На этих рисунках помечены следующие элементы:

1) люк-лаз внутренней полости;

2) точки крепления уравнительных сосудов (уровнемеров) или датчиков температуры;

3) контроль плотности разъема коллектора по 1-му контуру;

4) контроль плотности разъема по 2-му контуру;

5) уплотняющие фланцы (крышка с уплотнением);

6) патрубки отвода пара;

7) паровой коллектор;

8) устройство раздачи питательной воды;

9) коллектор раздачи аварийной питательной воды;

10) продувка ПГ;

11) погруженный дырчатый лист;

12) теплообменные трубы;

13) «холодный» коллектор;

14) «горячий» коллектор;

15) дренажный патрубок Dy 100;

16) патрубок продувки Dy 80;

17) вход питательной воды;

18) выход теплоносителя;

19) вход теплоносителя.

Опорная конструкция рассчитана на восприятие одновременного действия вертикальной составляющей нагрузки и реактивного усилия, возникающего в аварийной ситуации при поперечном разрыве трубопровода Ду-850 главного циркуляционного контура на вертикальном участке у парогенератора. При аварийной ситуации с разрывом трубопровода Ду-850 на горизонтальном участке реактивное усилие не действует на парогенератор, а полностью воспринимается аварийными опорами трубопроводов.

При нормальном функционировании парогенератора скорость разогрева не более 20 °С/ч. Уровень воды в парогенераторе при разогреве 3700 мм. Снижение уровня до номинального (320+50) мм разрешается после повышения температуры воды в парогенераторе до величины в регламентируемых пределах (100-200 °С) при

наличии кипения в парогенераторе.

При работе парогенератора на номинальной мощности выполняются следующие требования:

Автоматически поддерживается давление пара в парогенераторе (6,27+0,19) МПа;

Влажность пара на выходе из парогенератора не более 0,2 %

Автоматически поддерживается номинальный уровень воды в парогенераторе (320+50) мм;

Обеспечивается контроль за плотностью разъемов по 1 и 2 контуру;

Обеспечивается водно-химический режим.

Для поддержания водно-химического режима обеспечивается непрерывная продувка каждого парогенератора расходом 0,5 % его паровой производительности и периодическая продувка расходом 0,5 % общей паровой производительности не менее 0,5 ч в сутки в стационарном режиме. При переходных режимах эксплуатации

блока продувка парогенератора поддерживается на максимально возможном уровне (не менее 1 %) до достижения нормируемых показателей качества рабочей среды.

При работе на номинальной мощности температура питательной воды парогенератора составляет величину, равную 220° (±5°). Допускается длительная работа при отключенных подогревателей высокого давления (ПВД), когда температура питательной воды равна 164 °С (±4 °С). При изменении нагрузки в диапазоне (30-100)%N ном допускается работа парогенератора при постоянной температуре питательной воды с отклонениями +5 °С в интервале (225 –160 °С). Допускается резкое изменение температуры питательной воды с 220 до 164 °С. Количество циклов за ресурс не более 1000.

При плановом останове парогенератора давление по II контуру и уровень поддерживаются номинальными до момента отключения парогенератора от потребителя. Скорость планового расхолаживания парогенератора не превышает 30 °С/ч. Допускается плановое расхолаживание со скоростью 60 °С/ч (30 циклов за весь период эксплуатации)

Турбуляторы для газовых котлов АОГВ Жуковский. Дата публикации 02.02.2016 г.

Здесь пойдет речь о табуляторах для газовых котлов АОГВ. Иногда эти железки, напоминающие штопор называют турбулизаторами. Сначала разберемся в терминах, и заодно, немного поднимем IQ. Википедия и компания Техник САН представляют:

Название

1. Турбулятор — устройство либо элемент конструкции для преобразования ламинарного потока некоторой среды (например, жидкости или газа) в турбулентный.
2. Турбулизатор или завихритель — аэродинамическое устройство, которое используется для улучшения воздушного потока на авиационной технике. Устанавливается на обтекаемой поверхности летательного аппарата или для внесения в обтекающий поток возмущений с целью его дестабилизации и смещения вверх по потоку точки перехода ламинарного течения в турбулентное.

Смысл почти один и тот же, но судя по названию, с турбулизаторами нам все-таки надо обращаться в КБ "Сухой". А с турбуляторами - это к нам. Хотя смысл один. Кстати, турбуляторы могут быть активными и пассивными. Активные сами вращаются. Пассивные просто устанавливаются неподвижно, и своей конструктивной формой "закручивают" горячие выхлопные газы, проходящие через котел.

Как один "инженер" придумал турбулизатор

У нас один знакомый мужик решил как-то сделать прямо под карбюратором, в приемном коллекторе, у Жигулей ВАЗ 2106 такую маленькую, крутящуюся турбинку, которая бы лучше готовила смесь воздуха с бензином. Был в восхищении от этой идеи, что он сам изготовил турбулизатор. Эта штука потом у него отвалилась и упала в двигатель. Он потом задолбался ее оттуда доставать.

Назначение

В котлах АОГВ турбуляторы используются только для увеличения эффективности теплообмена, т.е. нагрева пламенем горелки непосредственно теплообменника котла. Турбуляторы находятся в прямом контакте с пламенем горелки и прогорают со временем. Отсюда ухудшение теплообмена, ухудшение прогрева котла и, стандартно - резкое увеличение расходуемого котлом газа. По нашему мнению турбуляторы в АОГВ изнашиваются за 5-10 лет. Такой большой разброс дан по тому, что турбуляторы находятся в прямой зависимости от условий, в каком температурном режиме работает наш котел.

Устройство

Для изготовления турбулятора используется обычная сталь. Толщина турбулятора 2 мм. Конструкция жесткая, винтовая.

Год выпуска котла 2002

Турбуляторы, которые предлагает завод сегодня, предназначены для котлов АОГВ ЖМЗ выпуска после 2002 года и по сей день. Будьте внимательны перед заказом! Сравните внешний вид.

Замена

Прогоревший турбулятор гораздо короче нового. Обычно их меняют целиком комплектом, чтобы потом не залезать в котел еще раз всего ради пары очередных сгоревших турбуляторов. Старый турбулятор просто достается, а новый опускается. На конце турбулятора находятся загнутые "усы", которые не дают турбулятору провалиться ниже, а заодно и нам перепутать верх с низом.

Есть довольно свободный зазор между стенками труб и турбуляторами. Если покачать новый котел из стороны в сторону мы услышим характерный звон, как будто что-то болтается внутри. Этот звон издают как раз турбуляторы.
Ниже размещены некоторые вспомогательные фото.

Виды турбуляторов

Существуют всего два вида турбуляторов. Как мы говорим "большие" и "маленькие".

1. Маленькие устанавливаются на АОГВ-11,6 и КОВ СГ 43. Длина 430 мм
2. Большие устанавливаются на АОГВ-17,4, АОГВ-23,2 и АОГВ-29,1. Длина 580 мм

Турбулятор - крайне полезная деталь, целостность которой раз в 5-10 лет неплохо было бы проверить. Особенно, если расход газа с годами все заметнее увеличивается.

Экспериментальные исследования и опытная эксплуатация комбинированного водогрейного водотрубно-дымогарного котла

Экспериментальные исследования и опытная эксплуатация комбинированного водогрейного водотрубно-дымогарного котла

К.т.н. А.И. Сигал, начальник отдела ТФПК,
А.В. Каныгин, ведущий инженер отдела ТФПК,
Институт технической теплофизики НАНУ,
Г. К. Саенко, заместитель главного инженера,
филиал «Жилтеплоэнерго» АК «Киевэнерго»

Введение

Одной из распространенных конструкций газотрубных котлов является конструкция с использованием встроенных трубных пучков. Появление такой конструкции относится к началу прошлого века и было обусловлено необходимостью получения дополнительных поверхностей нагрева в пароперегревателях и кипятильных трубах паровых котлов, либо улучшения циркуляции воды внутри котла при помощи водоподъемных труб, располагавшихся внутри жаровой трубы.

Жаротрубно-дымогарные котлы, имеющие в своей конструкции трубные пучки, относятся к классу комбинированных котлов . Как правило, такие сравнительно компактные агрегаты ранее использовались в качестве парогенераторов и находили широкое применение на передвижных установках, локомобилях, паровозах, а также на водном транспорте .

Конструктивные особенности комбинированного котла

В результате исследовательских работ, проведенных специалистами Института технической теплофизики национальной Академии наук Украины (ИТТФ НАНУ), был разработан котел КВВД-0,63 Гн (рис. 1) - водогрейный водотрубно-дымогарный котел номинальной теплопроизводительностью 630 кВт с принудительной циркуляцией теплоносителя. Котел рассчитан для работы на природном газе или жидком топливе и предназначен для получения горячей воды с температурой до 95 ОС и давлением до 0,6 МПа для отопления, технологических нужд и горячего водоснабжения.

В топочной камере между задней и передней кольцевыми водяными камерами вварены 36 экранных труб, формирующих экранный топочный пучок и разделенных на 12 трехходовых элементов. Обратная сетевая вода подается в заднюю водяную камеру, проходит в переднюю водяную камеру, назад в заднюю и снова в переднюю. Трехходовая схема в отличие от одноходовой позволяет увеличить скорость движения теплоносителя в трубах и не допустить его вскипание. Из передней камеры вода через 12 радиально расположенных отверстий далее поступает в водяной объем корпуса котла. Внутренняя поверхность двери покрыта огнеупорной футеровкой.

При работе котла факел горелки находится в кольцевой экранной камере (внутри экранного топочного пучка), которая закрыта с тыльной стороны. Камера работает под избыточным давлением дымовых газов (под наддувом). Дымовые газы из камеры поступают в две огневые трубы, затем в поворотную камеру и по дымогарным трубам удаляются в дымовую коробку, расположенную с задней стороны котла.

В дымогарные трубы котла вставлены пластинчатые турбулизаторы (завихрители), которые придают потоку газов турбулентность и обеспечивают более тесный контакт между газами и стенками дымогарных труб. За счет использования турбулизаторов удается улучшить условия теплообмена в дымогарных трубах.

В качестве горелочного устройства была применена двухступенчатая газовая блочная вентиляторная горелка и система электронной автоматики производства одной из итальянских фирм. Автоматика выполняет полный цикл розжига, пуск на первой ступени (малое горение), переход на вторую ступень (большое горение), отключение горелки котла (при достижении установленной температуры сетевой воды на выходе), последующую продувку газодутьевого тракта котла, а также защитное отключение подачи газа при аварийных ситуациях. Возможно подключение электронного устройства для регулирования температурного режима теплосети с учетом температуры наружного воздуха (погодозависимое регулирование), что позволяет эксплуатировать котел в автоматическом режиме.

Испытания котла

Для проведения приемочных и сертификационных испытаний был изготовлен и смонтирован опытный образец котла КВВД-0,63 Гн в районной котельной (г. Киев, пр. Науки, 24). Наряду с новым котлом в котельной эксплуатируются 7 ранее установленных водогрейных котлов НИИСТУ-5 тепловой мощностью по 0,56 Гкал/ч (0,65 МВт).

Суммарная мощность котельной после установки нового котла составила 4,46 Гкал/ч (5,19 МВт). Топливом является природный газ. На рис. 2 представлен котел КВВД-0,63 Гн, установленный в помещении котельной.

Основные результаты теплотехнических испытаний котла КВВД-0,63 Гн при работе на природном газе приведены в таблице. В правой части таблицы приведены данные испытаний типового современного жаротрубно-дымогарного котла КВа-0,63 Гн (Гс) при работе на расчетной нагрузке . Сопоставление этих результатов тем более интересно, что котел КВа-0,63 Гн (Гс) имеет сходную конструкцию (за исключением отсутствия в его топке трубного пучка) и оснащен аналогичным горелочным устройством.

Эффективность конструктивных решений

Разработанная конструкция топки котла в комплексе с горелочным устройством позволила:

■ выйти на устойчивый и весьма низкий показатель избытка воздуха (α=1,08 против α=1,11÷1,13, характерного для подобного оборудования) без нарушения удовлетворительного горения и роста количества вредных выбросов в дымовых газах в режимах, близких к расчетным;

■ повысить фактическую полезную тепловую нагрузку котла на 4,6% по отношению к расчетной (678 кВт фактической нагрузки против расчетной 630 кВт) без ухудшения прочих теплотехнических показателей;

■ сделать допустимой и надежной длительную работу поверхностей нагрева котла при понижении температуры обратной сетевой воды до 48 ОС (при работе котла на расчетной нагрузке и расчетном расходе сетевой воды) без дополнительных изменений режимов работы котла;

■ значительно уменьшить тепловую инерцию котла.

Применение экранного топочного пучка в конструкции топки дало возможность интенсифицировать топочный теплообмен за счет введения дополнительных поверхностей нагрева, работающих в данном случае в жаровой трубе не только как лучевоспринимающие, но и как конвективные поверхности . Передача тепла конвекцией в топке котла осуществляется не только при движении газов вдоль жаровой трубы. Интенсивный конвективный теплообмен происходит и при поперечном омывании газами той части экранного топочного пучка, которая примыкает к огневым трубам и образует подобие топочного фестона.

График изменения КПД котла «брутто», построенный по обратному балансу котла в зависимости от нагрузки, представлен на рис. 3. Там же для сравнения приведены характеристики КПД других трехходовых котлов, оснащаемых блочными вентиляторными горелками. Для минимизации влияния конструкции горелочного устройства на качественные характеристики процесса горения, происходящего в топке, было подобрано котельное оборудование, оснащенное горелочными устройствами одинаковой серии.

На этом рисунке характеристика КПД «брутто» котла КВВД-0,63 Гн в диапазоне нагрузок 70-104% имеет самый крутой наклон к оси абсцисс по сравнению с характеристиками других котлов. Последнее обстоятельство объясняется теплофизическими отличиями процессов теплообмена, проходящих в жаровой трубе-топке, оснащенной экранным топочным пучком в сравнении с топкой типового жаротрубно-дымогарного котла. Такой вывод был сделан после сопоставления характеристик КПД котла КВВД-0,63 Гн при его работе с турбулизаторами разных конструкций, что позволило исключить влияние конструкции турбулизаторов на наклон характеристики КПД. Характеристика КПД при работе с турбулизаторами другой конструкции имела аналогичный наклон. Динамика изменения КПД котлов определяется главным образом изменением температуры уходящих газов. Поэтому котел с более крутой характеристикой КПД (водотрубно-дымогарный котел) допускает и более экономичную работу при пониженных нагрузках.

Сравнение турбулизаторов различных конструкций

Для интенсификации теплообмена в дымогарных трубах котла при проведении пусконаладочных работ опробовались турбулизаторы двух конструкций:

а) винтовые - представляющие собой стальные полосы шириной 44 мм с длиной рабочей части турбулизатора 1350 мм и шагом крутки на 180О, равным 270 мм, изготовленные из металла толщиной 1 мм;

б) пластинчатые - представляющие собой стальные квадратные пластины (со стороной квадрата 30 мм), надетые на стальной стержень диаметром 6 мм, шаг между пластинами составлял 150 мм, соседние пластины были повернуты по отношению друг к другу на 45О, длина рабочей части турбулизатора равнялась 1050 мм.

В опытах с турбулизаторами различных типов при выполнении пусконаладочных работ коэффициент избытка воздуха находился в диапазоне от 1,08 до 1,2. Влияние лучистого теплообмена на коэффициенты теплоотдачи в опытах было незначительным и не учитывалось, т.к. доля лучистого теплообмена в коэффициенте теплоотдачи в условиях опытов не превышала 10%.

На основании полученных данных можно сделать вывод о том, что прирост аэродинамического сопротивления пучка дымогарных труб при переходе от одного типа турбулизаторов к другому значительно опережает прирост коэффициента теплоотдачи и при прочих одинаковых условиях ведет к понижению КПД «брутто» котла.

В рассматриваемом случае аэродинамическое сопротивление пучка дымогарных труб при переходе котла от работы без турбулизаторов к работе с турбулизаторами пластинчатого типа возросло в 8,3 раза, а коэффициент теплоотдачи при этом увеличился только в 2,4 раза. Турбулизаторы винтового типа не обеспечивали требуемой интенсивности теплообмена в дымогарных трубах. Так при работе котла под нагрузкой 512 кВт (81% от расчетной нагрузки) и α=1,13 температура уходящих газов составляла 183 ОС. Сходные по конструкции турбулизаторы в жаротрубно-дымогарных котлах германской фирмы обеспечивают при таких нагрузках понижение температуры дымовых газов до 166 ОС. Поэтому для удовлетворительной организации теплообмена турбулизаторы винтового типа, подобные испытанным, должны иметь более интенсивную крутку. К сожалению, это не всегда достижимо при изготовлении турбулизаторов в условиях рядовой слесарной мастерской без специальной оснастки. Следует сказать, что применение турбулизаторов винтового типа в жаротрубно-дымогарных котлах весьма желательно, поскольку они, при всех прочих одинаковых условиях, создают меньшее аэродинамическое сопротивление и благодаря этому в меньшей степени влияют на работу горелочного устройства.

Применение турбулизаторов пластинчатого типа дало более существенный эффект. Так при длине их рабочей части равной 1050 мм (54% от общей длины дымогарных труб) температура уходящих газов за котлом не превышала 167 ОС при работе котла на нагрузке 678 кВт (таблица). Однако рост аэродинамического сопротивления тягодутьевого тракта котла при переходе от винтовых турбулизаторов к пластинчатым оказался весьма значительным и составил 25-30 мм вод. ст.

Заключение

Опытный образец котла КВВД-0,63 Гн находится в опытной эксплуатации с октября 2005 г. и на момент написания статьи имел наработку 8720 часов. По отзывам обслуживающего персонала, котельный агрегат стабильно несет нагрузку, выдерживает заданную температуру сетевой воды и требует минимального обслуживания. Отмечено особое удобство в использовании котла при несении низких тепловых нагрузок (нагрузки горячего водоснабжения в летний период), а также при его работе в режиме пиковой теплогенерирующей мощности. В этом случае регулирование температуры сетевой воды происходит в автоматическом режиме путем периодического включения (переключения)

горелочного устройства. Работа устаревших котлов типа НИИСТУ-5 в этой котельной в таких режимах не представляется возможной.

В конструкции котла отсутствуют массивные и теплоемкие элементы, благодаря чему котел обладает незначительной тепловой инерцией. Поэтому внезапная остановка котла с прекращением расхода сетевой воды не приводит к вскипанию водяного объема в отличие от котлов НИИСТУ-5, где в таком случае котел приходится принудительно охлаждать.

По результатам исследований можно сделать следующие выводы:

■ котел прост в изготовлении и может производиться предприятиями коммунальных тепловых сетей;

■ обладает хорошими экологическими показателями (соответствует требованиям европейских норм «Blue angel» по выбросам NOx и CO, которые в соответствии с этими нормами не должны превышать величин 57 и 72 ppm соответственно), высоким уровнем автоматизации технологического процесса и может считаться оборудованием европейского класса;

Для более глубокого изучения теплотехнических характеристик топки котла КВВД-0,63 Гн и достижения еще более высоких экологических показателей весьма желательно исследовать работу топки с различными современными горелочными устройствами, в т.ч. иностранного производства, обладающими низкими выбросами оксидов азота.

Литература

1. Бузник В.М. Судовые парогенераторы. Л.: Судостроение, 1970. 480 с.

2. Ковалев А.П., Катковская К.Я., Котельные агрегаты, часть вторая. М-Л.: Государственное энергетическое издательство, 1950. 204 с.

3. Протокол № 382/06 ВКС вiд 09.11.06. Державне гос-прозрахункове пiдприємство Сертифiкацiйний випробу-вальний центр опалювального обладнання (ДГП СВЦОО), 2006. 19 с.

4. ГурвичА.М. Теплообмен в топках паровых котлов. М-Л., Государственное энергетическое издательство, 1950. 175 с.

Турбулизатор изготавливается из металла и имеет такую форму, которая резко замедляет скорость движения раскаленных дымовых газов, проходящих сквозь трубы теплообменника.

Турбулизатор (завихритель) применяется для увеличения времени теплопередачи от раскаленных дымовых газов к металлическим поверхностям теплообменника. Таким образом, эффективность теплосъема значительно вырастает. КПД котла повышается.

Особая конструкция турбулизатора устроена таким образом, чтобы прижимать ламинарные потоки газов к поверхности стенок теплообменника. Работая в агрессивной среде, конструкция турбулизаторов испытывает значительное воздействие разрушающего характера.

Рекомендуется во время чистки теплообменника проверять износ этих деталей и своевременно проводить их замену. Также необходима чистка поверхностей турбулизаторов и труб теплообменника от сажи, которая в некоторой степени является теплоизолятором. Если трубы теплообменника и турбулизаторы заросли сажей, то ухудшится теплопередача теплоносителю.

Турбулизаторы (завихрители) для котлов БРИК

Турбулизаторы (завихрители) выполняют три основные функции:

• замедляют скорость потока раскаленных газов, увеличивают время теплообмена
• прижимают поток раскаленных газов к стенкам жаротрубного теплообменника
• значительно упрощают чистку теплообменника котла

Турбулизаторы монтаж и чистка

Монтаж турбулизаторов и их чистка – это очень простая операция.

Открыв крышку теплообменника, мы получаем доступ к трубам. На заводе-производителе Котлов «БРИК» в каждой трубе теплообменника уже установлен турбулизатор. Взявшись за его верхнюю часть и потянув вверх, мы можем вытащить его из трубы на какую длину или извлечь полностью. Отпустив его вниз, турбулизатор займет свое прежнее положение.

Поднимая турбулизатор вверх и опуская его вниз, происходит очистка его от накопившейся сажи. Упавшая с этих поверхностей сажа скапливается в камере дожига котла и удаляется оттуда через нижнюю дверь с помощью скребка, который идет в комплекте с котлом.

Можно вытащить все турбулизаторы, произвести визуальный контроль их состояния и, если это требуется, то установить на их место новые турбулизаторы.

Эти операции можно выполнить даже во время работы котла в его основном режиме. То есть, чтобы произвести чистку теплообменника и турбулизаторов нет необходимости останавливать работу котла, дожидаясь его полного прогорания.

kotel-na-drovah.com.ua

Как увеличить КПД котла - Статья №2

В первой статье про КПД котла была дана в некотором роде теория того от чего же зависит этот самый КПД и почему заявленный производителями КПД котла как правило оказывается значительно ниже в реальных условиях эксплуатации котельного оборудования.

Сегодня будет написано про прикладные вещи, а именно про то что нужно сделать один раз и за чем нужно следить каждый день, чтобы приблизить КПД Вашего котла к цифрам, заявленным производителями. Итак.

Уменьшить физический недожег или потери тепла с уходящими газами, а для этого:

Следите, чтобы поверхности нагрева, жаровые трубы внутри котла не зарастали сажей и золой.

Следите, чтобы поверхность труб, по которым идет теплоноситель не зарастал накипью, а для этого не меняйте теплоноситель в своей системе отопления каждый месяц или полугодие или год (некоторые сливают теплоноситель очень часто, а потом удивляются... почему расход топлива стал расти?..)

В морозы, зимой, как правило увеличивается тяга в дымовой трубе, тем самым увеличивается количество избыточного воздуха (лишний воздух, который не принимает участие в процессе горения) в горелке котла. Исключите появление избыточного воздуха в котле, который и выносит через дымовую трубу все тепло из котла. Для этого установите на дымовую трубу ограничитель тяги. Это не дорогое устройство (его цена будет не выше 3000 руб), но вы на нем сэкономите много денег, т.к. именно оно увеличивает КПД котла.

Пригласите к себе специалиста, который обладает газоанализатором. Заплатите ему деньги. Пусть он настроит по газоанализатору уровни СО и О2 в уходящих газах. СО должен быть ниже 200- 300 ppm, О2- в пределах 6.5- 8%. Снижение О2 ниже 5% приводит к резкому образованию сажи и росту СО.

ограничитель тяги

Ограничитель тяги устанавливается на дымовую трубу котла. Его главное предназначение- поддержать постоянное давление на выходе дымовых газов из котла. Он работает в автоматическом режиме и не требует для своей работы электричества. Поставил, настроил и забыл. Зато какая польза! Купите его в интернете, либо в соответствующем магазине.

Установите в жаровые трубы котла турбулизаторы. Они выглядят как выгнутые в некоторых местах по своей длине металлические пластины, либо (у некоторых производителей) как металлические спирали. Они увеличивают теплообмен между горячими дымовыми газами, идущими внутри котла и теплоносителем, который находится за стенкой котла.

Турбулизаторы могут стоить дороже, чем ограничитель тяги. Их цена доходит до 9000 и 20000 руб, в зависимости от мощности котла. Купить их в магазине не получится. По крайней мере, я не видел. Ну, а вот производители котлов с удовольствием предложат их Вам. Спрашивайте и устанавливайте. Как они выглядят - смотрите на рисунке.

турбулизатор

КПД котла будет выше, если...

Максимально исключить химический недожег топлива обеспечьте нужный коэффициент избытка воздуха внутри котла (1,2-1,3 для твердого топлива, 1,05- 1,15 для газа), а для этого:

Установите на дымовую трубу котла ограничитель тяги, о котором я уже написал выше,

Покупайте свой котел ТОЛЬКО в специализированной организации, которая при пуске котла ОБЯЗАТЕЛЬНО, с помощью дорогостоящего прибора - газоанализатора, отрегулирует Вам необходимый объем воздуха, проходящий через котел. ТРЕБУЙТЕ сделать это, заплатите за это деньги. В противном случае Вы будете каждый день тратить лишние деньги на топливо.

Старайтесь покупать котел с установленным лямбда-зондом, который призван поддерживать нужный баланс воздуха и топлива в горелке котла

КПД котла будет выше, если...

газоанализатор

Максимально исключить механический недожег топлива, а для этого:

Покупайте топливо с низкой зольностью. Если Вы топитесь пеллетами, то зольность должна быть не выше 0,7%. Если углем - как можно менее зольной уголь. Пусть оно будет дороже. Пусть оно будет дороже в 2 раза, чем топливо с высокой зольностью. Не ведитесь на цену! Сэкономив на топливе- Вы переплатите на ремонтах и низком КПД котла.

Вот такие простые и одновременно сложные для выполнения советы, выполнив которые Вы существенно увеличите КПД своего котла. Сделайте хоть какие из них (а лучше все) и Вы удивитесь на сколько меньше денег Вы будете тратить как на ремонт своего котла, так и на отопление своего дома.

pelletcom.ru

BC@1C;870B>@ 4;O:>B;0