Паровые котлы ТЭС

Тепловой баланс парового котла. коэффициент полезного действия

Эффективность использования топлива в паровом котле определяется тремя основны­ми факторами:

1) полнотой сгорания топлива в топочной камере;

2) глубиной охлаждения продуктов сгора­ния при прохождении поверхностей нагрева;

3) снижением сопутствующих процессу го­рения потерь теплоты в окружающую среду.

(6.1)

Полнота передачи теплоты топлива в кот­ле к рабочей среде определяется КПД кот;;а брутто. Последний определяется как отноше­ние количества теплоты, воспринятой рабочей средой Qi, кДж/кг твердого и жидкого топли­ва или кДж/м3 газового топлива[2], к распола­гаемой теплоте рабочей массы топлива, Qpp, кДж/кг,

T«=V00-

Располагаемая теплота сжигаемого топли­ва в общем случае определяется по формуле

Тл +Q в. внш +<Эп. ф-<2к, (6.2)

Где Qph — низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, кДж/кг; Q™ — физическая теплота поступающего на горение твердого или жидкого топлива, кДж/кг; Q

В. внш — коли­чество теплоты, полученной поступающим в котел воздухом при подогреве его вне агре­гата, чаще всего в калориферах, кДж/кг; <3л. ф — теплота пара, используемого в паро - механических форсунках для распыления ма­зута, кДж/кг; QK — теплота разложения кар­бонатов минеральной массы твердого топлива, кДж/кг (учитывается при сжигании сланцев).

Физическая теплота поступающего топлива опре­деляется его температурой

<2тл=СтдІтл, (6.3)

Где с тл — удельная теплоемкость топлива, кДж/(кгХ ХК); ітл — температура топлива, °С.

При сжигании твердого топлива его средняя тем­пература? тл=0-?-20оС, а в зимний период может иметь даже отрицательные значения. Обязательным являете»
учет <2тл при сжигании мазута, поскольку он подо­гревается для распыла в форсунке до 100—130°С.

Количество теплоты, полученной воздухом при его подогреве вне котла, определяют по формуле

<Зв. внш=Рв^°Св(Гв—(6.4)

Где Рв — относительное количество воздуха, проходя­щее через нагревательную установку (калорифер); св — теплоемкость воздуха; t'3 — температура хо­лодного воздуха и воздуха "перед поступлением в воз­духоподогреватель (за калориферной установкой).

Теплота, внесенная паром при распылении мазута в форсунках,

<3п. ф=гіф (іп. ф—і"а), (6.5)

Где йф, іп. ф — удельный расход пара, кг/кг топлива, я его энтальпия, кДж/кг (обычно гіф=0,05-^0,1 кг/кг); •і"п — энтальпия пара, содержащегося в уходящих га­зах при атмосферном давлении и температуре «Дж/кг.

Доля затраченной теплоты на разложение карбо­натов сланцев пропорциональна количеству выделяю­щейся при горении углекислоты СОк2, поэтому фор­мула ДЛЯ определения <3к имеет вид:

Qk=40,5COk2. (6.6)

В итоге располагаемое тепло при сжигании различных видов топлив определяют следую­щим образом:

<2pp=Qph — для антрацитов, каменных и бу­рых углей с невысокой влажностью и серни - стостью; qpp=qph+qtji+q

В. внт — для бурых углей с высокой влажностью, углей и мазута с высокой сернистостью; Qpp=QpH+Q™+ +<3в. внш+(2п. ф — для мазута при наличии па­рового распыла в форсунках; Qpp—QCH — для природного газа; QpP=QpH—Qk — для сланцев.

Количество теплоты, которое получило ра­бочее тело (вода, пар) в котле в расчете на 1 кг (м3) сжигаемого топлива,

Qi = (Zn. n г'п. в) (г"вт г'вт)

+ ЖР(г"-г'п. в)- (6-7)

Где Dne, Dвт — расход свежего пара и пара промежуточного (вторичного) перегрева, кг/с; Агр — расход продувочной воды из барабана для поддержания заданного солевого режима в контурах циркуляции, кг/с.

Величина £>щ, учитывается, когда она со­ставляет не менее 2% Dne; їп. п, гп. в, і' — эн­тальпия перегретого пара, питательной воды и воды на линии насыщения при давлении в ба­рабане, кДж/кг; і вт, і вт - энтальпия вторич­но-перегретого пара на выходе из промпере - гревателя и входе в него, кДж/кг; В — расход топлива, кг/с или м3/с.

Использованное количество теплоты в па­ровом котле можно выразить также через теп- ловосприятия отдельных поверхностей нагрева котла

Qi=QT. K+QKne+QBT+Q3K, (6.8)

Где Qt. k — тепловосприятие рабочей среды в поверхностях топочной камеры, кДж/кг; QKne, Qbt — тепловосприятие пара в конвектив­ных поверхностях основного и промежуточно­го перегревателей, кДж/кг; Q эк —■ тепловос­приятие экономайзера, кДж/кг.

Часть располагаемой теплоты топлива в процессе работы котла неизбежно теряется и составляет тепловые потери. Распределение теплоты, поступающей в паровой котел, на полезно используемую теплоту и потери поло­жено в основу составления теплового баланса парового котла. Уравнение теплового баланса отвечает установившемуся тепловому режиму работы котла, его обычно записывают в отно­шении к 1 кг или 1 м3 сжигаемого топлива:

Qpp = Q, + Q, + 3, + а + Q. + Q,- м

Тепловое потерн

Если разделить правую и левую части уравнения (6.9) на Qpp и выразить в процен­тах, то получим:

100 = ^1 + <72 + <7з + ?4 + <75 + ?6. (6.10)

Наименование потерь теплоты и их примерные значения в процентах указаны в табл. 6.1.

Таблица 6.1

Потери теплоты в паровых котлах

Наименование потери

Относитель­ная потеря,

% ОТ QP

Потеря q, %

С уходящими газами

Я2

4—7

С химическим недожогом топлива

Яг

0—0,5

С механическим недожогом топлива

Я*

0,5—5

От наружного охлаждения через

Яь

0,2—1

Обмуровку

0—3

С физическим теплом удаляелгых

Я,

Шлаков из топки

Сумма тепловых потерь

6—12

Значения потерь постоянно контролируют­ся и среднестатистические данные по ним вне­сены в нормативный метод тепловых расчетов [8] для правильного выполнения расчета но­вых конструкций паровых котлов.

Прямое определение КПД парового котла по формуле (6.1) может оказаться недостаточ­но точным и вызывает трудности при точных измерениях нескольких параметров: массовых расходов пара и топлива, определении тепло­ты сгорания топлива и отдельных составляю­щих располагаемой теплоты.

Коэффициент полезного действия парового котла брутто можно определить, зная сумму тепловых потерь при его работе, пользуясь методом обратного баланса

Т]К:=100—(<72+<7з+<74+?5+<7в). (6.11)

Пределение КПД парового котла методом обратного баланса, т. е. через установление суммы значений его тепловых потерь, может быть выполнено с большей точностью, чем по прямому балансу, так как сумма потерь со­ставляет примерно '/ю часть Qpp и каждая из них определяется достаточно надежно. Этот метод является единственным при оценке теп­ловой экономичности проектируемого парово­го котла.

В =

Зная тепловые потери, а следовательно, КПД брутто котла и используя формулы (6.1) и (6.7), можно определить расход топлива на котел, кг/с:

АтеСпп — 'п. в)+ Агг (("ВТ— »'ат)+ Аір(<' — «п. в)

(6.12)

(6.13)

100,

АГ:

Ic. p "

4—833

На этот расход топлива рассчитывают топ- ливоприготовительное оборудование. В самом котле (при работе на твердом топливе) в боль­шинстве случаев сгорает не все топливо, по­скольку имеются потери с механическим не­дожогом <74- Для расчета действительных объемов продуктов сгорания и необходимого расхода воздуха на горение вводят понятие расчетного расхода топлива

BV=B (l—0,0lq4).

Коэффициент полезного действия брутто т)к характеризует совершенство работы собст­венно парового котла. Однако его нормальная работа обеспечивается большим количеством вспомогательных машин и механизмов, по­требляющих часть вырабатываемой блоком (электростанцией) электроэнергии. Затраты энергии на них называют собственным расхо­дом котельной установки Nср. К расходу мощ­ности на вспомогательное оборудование отно­сят затраты на дутьевые вентиляторы, дымо­сосы, питательные электронасосы, оборудова­ние пылесистемы, обдувочные аппараты и большое число электродвигателей дистанци­онного и автоматического управления. Доля затрат энергии на собственный расход котла, %, от общей выработки электроэнергии при его работе в блоке с турбиной

Nr.

(6.14)

Где В — расход топлива на паровой котел, кг/с; т)эс — КПД выработки электроэнергии на электростанции.

Величина Ат]с. р для мощного парового кот­ла составляет 4—5%. Если вычесть из % затраты энергии на собственный расход, то получается КПД котла нетто, характеризую­щий эффективность работы котельной уста­новки по отношению к электроэнергии, отпу­щенной потребителям:

(6.15)

6.2. анализ тепловых потерь

49

Потеря теплоты с уходящими газами. Со­гласно табл. 6.1 потеря теплоты с уходящими газами является наибольшей. Относительное значение этой потери, %, определяют как

(6.16)

Где Q2 — абсолютное значение потери, кДж/кг: Q2=(/yx-аух/°х. в) (1-0,01 <74). (6.17)

Здесь /ух — энтальпия уходящих газов, кДж/кг; в — энтальпия теоретически необ­ходимого объема холодного воздуха, кДж/кг. Первый сомножитель характеризует превыше­ние энтальпии уходящих газов над энталь­пией поступающего в котел организованного и неорганизованного воздуха, второй — вводит поправку на полноту сгорания топлива. Из формулы (6.17) следует, что значение потерь с уходящими газами Q2 определяется прежде всего энтальпией газов /ух, т. е. зависит от тем­пературы этих газов Фух и их объема, харак­теризуемого избытком воздуха аух.

Снижение температуры уходящих газов на 15—20°с приводит к уменьшению потери q2 или, что то же самое, к росту КПД котла примерно на 1%. Однако сниже­ние температуры не происходит само собой, для этого требуется установка дополнительной конвективной по­верхности нагрева Д#к, размеры которой будут тем больше, чем ниже окажется температура газов (рис. 6.1). При этом надо учесть также, что в зна­чительной мере определяется температурой питательной воды поступающей в экономайзер, и температурой воздуха на входе в воздухоподогреватель t'B. Эта за­висимость может быть выражена в следующем виде

[П]:

= + + (6.18)

Где со=2 (Vc) г/( VBcB) — отношение водяных эквива­лентов газов и воздуха в нижней ступени воздухо­подогревателя; Д^і — температурный напор (газ — воз­дух) на «горячем конце» воздухоподогревателя; Дt2 — температурный напор (газ — вода) на «холодном кон­це» экономайзера.

По [8] рекомендуется иметь минимальные значе­ния температурных напоров: Д<[=30°С и Д^2=4Q0C, од-

Тепловой баланс парового котла. коэффициент полезного действия

Рис. 6.1. Изменение величины дополни­тельной поверхно­сти нагрева в раз­ных температурных зонах.

Нако во избежание значительного роста поверхностей воздухоподогревателя и экономайзера при проектиро­вании выбирают более высокие значения At і и Af2. От­ношение водяных эквивалентов зависит от качества сжигаемого топлива и избытка воздуха в зоне возду­хоподогревателя.

(6.19)

Для заданного вида топлива и принятых значений At и At2 и избытка воздуха формула (6.18) преобра­зуется к виду:

Єуі-гЛ-1-jBfB.,

Из сказанного следует, что выбор опти­мальной температуры уходящих газов

Требует комплексного технико-экономического решения. Изменение ФуХ будет существенно влиять на размер поверхностей экономайзера, воздухоподогревателя и регенеративных подо­гревателей. Последнее вызывает изменение гидравлического сопротивления газового и во­дяного трактов и расхода энергии на питатель­ный насос и тягодутьевые машины. Следует учесть также возможное изменение расчетной высоты дымовой трубы по условиям рассеяния газов.

Таким образом, дополнительные затраты, руб/год, связанные, например, с понижением температуры уходящих газов и питательной воды при сохранении температуры горячего воздуха можно выразить в следующем виде:

3=А5вп+А5эк—A5n+ASTfl—А5тл+А5тр,

(6.20)

Где Д5вп, А5ЭК — дополнительные затраты на увеличение поверхностей воздухоподогревате­ля и экономайзера; А5ТД — то же на оплату электроэнергии в связи с увеличением сопро­тивления тягодутьевого тракта; А5Тр — то же в связи с необходимостью увеличения высоты дымовой трубы; А5П — снижение затрат на подогреватели питательной воды; А5ТЛ — то же на оплату топлива ввиду снижения его расхода.

Условие оптимума температуры доопреде­ляется минимумом расчетных затрат, его на­ходят путем решения уравнения

<?3/<3flyx=0. (6.21)

Характерные зависимости оптимальной тем-

Лопт

Пературы уходящих газов w ^ от определяю­щих факторов приведены на рис. 6.2. Опти­мальная температура существенно зависит от стоимости топлива и его качества, прежде всего от влажности. Чем выше цена топлива, тем при прочих равных условиях больше стои­мость сэкономленного топлива, что окупает более развитую поверхность нагрева и тем са­мым позволяет иметь более низкую темпера­туру уходящих газов (рис. 6.2,а). При боль­шой влажности растет объем продуктов а — зависимость от стоимости поверхностей и стоимости сжигае­мого топлива; 1 — затраты на поверхности иагрева; 2 и 2' — за­траты на дорогое и дешевое топливо; 3 к 3* — суммарные рас­четные затраты при дорогом н дешевом топливе; 6 — зависимость, от температуры питательной воды и влажности топлива; 4 и 4!— границы для сухих топлнв с Wn<0,7; 5 и 57 — то же для влаж­ных топлив с в — связь оптимальной температуры уходящих газов с температурой питательной воды и стои­мостью топлива для блока сверхкритнческого давления.

Сгорания топлива и их удельная теплоемкость, так как теплоемкость паров воды наибольшая. Поэтому при охлаждении газов на одинаковое число градусов A-fryx при большой влажности необходимо отвести большее количество теп­лоты, что требует дополнительного увеличения поверхности нагрева по сравнению с сухим топливом. При той же или более низкой стои­мости влажного топлива увеличение поверхно­сти не окупается, в результате оптимальная температура уходящих газов с повышением влажности растет (рис. 6.2,6).

Повышение начальных параметров пара (давления и температуры) приводит к значительному росту эф­фективности регенерации теплоты, что оправдывает по­вышение оптимальной температуры питательной воды. С другой стороны, повышение начального давления удо­рожает оборудование и увеличивает затраты мощности на питательные насосы. Рост tn. B ведет, как это пока­зано выше, к увеличению дух, а следовательно, к росту стоимости котла и снижению его экономичности. По­этому всегда приходится ограничивать использование термодинамических возможностей повышения КПД уста­новок. Из расчетных зависимостей (рис. 6.2,в) следует, что влияние /п. в на значения более сильно про­

Является для дешевых топлив.

Практически расчетные значения при проектировании паровых котлов составляют от 120 до 160°С.

Тепловой баланс парового котла. коэффициент полезного действия

Рис. 6.2. К определению оптимальной температуры ухо­дящих газов.

Для полупиковых котлов с ограниченным сроком эксплуатации только в периоды повы­шенных электронагрузок системы более су­щественным становится уменьшение стоимости котла. Поэтому этот тип котлов отличается
использованием пониженных параметров пара и более высокой температурой уходящих га­зов (#ух=160н-200°С).

При выборе Фу* учитывается также воз­можность коррозии низкотемпературных по­верхностей нагрева, главным образом возду­хоподогревателя (см. § 16.3). Поэтому при сжигании высокосернистых топлив (5р>2%) идут на повышение температуры уходящих газов до 140—160°С с одновременным подогре­вом поступающего в воздухоподогреватель воздуха до 60—80°С. Кроме того, принимают­ся конструктивные меры к снижению коррозии воздухоподогревателя (см. § 19.4).

Потеря теплоты с химическим недожогом топлива. В продуктах сгорания топлив могут находиться газообразные горючие компоненты СО, Н2, СН4. Их догорание за пределами то­почной камеры практически невозможно вслед­ствие недостаточно высокой температуры га­зов и низкой концентрации как горючих ком­понентов, так и кислорода. Теплота, потерян­ная в результате недогорания газообразных горючих веществ, составляет химический не­дожог топлива, Q3, кДж/кг. Расчет потерь теплоты <?3, %, производят по формуле [53]

<73= (126,4СО + Ю8Н2+ 358,2СН4) Vc-r

(6.22)

Где СО, Н2, СН4 — объемные содержания про­дуктов неполного сгорания топлива по отно­шению к сухим газам, %; VG. r — объем сухих газов, м3/кг; 100—q4— полнота сгорания твер­дой части топлива, %; цифры перед обозначе­нием газов СО, Н2, СН4— уменьшенная в 100 раз теплота сгорания 1 м3 соответствую­щих газов, кДж/м3.

Химический недожог при сжигании газово­го и жидкого топлив составляет <73=0^0,5%, а при сжигании твердого топлива, как прави­ло, очень мал и принимается равным нулю. В эксплуатации он определяется главным об­разом содержанием в продуктах сгорания СО и в меньшей мере Н2. Наличие в составе про­дуктов сгорания СН4 свидетельствует о ненор­мальности организации процесса горения. Однако анализ на недожог надо проводить обязательно по всем составляющим, поскольку даже небольшое количество СН4 согласно формуле (6.22) может оказать заметное влияние на <7з.

Потери теплоты с химическим недожогом сильно зависят от коэффициента избытка воздуха и нагрузки котла (рис. 6.3). В усло­виях полного перемешивания топлива с кис­лородом (/) химический недожог может иметь место только при «<1. В реальных условиях (2) при полной нагрузке наличие

Рис. 6.3. Потери теплоты с химическим недожогом топ­лива.

Химического недожога при а=1 определяется несовершенством перемешивания топлива с воздухом. При коэффициенте избытка воз­духа, названном критическим акр, химический недожог не возникает. Обычно акр= 1,02ч-1,03 и характеризует, таким образом, степень аэро­динамического несовершенства горелочного устройства. При работе парового котла на по­ниженной нагрузке (3) снижаются скорости выхода топлива и воздуха из горелок, тем са­мым уменьшается энергия перемешивания по­токов, несколько снижается уровень темпера­тур в зоне горения, что также ведет к росту химического недожога топлива.

Потеря теплоты с механическим недожогом топлива. При сжигании торфа, углей и слан­цев механический недожог представляет собой коксовые частицы, которые, находясь некото­рое время в зоне высоких температур факела, успели выделить летучие вещества и возмож­но частично обгорели. Механический недожог при сжигании мазута и газа может иметь место также з виде твердых частиц (остаток после испарения капель мазута) либо в виде сажевых частиц, возникающих в высокотемпе­ратурных зонах горения при нехватке кисло­рода (а<0,6).

В нормальных условиях эксплуатации по­тери с механическим недожогом при сжигании твердых топлив составляют <74=0,5-7-5%, при этом большая цифра относится к топливу с малой реакционной способностью (низким выходом летучих веществ) — антрацитам, а меньшая — к торфу и бурым углям с высо­ким выходом летучих горючих. Каменные угли имеют <74=0,5ч-2%. Потери q4 при сжигании газа и мазута невелики (обычно менее 9,1%), и их рассматривают совместно с потерями qз, т. е. оценивают как <7з+<74.

При камерном сжигании твердого топлива потери теплоты с механическим недожогом Q4, кДж/кг, распределяются на потери с уно­сом QY и со шлаком Q™"1; при этом преоблада­ющую часть составляет Q

Потери с уносом определяются мелкими коксочымч частицами, которые уносятся газовым потоком из топ­ки, проходят по всем газоходам ксла, затем улавли­ваются в электрофильтрах или других золоочистных установках вместе с золовыми частиками и удаляются

4*

51

Тепловой баланс парового котла. коэффициент полезного действия

10 20 30 40 50 БО 70 ВО 30 100 150 200 250300 кг/с Номинальная паропроизводительность

І__ і_

50 100 150 200 250300500 700 300МВт Номинальная тепловая мощность

Тепловой баланс парового котла. коэффициент полезного действия

Рис. 6.7. Потери теплоты от наружного охлаждения.

В смеси с золой в золоотвалы. Потери со шлаком опре­деляются тем, что часть не полностью сгоревших ча­стиц топлива в зоне горенля оказывается заплавленной в шлаке, который затем выпадает в низ топки.

При сохранении оптимальной тонкости размола пы­ли и нормальных условиях эксплуатации потери qt зависят от избытка воздуха и существенно меняются с изменением выхода летучих веществ (рис. 6.4). При избытке воздуха ниже оптимального рост недожога определяется неполнотой перемешивания топлива с воз­духом на выходе из горелки и развитием зон с не­хваткой кислорода, хотя температурный уровень горе­ния высокий. При а>а0Пт наблюдается снижение тем­пературы в зоне горения и замедление реакций окис­ления (см. гл. 4), одновременно уменьшается время пребывания частиц в высокотемпературной зоне ввиду увеличения объема продуктов сгорания. Оба эти фак­тора приводят к возрастанию недожога топлива.

Тепловой баланс парового котла. коэффициент полезного действия

Повышенные потери qt у низкореакционных топлив (антрацит, полуантрацит) определяются поздним вос­пламенением коксовых частиц и затянутым горением в диффузионной области. В связи с этим указанные топлива весьма чувствительны к режиму эксплуатации. В качестве примера на рис. 6.5 показано влияние на потери с механическим недожогом топлива изменения температуры горячего воздуха, а на рис. 6.6 — влияние неравномерности его распределения по горелкам, где 6а — относительное отклонение избытка воздуха от

Среднерасчетного в горелках.

Чч

4

Рис. 6.5. Зависимость потерь теплоты с ме­ханическим недожогом топлива от температу­ры горячего воздуха.

І г. В

300 320 340 380 380 Ш °С

Рис. 6.6. Изменение потерь с недожогом топлива от степени неравномерности рас­пределения воздуха по горелкам при tr. n = = 400°С и жидком шлакоудаленип. в 0,2 0,4 О, В 0,8

Потеря теплоты от наружного охлаждения.

Эта потеря определяется тем, что обмуровка и обшивка котла и его элементы: барабан, коллекторы, трубопроводы, имея более высо­кую температуру, чем температура окружаю­щего воздуха, отдают ему часть теплоты. В общем виде потерю Qs, кДж/кг, можно вы­разить следующей формулой:

= К+ЯлМ^-W. (б-23)

Где Fci — наружная поверхность стен котла и его высокотемпературных элементов, м2; ак, ал — коэффициенты теплоотдачи конвекцией и излучением, кВт/(м2-К); tCT, iVp — соответст­венно средняя температура поверхности теп- лоотдающих стен и температура окружающего воздуха, °С.

Потеря от наружного охлаждения будет тем больше, чем выше температура обмуров­ки и тепловой изоляции. Согласно ПТЭ внеш­ние поверхности котла и его элементов долж­ны иметь изоляцию, обеспечивающую темпе­ратуру ^ст не выше 55°С [6]. Тепловой поток с поверхности определяют прибором — тепло­мером. В прикидочных расчетах пользуются средним значением теплового потока с поверх­ности ебмуровки <7п=200ч-300 Вт/м2. Абсо­лютная потеря теплоты в окружающую среду Qs для котлов разной номинальной мощности определяется отношением F0T/BP. С увеличе­нием мощности котла абсолютная потеря Qs, кДж/кг, и относительная потеря q-s, %, сни­жаются, так как полное тепловыделение и объем продуктов сгорания увеличиваются быстрее, чем размер ограждающих поверхно­стей (рис. 6.7).

Как показано на рис. 6.7, потери q5 для котлов большой мощности невелики. Принято для упрощения считать эти потери пропорцио­нальными тепловосприятию каждой из поверх-

Тепловой баланс парового котла. коэффициент полезного действия

% 2,0 1,5 1,0 0,5 О 0,5 1,0 1,5 2,0 кг-іа2/мдж

Рис. 6.8. Потери с физической теплотой удаляемых шлаков.

Ностей нагрева котла и учитывать коэффици­ентом сохранения теплоты

<р=1-

При этом отношение ^75/(т)к+^5) характе­ризует долю потерь теплоты вовне.

При снижении производительности котла абсолютная потеря теплоты через его ограж­дающие стены останется практически такой же, поэтому относительные потери пропорцио­нально возрастают:

(6.25)

Где индекс «н» относится к номинальным зна­чениям величин; потери q5 при D<LDn показа­ны на рис. 6.7 пунктирными линиями.

(6.24)

Потеря с физической теплотой удаляемых шлаков. Потеря теплоты Qe характеризуется тем, что удаляемый из-под топки шлак, имея довольно высокую температуру, уносит опре­деленное количество теплоты, которая переда­ется воде, находящейся в шлаковой ванне, и безвозвратно теряется. Расчет относительной потери, %, ведется по формуле

Qpp

2щл (с01ШИр

(6.26)

Где «шл—1—%н — доля шлакоудаления в то­почной камере; (ct)mn — энтальпия шлака, кДж/кг; Лр — зольность рабочей массы топ­лива, .%.

Потери q6 можно определить по графику (рис. 6.8), где An=A?/QvB—приведенная золь­ность топлива. Потери q$ существенно зависят от способа удаления шлаков из топки (см. гл. 7). При организации твердого шлакоудале­ния доля аШл---0,05-т-0,1, а температура шла­ков составляет 600—700°С и при относительно небольшой зольности топлива потери <7б будут незначительными (рис. 6.8). Учет этих потерь производят только для многозольных топлив, когда приведенная зольность Лп>2,5. В слу­чае жидкого шлакоудаления температура вы­текающего шлака в среднем составляет = 1400-Ы600°С, а доля шлакоудаления также возрастает до ашл=0,15-^-0,3 в однокамерных топках и достигает 0,5—0,7 в топках с циклон­ными предтопками. В этом случае потери q§ учитывают обязательно.

Из анализа тепловых потерь следует, что значение некоторых из них существенно и по-разному зависит от избытка воздуха (q2, qz, <74) • В связи с этим возникает необходи­мость в установлении оптимального избытка воздуха в топке, обеспечивающего минимум суммарных потерь. При этом потери q2 отно­сят к ат, считая присосы по газоходам 2Аа,-= =const. Ha рис. 6.9,а представлен соответст­вующий график потерь g!2+<?'3=f (от) при сжи­гании природного газа и мазута, когда поте­рями <74 можно пренебречь. Как видно, опти-

Расчетные экономические показатели современных паровых котлов большей производительности

Мощность блока, МВт

Маркировка котла по ГОСТ!

Заводская маркировка котла3

Топливо, шлакоудаление

Коэффициент избытка воз­духа

Температура уходящих га­зов, °С

Ч%

Потери тепло

1 і

Чг j <?«

% 95

Кпд

Квтла, %

300

Пп-950/255ГМ

ТГМП-3242

Мазут

1,03

119

4,3

0,5

0,2

0,3

94,7

300

Пп-950/255Ж

ТПП-210А-2

Донецкий АШ, жидкое

1,20

130

5,46

4,0

0,4

0,22

89,92

300

Пп-950/255Ж

ТПП-312

Донецкий ГСШ, жидкое

1,20

136

5,9

1,0

0,3

0,36

92,44

300

Пп- 950/255

П-59

Подмосковный Б2, твердое

1,20

152

7,44

1,0

0,2

0,06

91,3

500

Пп-1650/255

П-57

Экибастузский СС, твердое

1,20

131

5,84

0,5

1,5

0,3

0,11

91,75

500

Пп-1650/255Ж

П-49-2

Назаровский Б2, жидкое

1,20

151

6,82

0,2

0,3

0,17

92,51

800

Пп-2650/255ГМ

ТГМП-204*

Мазут

1,03

127

4,6

0,5

0,2

94,7

800

Пп-2650/255

П-67

Березовский Б2, твердое

1,20

145

6,4

0,5

0,2

92,9

800

Пп-2650/255

ГПП-804

Кузнецкий СС, твердое

1,20

120

4,36

1,0

0,2

94,44

1200

Ш-3950/255ГМ

ТГМП-12022

Мазут

1,03

127

4,6

0,5

---

0,2

94,7

1 Обозначения типоразмеров по ГОСТ приведены в § 1.4. • Для работы под наддувом.

» Цифра 2 в конце обозначения типоразмера означает двухкорпусный котел (П-49-2).

Мальный избыток воздуха в топке в этом случае оказывается близким к акр и всегда несколько меньше акр, поскольку зависимость q2=f(a) в зоне, близкой к а^, более крутая.

При сжигании твердых топлив (рис. 6.9,6) существенное влияние на оптимальный избы­ток воздуха оказывают потери и При этом аошг несколько меньше значения а, соот­ветствующего минимуму

Тепловой баланс парового котла. коэффициент полезного действия

Рис. 6.9. К определению оптимального избытка воздуха в топке по минимуму тепловых потерь. а — при сжигании природного газа и мазута; б — при сжига­нии твердого топлива.

В заключение в табл. 6.2 приведены неко­торые расчетные показатели современных па­ровых котлов, дающие представление об эко­номичности их работы.

Паровые котлы ТЭС

Режимы растопки котла и пуска блока

Рассматриваемые режимы можно разде­лить на три основных этапа: подготовитель­ные операции, собственно растопки котла и повышение нагрузки до заданной. Рассмо­трим их применительно к наиболее современ­ному оборудованию — блочным установкам. В течение …

Классификация парогенераторов аэс и их особенности

В соответствии с тепловой схемой АЭС пар выраба­тывается либо непосредственно в ядерных реакторах кипящего типа, либо в парогеиераторах-теплообменни - ках, в которых осуществляется передача теплоты от теп­лоносителя, поступающего из реактора, …

Парогенераторы с водным теплоносителем

Парогенераторы АЭС с ВВЭР по характеру рабо­чих процессов, протекающих на стороне второго конту­ра, различают двух видов: парогенераторы, в которых рабочая среда — вода кипит в объеме на погруженной в нее …

Как с нами связаться:

Украина:
г.Александрия
тел. +38 05235 7 41 13 Завод
тел./факс +38 05235  77193 Бухгалтерия
+38 067 561 22 71 — гл. менеджер (продажи всего оборудования)
+38 067 2650755 - продажа всего оборудования
+38 050 457 13 30 — Рашид - продажи всего оборудования
e-mail: msd@inbox.ru
msd@msd.com.ua
Скайп: msd-alexandriya

Схема проезда к производственному офису:
Схема проезда к МСД

Представительство МСД в Киеве: 044 228 67 86
Дистрибьютор в Турции
и странам Закавказья
линий по производству ПСВ,
термоблоков и легких бетонов
ооо "Компания Интер Кор" Тбилиси
+995 32 230 87 83
Теймураз Микадзе
+90 536 322 1424 Турция
info@intercor.co
+995(570) 10 87 83

Оперативная связь

Укажите свой телефон или адрес эл. почты — наш менеджер перезвонит Вам в удобное для Вас время.