При выработке пара в котле раб.вещ-во (вода) обычно проходит последовательно водонагревательные, испарительные и пароперегревательные поверхности. В отд-х случ. котел м. не иметь экономайзера или пароперегревателя.
Теплота, воспринятая водой в экон-ре, МДж/кг или (МДж/м 3):Q Э =D/B(h² П.В. -h¢ П.В), где h² П.В. , h¢ П.В. -энтальпии пит. воды на вх. и вых. Экон-ра, МДж/кг
Тепловосприятие испарит. поверх-тей, если условно считать пар сухим насыщенным (на испарение воды): Q ИСП. =D/B(h Н.П. -h² П.В),где h Н.П. -энтальпия нас.пара.
Тепловосприятие пароперегревателя (на перегрев пара): Q ПП. =D/B(h П.П. -h Н.П),где h Н.П. -энтальпия пер.пара.
S-ное кол-во теплоты,пошедшей на выработку пара,МДж/кг(МДж/м 3):Q ПОЛ. =Q Э +Q ИСП. +Q ПП. =D/B(h П.П. - h¢ П.В).
С учетом продувки из котла части воды для поддержания определенного ее солесодержания, а также при наличии в кот-ной установке передачи части нас.пара на сторону и при дополнительном пароперегревателе для вторичного перегрева пара полезно затраченная теплота на ед. сжигаемого топлива, МДж/кг(МДж/м 3):Q ПОЛ. = D/B(h П.П. -h¢ П.В)+D ПР /B(h ПР -h¢ П.В)+D НАС.П /B(h Н.П -h¢ П.В)+D ВТ.П /B(h² ВТ.П -h¢ ВТ..П).
Где D ПР, D НАС.П, D ВТ.П -расходы продувочной воды, нас. пара и пара ч/з вторичный пароперегреватель, кг/с; h ПР, h² ВТ.П,h¢ ВТ..П -энтальпии продувочной воды, пара на вх. и вых. вторичного пароперегревателя.
С учетом выработки перегретого и нас.пара, наличия продувки воды и вторичного перегрева пара КПД котла, %,опред.по ф-ле: h К =(Q ПОЛ. /В×Q Р Н)×100% Þ определ-е КПД котла как отношение полезно затраченной теплоты к располагаемой теплоте топлива-это определение его по прямому балансу. Определение КПД котла ч/з нахождение тепловых потерь наз-ся методом обратного баланса:
h К =100-(q У.Г +q Х.Н +q М.Н +q Н.О +q Ф.Ш)=100-Sq ПОТ.
Этот КПД котла не учитывает затрат эл.энергии и теплоты на собственные нужды (приводы насосов, вентиляторов, дымососов, механизмов топливоподачи и пылеприготовления, работы обдувочных аппаратов). Такой КПД котла наз.КПД брутто и обозначают: h БР К или h БР.
Если потребление энергии в ед. времени на указанное вспомогательное оборудование составляет SN с, МДж, а уд. затраты топлива на выработку эл.энергии b, кг/МДж, то КПД котель-й установки с учетом потребления энергии вспомогательным оборудованием наз-ся КПД нетто ,% и опред. по ф-ле:
Тепловой баланс котельного агрегата устанавливает равенство между поступающим в агрегат количеством теплоты и его расходом. На основании теплового баланса определяется расход топлива и вычисляется коэффициент полезного действия, эффективность работы котельного агрегата.
В котельном агрегате химически связанная энергия топлива в процессе горения преобразуется в физическую теплоту горючих продуктов сгорания. Эта теплота расходуется на нагревания воды. Вследствие неизбежных потерь при передаче теплоты и преобразования энергии вырабатываемый продукт (вода) воспринимает только часть теплоты. Другую часть составляют потери, которые зависят от эффективности организации процессов преобразования энергии (сжигания топлива) и передачи теплоты вырабатываемому продукту.
Уравнение теплового баланса для установившегося теплового состояния агрегата:
| (37) |
| (38) |
где – располагаемая теплота, ;
– полезно использованная теплота, ;
Суммарные потери, ;
– потери теплоты с уходящими газами, ;
– потери теплоты от химического недожога, ;
– потери теплоты от механической неполноты сгорания, ;
– потери теплоты в окружающую среду, ;
– потери теплоты с физической теплотой шлаков .
Левая приходная часть уравнения теплового баланса (38) является суммой следующих величин:
| (39) |
где – теплота, вносимая в котлоагрегат с воздухом на 1 топлива; эта теплота учитывается тогда, когда воздух нагревается вне котельного агрегата (например, в паровых или электрических калориферах, устанавливаемых до воздухоподогревателя); если воздух нагревается только в воздухонагревателе, то, теплота не учитывается, так как она возвращается в топку агрегата;
– теплота, вносимая с паром для распыления мазута (форсуночный пар);
– физическая теплота 1 топлива.
Т.к. предварительный подогрев воздуха и топлива отсутствует и пар для распыления топлива не используется, то формула (39) принимает вид:
Коэффициентом полезного действия водогрейного котла называют отношение полезной теплоты, израсходованной на выработку горячей воды, к располагаемой теплоте котла. Не вся полезная теплота, выработанная котельным агрегатом, направляется потребителям, часть теплоты расходуется на собственные нужды. С учетом этого различают КПД котла по выработанной теплоте (КПД-брутто) и по отпущенной теплоте (КПД-нетто).По разности выработанной и отпущенной теплоты определяется расход на собственные нужды.
В итоге КПД-брутто котла характеризует степень его технического совершенства, а КПД-нетто – коммерческую экономичность. КПД-брутто котельного агрегата определяется по уравнению прямого баланса:
где – относительные потери теплоты с уходящими газами, от химической неполноты сгорания топлива, от наружного охлаждения.
Относительные потери теплоты с уходящими газами определяются по формуле:
– потери теплоты от механической неполноты сгорания (учитывается только при сжигании твердого и жидкого топлива), %
6.1.4 Расчет количества топлива, сжигаемого в котельном агрегате
Общий расчет топлива, подаваемого в топку котельного агрегата:
где – расход воды через котельный агрегат, кг/с;
– энтальпия горячей и холодной воды (на выходе и входе водогрейного котла) , кДж/кг
Таким образом,
Список использованных источников
1. Строительная климатология. СНиП 23-01-99.
2. Котельные установки. СНиП II-35-76.
3. Энергетическая эффективность жилых и общественных зданий. Нормативы по энергопотреблению и теплозащите. ТСН 23-341-2002 Рязанской области Администрация Рязанской области г. Рязань – 2002.
4. Тепловые сети. СНиП 2.04.07-86.
5. Тепловой расчет котельных установок. Методические указания для выполнения расчетной работы №1. Мордовский государственный университет им.Н.П.Орагева. Саранск, 2005.
6. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учеб. пособ. Для техникумов. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1989.
7. Выбор и расчет теплообменников. Учебное пособие. Пензенский государственный университет. Пенза, 2001.
8. Роддатис К.Ф. Котельные установки. Учебное пособие для студентов неэнергетических специальностей вузов. – М.: «Энергия», 1977.
9. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. – М.: Энергоатомиздат, 1989.
10. Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф., Берзиньш Э.Я.. Производственные и отопительные котельные 2-е изд. – М.: Энергоатомиздат, 1984.
11. Справочник эксплуатационника газифицированных котельных. Л.Я.Порецкий, Р.Р.Рыбаков, Е.Б.Столпнер и др. – 2-е изд., перераб. и доб. - Л.: Недра,1988.
12. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98 – М.: Издательство МЭИ. 1999.
13. Сайт компании «Виссманн» www.viessmann.ru
14. Сайт компании «Grundfos» www.grundfos.ru
15. Сайт компании «Ридан» www.ridan.ru
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Таблица А.1 – Единицы измерения энергии
Таблица А.2 –Характеристика некоторых видов топлива
Таблица 1- Климатические параметры холодного периода года
| Город | Температура воздуха наиболее холодных суток, °С, обеспеченностью | Температура воздуха наиболее холодной пятидневки, °С, обеспеченностью | Температура воздуха, °С, обеспеченностью 0,94 | Абсолютная минимальная температура воздуха, °С | Средняя суточная амплитуда температуры воздуха наиболее холодного месяца, °С | Продолжительность, сут, и средняя температура воздуха, °С, периода со средней суточной температурой воздуха | Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца, % | Средняя месячная относительная влажность воздуха в 15 ч. наиболее холодного месяца, %. | Количество осадков за ноябрь-март, мм | Преобладающее направление ветра за декабрь-февраль | Максимальная из средних скоростей ветра по румбам за январь, м/с | Средняя скорость ветра, м/с, за период со средней суточной температ урой воздуха £ 8 °С | |||||||||
| £ 0°С | £ 8°С | £ 10°С | |||||||||||||||||||
| 0,98 | 0,92 | 0,98 | 0,92 | продолжительность | средняя температура | продолжительность | средняя температура | продолжительность | средняя температура | ||||||||||||
| Москва | -36 | -32 | -30 | -28 | -15 | -42 | 6,5 | -6,5 | -3,1 | -2,2 | ЮЗ | 4,9 | 3,8 | ||||||||
| Нижний Новгород | -38 | -34 | -34 | -31 | -17 | -41 | 6,1 | -7,5 | -4,1 | -3,2 | ЮЗ | 5,1 | 3,7 | ||||||||
| Оренбург | -37 | -36 | -34 | -31 | -20 | -43 | 8,1 | -9,6 | -6,3 | -5,4 | В | 5,5 | 4,5 | ||||||||
| Орел | -35 | -31 | -30 | -26 | -15 | -39 | 6,5 | -6 | -2,7 | -1,8 | ЮЗ | 6,5 | 4,8 | ||||||||
| Пермь | -42 | -39 | -38 | -35 | -20 | -47 | 7,1 | -9,5 | -5,9 | -4,9 | Ю | 5,2 | 3,3 | ||||||||
| Екатеринбург | -42 | -40 | -38 | -35 | -20 | -47 | 7,1 | -9,7 | -6 | -5,3 | З | 3,7 | |||||||||
| Саратов | -34 | -33 | -30 | -27 | -16 | -37 | 6,9 | -7,5 | -4,3 | -3,4 | СЗ | 5,6 | 4,4 | ||||||||
| Казань | -41 | -36 | -36 | -32 | -18 | -47 | 6,8 | -8,7 | -5,2 | -4,3 | Ю | 5,7 | 4,3 | ||||||||
| Тула | -35 | -31 | -30 | -27 | -15 | -42 | 6,8 | -6,4 | -3 | -2,1 | ЮВ | 4,9 | |||||||||
| Ижевск | -41 | -38 | -38 | -34 | -20 | -48 | 6,9 | -9,2 | -5,6 | -4,7 | ЮЗ | 4,8 | |||||||||
Примечание - Абсолютная минимальная температура воздуха выбрана из ряда наблюдений за период 1881-1985 гг.; в СНиП 2.01.01-82 "Строительная климатология и геофизика" абсолютная минимальная температура воздуха для отдельных пунктов определялась методом приведения.
Коэффициент полезного действия котла брутто характеризует эффективность использования поступившей в котел теплоты и не учитывает затрат электрической энергии на привод дутьевых вентиляторов, дымососов, питательных насосов и другого оборудования. При работе на газе
h бр к = 100 × Q 1 / Q c н. (11.1)
Затраты энергии на собственные нужды котельной установки учитываются КПД котла нетто
h н к = h бр к – q т – q э, (11.2)
где q т, q э – относительные расходы на собственные нужды теплоты и электроэнергии, соответственно. К расходам теплоты на собственные нужды относят потери теплоты с продувкой, на обдувку экранов, распыливание мазута и т.д.
Основными среди них являются потери теплоты с продувкой
q т = G пр × (h к.в – h п.в) / (В × Q c н) .
Относительный расход электроэнергии на собственные нужды
q эл = 100 × (N п.н /h п.н + N д.в /h д.в + N д.с /h д.с)/(B × Q c н) ,
где N п.н, N д.в, N д.с – расходы электрической энергии на привод питательных насосов, дутьевых вентиляторов и дымососов, соответственно; h п.н, h д.в, h д.с - КПД питательных насосов, дутьевых вентиляторов и дымососов соответственно.
11.3. Методика выполнения лабораторной работы
и обработки результатов
Балансовые испытания в лабораторной работе проводятся для стационарного режима работы котла при выполнении следующих обязательных условий:
Продолжительность работы котельной установки от растопки до начала испытаний – не менее 36 ч,
Продолжительность выдерживания испытательной нагрузки непосредственно перед испытанием – 3 ч,
Допустимые колебания нагрузки в перерыве между двумя соседними опытами не должны превышать ±10%.
Измерение величин параметров производятся с помощью штатных приборов, установленных на щите котла. Все измерения должны производиться одновременно не менее 3-х раз с интервалом 15-20 мин. Если результаты двух одноименных опытов различаются не более, чем на ±5%, то в качестве результата измерения берется их среднее арифметическое. При большем относительном расхождении используется результат измерения в третьем, контрольном опыте.
Результаты измерений и расчетов записывают в протокол, форма которого приведена в табл. 26.
Таблица 26
Определение потерь теплоты котлом
| Наименование параметра | Обозн. | Ед. измер. | Результаты в опытах | |||
| №1 | №2 | №3 | Среднее | |||
| Объем дымовых газов | V г | м 3 /м 3 | ||||
| Средняя объемная теплоемкость дымовых газов | C г ¢ | кДж/ (м 3 ·К) | ||||
| Температура дымовых газов | J | °С | ||||
| Потеря теплоты с уходящими газами | Q 2 | МДж/м 3 | ||||
| Объем 3-атомных газов | V RO 2 | м 3 /м 3 | ||||
| Теоретический объем азота | V° N 2 | м 3 /м 3 | ||||
| Избыток кислорода в уходящих газах | a уг | --- | ||||
| Объем воздуха теоретический | V° в | м 3 /м 3 | ||||
| Объем сухих газов | V сг | м 3 /м 3 | ||||
| Объем окиси углерода в уходящих газах | CO | % | ||||
| Теплота сгорания СО | Q СО | МДж/м 3 | ||||
| Объем водорода в уходящих газах | Н 2 | % | ||||
| Теплота сгорания Н 2 | Q Н 2 | МДж/м 3 | ||||
| Объем метана в уходящих газах | CH 4 | % | ||||
| Теплота сгорания СН 4 | Q CH 4 | МДж/м 3 | ||||
| Потеря теплоты от химической неполноты сгорания | Q 3 | МДж/м 3 | ||||
| q 5 | % | |||||
| Потеря теплоты от наружного охлаждения | Q 5 | МДж/м 3 |
Окончание табл. 26
Таблица 27
КПД котла брутто и нетто
| Наименование параметра | Обозн. | Ед. измер. | Результаты в опытах | |||
| №1 | №2 | №3 | Среднее | |||
| Расход эл. энергии на привод питательных насосов | N п.н | |||||
| Расход эл. энергии на привод дутьевых вентиляторов | N д.в | |||||
| Расход эл. энергии на привод дымососов | N д.с | |||||
| КПД питательных насосов | h пн | |||||
| КПД дутьевых вентиляторов | h дв | |||||
| КПД дымососов | h дм | |||||
| Относительный расход эл. энергии на собственные нужды | q эл | |||||
| КПД котла нетто | h нетто к | % |
Анализ результатов лабораторной работы
Полученное в результате выполнения работы значение h бр к по методу прямого и обратного балансов необходимо сравнить с паспортной величиной, равной 92,1%.
Анализируя влияние на КПД котла величины потерь теплоты с уходящими газами Q 2 , необходимо отметить, что повышение КПД может быть обеспечено снижением температуры уходящих газов и уменьшением избытка воздуха в котле. Вместе с тем, снижение температуры газов до температуры точки росы приведет к конденсации водяных паров и низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева. Снижение величины коэффициента избытка воздуха в топке может привести к недожогу топлива и увеличению потерь Q 3 . Поэтому температура и избыток воздуха должны быть не ниже некоторых значений.
Затем необходимо проанализировать влияние на экономичность работы котла его нагрузки, с ростом которой увеличиваются потери с уходящими газами и снижаются потери Q 3 и Q 5 .
В отчете по лабораторной работе должно быть сделано заключение об уровне экономичности котла.
- По каким показателям работы котла может быть сделано заключение об экономичности его работы?
- Что такое тепловой баланс котла? Какими методами он может составляться?
- Что понимается под КПД котла брутто и нетто?
- Какие потери теплоты увеличиваются при работе котла?
- Каким образом можно увеличить q 2 ?
- Какие параметры оказывают существенное влияние на величину КПД котла?
Ключевые слова: тепловой баланс котла, КПД котла брутто и нетто, коррозия поверхностей нагрева, коэффициент избытка воздуха, нагрузка котла, потери теплоты, уходящие газы, химическая неполнота сгорания топлива, экономичность работы котла.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В процессе выполнения лабораторного практикума по курсу котельных установок и парогенераторов студенты знакомятся с методами определения теплоты сгорания жидкого топлива, влажности, выхода летучих и зольности твердого топлива, конструкцией парового котла ДЕ-10-14ГМ и экспериментальным путём исследуют происходящие в нём тепловые процессы.
Будущие специалисты изучают методики испытаний котельного оборудования и получают необходимые практические навыки, необходимые при определении тепловых характеристик топки, составлении теплового баланса котла, измерении его КПД, а также составлении солевого баланса котла и определении величины оптимальной продувки.
Библиографический список
1. Хлебников В.А. Испытания оборудования котельной установки:
Лабораторный практикум. - Йошкар-Ола: МарГТУ, 2005.
2. Сидельковский Л.Н., Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1988.
3. Трембовля В.И., Фингер Е.Д., Авдеева А.А. Теплотехнические испытания котельных установок. - М.: Энергоатомиздат, 1991.
4. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98. – М.: Изд-во МЭИ, 1999.
5. Липов Ю.М., Третьяков Ю.М. Котельные установки и парогенераторы. – Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005.
6. Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Третьяков Ю.М., Смирнов О.К. Испытания оборудования котельного отделения ТЭЦ МЭИ. Лабораторный практикум: Учебное пособие по курсу «Котельные установки и парогенераторы». – М.: Изд-во МЭИ, 2000.
7. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности/Под ред. К.Ф.Роддатиса. – М.: Энергоатомиздат, 1989.
8. Янкелевич В.И. Наладка газомазутных промышленных котельных. – М.: Энергоатомиздат, 1988.
9. Лабораторные работы по курсам «Теплогенерирующие процессы и установки», «Котельные установки промышленных предприятий»/ Сост. Л.М.Любимова, Л.Н.Сидельковский, Д.Л.Славин, Б.А.Соколов и др./ Под ред. Л.Н.Сидельковского. – М.: Изд-во МЭИ, 1998.
10. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод)/Под ред. Н.В.Кузнецова. – М.:Энергия, 1973.
11. СНиП 2.04.14-88. Котельные установки/Госстрой России. – М.: ЦИТП Госстроя России, 1988.
Учебное издание
ХЛЕБНИКОВ Валерий Алексеевич
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
Лабораторный практикум
Редактор А.С. Емельянова
Компьютерный набор В.В.Хлебников
Компьютерная верстка В.В.Хлебников
Подписано в печать 16.02.08. Формат 60х84/16.
Бумага офсетная. Печать офсетная.
Усл.п.л. 4,4. Уч.изд.л. 3,5. Тираж 80 экз.
Заказ № 3793. С – 32
Марийский государственный технический университет
424000 Йошкар-Ола, пл. Ленина, 3
Редакционно-издательский центр
Марийского государственного технического университета
424006 Йошкар-Ола, ул. Панфилова, 17
В 2020 г. планируется выработать 1720-1820 млн. Гкал.
Миллиграмм-эквивалентом называется количество вещества в миллиграммах, численно равное отношению его молекулярной массы к валентности в данном соединении.
КПД котельного агрегата называется отношение полезной теплоты, пошедшей на выработку пара (горячей воды), к располагаемой теплоте (теплоте, поступившей в котельный агрегат). Не вся полезная теплота, выработанная котлом, направляется потребителям, часть ее расходуется на собственные нужды (привод насосов, тягодутьевых устройств, расходы теплоты на подогрев воды вне котла, ее деаэрации и др.). в связи с этим различают КПД агрегата по выработанной теплоте (КПД брутто) и КПД агрегата по теплоте, отпущенной потребителю (КПД нетто).
КПД брутто может быть определен по формуле:
КПД нетто определяется по обратному балансу как:
Современные методы повышения КПД котельной установки.
Увеличить мощность парового котла можно, принимая следующие меры:
§ ограничивая объём воздуха, находящегося в камере горения, установка перегородок;
§ используя системы утилизации тепла отходящих газов;
§ используя конденсационные или традиционные экономайзеры (нагреватели питающей воды);
§ выполнив теплоизоляцию стенок котла;
§ проведя предварительный нагрев нагнетаемого в камеру горения воздуха;
§ регулярно продувая котёл;
§ наладив рекуперацию («улавливание») конденсата.
Методы повышения КПД теплового цикла ТЭС.
Для повышения КПД используется технологическая схема комбинированного производства электроэнергии и тепла, отпускаемого потребителям для производственных нужд или для теплофикации и горячего водоснабжения. С этой целью в турбинах производится отбор пара необходимых параметров после соответствующих ступеней. При этом через конденсатор проходит гораздо меньше пара, что позволяет повысить КПД до 60…65 %.
Повышение КПД может быть достигнуто и за счет подъема параметров острого пара. По оценкам специалистов повышение температуры пара до 600 о С позволит увеличить КПД примерно на 5 %, а подъем давления до 30 МПа – на 3…4%. Правда, для этого потребуется металл с более высокими показателями прочности.
Чем определяется оптимальность режима работы парового котла.
Температура газов в поворотной камере, давление воздуха за воздухоподогревателем, сопротивление воздухоподогревателя, расход воздуха на мельницы.
Влияние режимов работы вспомогательного оборудования на экономичность работы котельной установки.
Для нормальной и бесперебойной работы котельных установок требуется, чтобы топливо к ним подавалось непрерывно. Процесс подачи топлива складывается из двух основных этапов: 1) подача топлива от места его добычи на склады, расположенные вблизи котельной; 2) подача топлива со складов непосредственно в котельные помещения.
Любые нарушения режимов работы вспомогательного оборудования парового котла, такие как системы пылеприготовления, подготовки воды, тягодутьевые машины и т.д. оказывают существенное влияние выработку паровым котлом пара требуемых параметров.
Влияние шлакования поверхностей нагрева на режимы работы котельного агрегата.
Интенсивное загрязнение или шлакование поверхностей нагрева влекут за собой подъем температуры газов на выходе из топки и, как следствие этого, дополнительное загрязнение (шлакование) последующих поверхностей нагрева котла, появление повышенных неравномерностей по температуре и скорости газов в отдельных пакетах и змеевиках, повышение температуры перегретого пара и металла труб пароперегревателя, повышение сопротивления газового тракта котла и снижение его экономических показателей.
Современные технологии сжигания топлива.
Вихревое сжигание топлива, слоевое сжигание.
Кислородное топливо. Основной принцип состоит в том, что из воздуха выделяется кислород, который смешивается с угольной пылью и сжигается. При сжигании угля в чистом кислороде, не происходит образование оксидов азота. После нескольких ступеней очистки в д.г. остается только СО2.
Среди основных технологий сжигания топлива следует выделить низкотемпературную технологию сжигания, технологию с кольцевой топкой, использование водоугольного топлива и ПГУ с внутрицикловой газификацией угля.
За счёт чего в конденсаторе турбин увеличивается КПД ТЭС
Коэффициент полезного действия турбины можно увеличить, повысив температуру и давление пара, поступающего в турбину, или снизив температуру и давление насыщенного пара на выходе из турбины. Последнее достигается путем конденсации выходящего из турбины пара, которая происходит в установленном для этой цели конденсаторе при подаче в него охлаждающей воды.
Тепловой баланс котельного агрегата устанавливает равенство между поступающим в агрегат количеством теплоты и его расходом. На основании теплового баланса котельного агрегата определяют расход топлива и вычисляют коэффициент полезного действия, который является важнейшей характеристикой энергетической эффективности работы котла.
В котельном агрегате химически связанная энергия топлива в процессе горения преобразуется в физическую теплоту горючих продуктов сгорания. Эта теплота расходуется на выработку и перегрев пара или нагревание воды. Вследствие неизбежных потерь при передаче теплоты и преобразовании энергии вырабатываемый продукт (пар, вода и т.д.) воспринимает только часть теплоты. Другую часть составляют потери, которые зависят от эффективности организации процессов преобразования энергии (сжигания топлива) и передачи теплоты вырабатываемому продукту.
Тепловой баланс котельного агрегата заключается в установлении равенства между поступившим в агрегат количеством теплоты и суммой использованной теплоты и тепловых потерь. Тепловой баланс котельного агрегата составляется на 1 кг твердого или жидкого топлива или для 1 м 3 газа. Уравнение, при котором тепловой баланс котельного агрегата для установившегося теплового состояния агрегата записывают в следующем виде:
Q р / р = Q 1 + ∑Q n
Q p / p = Q 1 + Q 2 + Q 3 + Q 4 + Q 5 + Q 6 (19.3)
Где Q р / р - теплота, которой располагают; Q 1 - использованная теплота; ∑Q n - общие потери; Q 2 - потери теплоты с уходящими газами; Q 3 - потери теплоты от химического недожога; Q 4 - потери теплоты от механической неполноты сгорания; Q 5 - потери теплоты в окружающую среду; Q 6 - потери теплоты с физической теплотой шлаков.
Если каждое слагаемое правой части уравнения (19.3) разделить Q p/ p и умножить на 100%, получим второй вид уравнения, при котором тепловой баланс котельного агрегата:
q 1 + q 2 + q 3 + q 4 + q 5 + q 6 = 100% (19.4)
В уравнении (19.4) величина q 1 представляет собой коэффициент полезного действия установки "брутто". Он не учитывает затраты энергии на обслуживание котельной установки: привод дымососов, вентиляторов, питательных насосов и прочие расходы. Коэффициент полезного действия "нетто" меньше КПД "брутто", так как он учитывает затраты энергии на собственные нужды установки.
Левая приходная часть уравнения теплового баланса (19.3) является суммой следующих величин:
Q p / p = Q p / н + Q в.вн + Q пар + Q физ.т (19.5)
где Q B.BH - теплота, вносимая в котлоагрегат с воздухом на 1 кг топлива. Эта теплота учитывается тогда, когда воздух нагревается вне котельного агрегата (например, в паровых или электрических калориферах, устанавливаемых до воздухоподогревателя); если воздух нагревается только в воздухоподогревателе, то эта теплота не учитывается, так как она возвращается в топку агрегата; Q пap - теплота, вносимая в топку с дутьевым (форсуночным) паром на 1 кг топлива; Q физ.т - физическая теплота 1 кг или 1 м 3 топлива.
Теплоту, вносимую с воздухом, рассчитывают по равенству
Q В.BH = β V 0 С р (Т г.вз - Т х.вз)
где β - отношение количества воздуха на входе в воздухоподогреватель к теоретически необходимому; с р - средняя объемная изобарная теплоемкость воздуха; при температуре воздуха до 600 К можно считать с р = 1,33 кДж/(м 3 К); Т г.вз - температура нагретого воздуха, К; Т х.вз - температура холодного воздуха, принимаемая обычно равной 300 К.
Теплоту, вносимую с паром для распыления мазута (форсуночный пар), находят по формуле:
Q пар = W ф (i ф - r)
где W ф - расход форсуночного пара, равный 0,3 - 0,4 кг/кг; i ф - энтальпия форсуночного пара, кДж/кг; r - теплота парообразования, кДж/кг.
Физическая теплота 1 кг топлива:
Q физ.т - с т (Т т - 273),
где с т - теплоемкость топлива, кДж/(кгК); Т т - температура топлива, К.
Значение величины Q физ. т обычно незначительно и в расчетах учитывается редко. Исключением являются мазут и низкокалорийный горючий газ, для которых значение Q физ.т существенно и должно обязательно учитываться.
Если предварительный подогрев воздуха и топлива отсутствует и пар для распыления топлива не используется, то Q p / р = Q р / н. Слагаемые потерь тепла в уравнении теплового баланса котельного агрегата подсчитывают на основании равенств, приводимых ниже.
1. Потерю теплоты с уходящими газами Q 2 (q 2) определяют как разность между энтальпией газов на выходе из котельного агрегата и воздуха, поступающего в котельный агрегат (двоздухоподогревателя), т.е.
где V r - объем продуктов сгорания 1 кг топлива, определяемый по формуле (18.46), м 3 /кг; c р.r , с р.в - средние объемные изобарные теплоемкости продуктов сгорания топлива и воздуха, определяемые как теплоемкости газовой смеси (§ 1.3) с помощью таблиц (см. прил. 1); Т ух, Т х.вз - температуры уходящих газов и холодного воздуха; а - коэффициент, учитывающий потери от механического недожога топлива.
Котельные агрегаты и промышленные печи работают, как правило, под некоторым разрежением, которое создается дымососами и дымовой трубой . Вследствие этого через не плотности в ограждениях, а также через смотровые лючки и т.д. подсасывается из атмосферы некоторое количество воздуха, объем которого необходимо учитывать при расчете I ух.
Энтальпию всего поступающего в агрегат воздуха (с учетом присосов) определяют по коэффициенту избытка воздуха на выходе из установки α ух = α т + ∆α.
Общий подсос воздуха в котельных установках не должен превышать ∆α = 0,2 ÷ 0,3.
Из всех потерь теплоты величина Q 2 - самая значительная. Величина Q 2 возрастает с увеличением коэффициента избытка воздуха, температуры уходящих газов, влажности твердого топлива и забалластированности негорючими газами газообразного топлива. Снижение присосов воздуха и улучшение качества горения приводят к некоторому уменьшению потери теплоты Q 2 . Основным определяющим фактором, влияющим на потерю теплоты уходящими газами, является их температура. Для снижения Т ух увеличивают площадь теплоиспользующих поверхностей нагрева - воздухоподогревателей и экономайзеров.
Величина Т ух влияет не только на КПД агрегата, но и на капитальные затраты, необходимые для установки воздухоподогревателей или экономайзеров. С уменьшением Т ух возрастает КПД и снижаются расход топлива и затраты на него. Однако при этом возрастают площади теплоиспользующих поверхностей (при малом температурном напоре площадь поверхности теплообмена необходимо увеличивать; см. § 16.1), в результате чего повышаются стоимость установки и эксплуатационные расходы. Поэтому для вновь проектируемых котельных агрегатов или других теплопотребляющих установок значение Т ух определяют из технико - экономического расчета, в котором учитывается влияние T ух не только на КПД, но и на величину капитальных затрат и эксплуатационных расходов.
Другой важный фактор, влияющий на выбор Т ух, - содержание серы в топливе. При низкой температуре (меньше, чем температура точки росы дымовых газов) возможна конденсация водяных паров на трубах поверхностей нагрева. При взаимодействии с сернистым и серным ангидридами, которые присутствуют в продуктах сгорания, образуются сернистая и серная кислоты. В результате этого поверхности нагрева подвергаются интенсивной коррозии.
Современные котельные агрегаты и печи для обжига строительных материалов имеют Т ух = 390 - 470 К. При сжигании газа и твердых топлив с небольшой влажностью Т ух - 390 - 400 К, влажных углей
Т ух = 410 - 420 К, мазута Т ух = 440 - 460 К.
Влажность топлива и негорючие газообразные примеси являются газообразующим балластом, который увеличивает количество получающихся при горении топлива продуктов сгорания. При этом повышаются потери Q 2 .
При использовании формулы (19.6) следует иметь в виду, что объемы продуктов сгорания рассчитывают без учета механического недожога топлива. Фактическое количество продуктов сгорания с учетом механической неполноты горения будет меньше. Это обстоятельство учитывают, вводя в формулу (19.6) поправочный коэффициент a = 1 - р 4 /100.
2. Потеря теплоты от химического недожога Q 3 (q 3). Газы на выходе из топки могут содержать продукты неполного горения топлива СО, Н 2 , СН 4 , теплота сгорания которых не использована в топочном объеме и далее по тракту котлоагрегата. Суммарная теплота сгорания этих газов и обусловливает химический недожог. Причинами появления химического недожога могут быть:
- недостаток окислителя (α <; 1);
- плохое перемешивание топлива с окислителем (α ≥ 1);
- большой избыток воздуха;
- малое или чрезмерно высокое удельное энерговыделение в топочной камере q v , кВт/м 3 .
Недостаток воздуха приводит в тому, что часть горючих элементов газообразных продуктов неполного горения топлива может вообще не сгорать из-за отсутствия окислителя.
Плохое перемешивание топлива с воздухом является причиной или местного недостатка кислорода в зоне горения, или, наоборот, большого его избытка. Большой избыток воздуха вызывает снижение температуры горения, что уменьшает скорости реакций горения и делает процесс сжигания неустойчивым.
Малое удельное тепловыделение в топке (q v = BQ p / н /V т, где В - расход топлива; V T - объем топки) является причиной сильного рас сеяния теплоты в топочном объеме и ведет к снижению температуры. Завышенные значения qv также вызывают появление химического недожога. Объясняется это тем, что для завершения реакции горения требуется определенное время, а при значительно завышенном значении qv время нахождения топливовоздушной смеси в топочном объеме (т.е. в зоне наиболее высоких температур) оказывается недостаточным и ведет к появлению в газообразных продуктах сгорания горючих составляющих. В топках современных котельных агрегатов допустимое значение qv достигает 170 - 350 кВт/м 3 (см. § 19.2).
Для вновь проектируемых котельных агрегатов значения qv выбирают по нормативным данным в зависимости от вида сжигаемого топлива, способа сжигания и конструкции топочного устройства. При балансовых испытаниях эксплуатируемых котельных агрегатов величину Q 3 рассчитывают по данным газового анализа.
При сжигании твердого или жидкого топлива величину Q 3 , кДж/кг, можно определить по формуле(19.7)
3.Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива Q 4 (g 4). При горении твердого топлива остатки (зола, шлак) могут содержать некоторое количество несгоревших горючих веществ (в основном углерода). В результате химически связанная энергия топлива частично теряется.
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания включает ее потери вследствие:
- провала мелких частиц топлива через зазоры в колосниковой решетке Q пр (q пр);
- удаление некоторой части недогоревшего топлива со шлаком и золой Q шл (q шл);
- уноса мелких частиц топлива дымовыми газами Q ун (q ун)
Q 4 - Q пp + Q ун + Q шл
Потеря теплоты q yн принимает большие значения при факельном сжигании пылевидного топлива, а также при сжигании неспекающихся углей в слое на неподвижных или подвижных колосниковых решетках. Значение q ун для слоевых топок зависит от видимого удельного энерговыделения (теплонапряжения) зеркала горения q R , кВт/м 2 , т.е. от количества выделяющейся тепловой энергии, отнесенного к 1 м 2 горящего слоя топлива.
Допустимое значение q R BQ р / н /R (В - расход топлива; R - площадь зеркала горения) зависит от вида сжигаемого твердого топлива, конструкции топки, коэффициента избытка воздуха и т.д. В слоевых топках современных котельных агрегатов величина q R имеет значения в пределах 800 - 1100 кВт/м 2 . При расчете котельных агрегатов величины q R, q 4 = q np + q шл + q ун принимают по нормативным материалам. При балансовых испытаниях потерю теплоты от механического недожога рассчитывают по результатам лабораторного технического анализа сухих твердых остатков на содержание в них углерода. Обычно для топок с ручной загрузкой топлива q 4 = 5 ÷ 10%, а для механических и полумеханических топок q 4 = 1 ÷ 10%. При сжигании пылевидного топлива в факеле в котельных агрегатах средней и большой мощности q 4 = 0,5 ÷ 5%.
4. Потеря теплоты в окружающую среду Q 5 (q 5) зависит от большого числа факторов и главным образом от размеров и конструкции котла и топки , теплопроводности материала и талщины стенок обмуровки, тепловой производительности котлоагрегата, температуры наружного слоя обмуровки и окружающего воздуха и т. д.
Потери теплоты в окружающую среду при номинальной производительности определяют по нормативным данным в зависимости от мощности котлоагрегата и наличия дополнительных поверхностей нагрева (экономайзера). Для паровых котлов производительностью до 2,78 кг/с пара q 5 - 2 - 4%, до 16,7 кг/с - q 5 - 1 - 2%, более 16,7 кг/с - q 5 = 1 - 0,5%.
Потери теплоты в окружающую среду распределяются по различным газоходам котлоагрегата (топка, пароперегреватель, экономайзер и т.д.) пропорционально теплоте, отдаваемой газами в этих газоходах. Эти потери учитывают, вводя коэффициент сохранения теплоты φ = 1 q 5 /(q 5 + ȵ к.а) где ȵ к.а - КПД котельного агрегата.
5. Потеря теплоты с физической теплотой удаляемых из топок золы и шлаков Q 6 (q 6) незначительна, и ее следует учитывать только при слоевом и камерном сжигание многозольных видов топлива (типа бурых углей, сланцев), для которых она составляет 1 - 1,5%.
Потери теплоты с горячей золой и шлаком q 6 , %, рассчитывают по формуле
где а шл - доля золы топлива в шлаке; С шл - теплоемкость шлака; Т шл - температура шлака.
При факельном сжигании пылевидного топлива а шл = 1 - а ун (а ун - доля золы топлива, уносимой из топки с газами).
Для слоевых топок а сл шл = а шл + а пр (а пр - доля золы топлива в "провале"). При сухом шлакоудалении температура шлака принимается Т ш = 870 К.
При жидком шлакоудалении , которое наблюдается иногда при факельном сжигании пылевидного топлива Т шл = Т зол + 100 К (Т зол - температура золы в жидкоплавком состоянии). При слоевом сжигании горючих сланцев к зольности Aр вводится поправка на содержание углекислоты карбонатов, равная 0,3 (СО 2), т.е. зольность принимается равной А Р + 0,3 (СО 2) р / к. Если удаляемый шлак находится в жидком состоянии, то значение величины q 6 достигает 3%.
В печах и сушилках, применяемых в промышленности строительных материалов, помимо рассмотренных потерь теплоты приходится учитывать также потери на прогрев транспортных устройств (например, вагонеток), на которых материал подвергается тепловой обработке. Эти потери могут доходить до 4% и более.
Таким образом, КПД "брутто" может быть определен как
ȵ к.а = g 1 - 100 - ∑q потерь(19.9)
Теплоту, воспринятую вырабатываемым продуктом (пар, вода), обозначим Qк.a, кВт, тогда имеем:
для паровых котлов
Q 1 = Q к.а = D (i n.n - i п.н) + pD/100 (i - i п.в) (19.10)
для водогрейных котлоагрегатов
Q 1 = Q к.а = М в с р.в (Т вых - Т вх) (19.11)
Где D - производительность котла, кг/с; i п.п - энтальпия перегретого пара (если котел вырабатывает насыщенный пар, то вместо i п.в следует поставить (i пн) кДж/кг; i п.в - энтальпия питательной воды, кДж/кг; р - количество воды, удаляемой из котлоагрегата с целью сохранения допустимого содержания солей в котловой воде (так называемая непрерывная продувка котла), %; i - энтальпия котловой воды, кДж/кг; М в - расход воды через котлоагрегат,кг/с; с р.в - теплоемкость воды, кДж/(кгК); T вых - температура горячей воды на выходе из котла; Т вх - температура воды на входе в котел.
Расход топлива В, кг/с или м 3 /с, определяют по формуле
B = Q к.a /(Q р / н ȵ к.a) (19.12)
Объем продуктов сгорания (см. § 18.5) определяют без учета потери от механического недожога. Поэтому дальнейший расчет котельного агрегата (теплообмен в топке, определение площади поверхностей нагрева в газоходах, воздухоподогревателя и экономайзера) осуществляется по расчетному количеству топлива В р:
(19.13)
При сжигании газа и мазута В р = В.
