Курсовая работа

на тему: «Определение КПД котельного агрегата нетто»

Задание на курсовую работу (проект)

1. Определение КПД котельного агрегата брутто
по данным испытаний

Коэффициент полезного действия котельного агрегата брутто определяется по обратному балансу, %.

а) Потери тепла от механического недожога определяются по формуле , %

где
=0,1% – зольность топлива на рабочую массу;

– доля золы топлива в шлаке и провале;

– доля золы топлива в уносе;

Содержание горючих в шлаке;

-содержание горючих в уносе;

Для мазута
;

– располагаемое тепло на 1 кг твердого или жидкого топлива, кДж/кг

Для технических расчетов определяется как
=38799,4+209,34=39008,74 кДж/кг

где
=38799,4 кДж/кг – низшая теплота сгорания топлива

– физическое тепло топлива, кДж/кг,

=2,326*90=209,34 кДж/кг,

где
– теплоемкость топлива

– температура топлива, о С.

=
кДж/кгּК

где
=3,0% – влажность топлива на рабочую массу

– теплоемкость сухой массы топлива, Дж/кгּК.

Теплоемкость мазута при температуре t определяется

при t1,89+0,0053t, кДж/кгּК

при t1,3+0,0112t, кДж/кгּК

Температура подогретого мазута принимается равной

Следовательно, при
,
1,89+0,0053*90=2,367 кДж/кгּК

б) Потери тепла с уходящими газами определяется, %

= %

где = 39008,74 – кДж/кг – располагаемое тепло на 1 кг твердого топлива,

- энтальпия уходящих газов при соответствующем коэффициенте избытка воздуха
и температуре
, кДж/кг,

2620,47 + (1,3167–1)*2321,97 = 3355,84 кДж/кг

Значения = 2620,47 кДж/кг, = 2321,97 кДж/кг

КДж/кг кДж/кг

=1,1667+0,15=1,3167 кДж/кг

где
;

=
– коэффициент избытка воздуха на выходе из топки;

3,0% – содержание кислорода на выходе из топки

=
кДж/кг

в) Потери тепла от химического недожога, %

,
,
- содержание в уходящих газах продуктов неполного сгорания топлива, %

где – объем сухих газов

=14,296–1,408=12,888 м 3 /кг

где - объем дымовых газов

1,563+8,09+1,408+(1,3167–1)*10,214=14,296 м 3 /кг

где
- объем трехатомных газов

0,0186*(83,0+0,375*2,8)=1,563м 3 /кг

где теоретический объем азота

0,79*10,214+0,08*0,3=8,09 м 3 /кг

где
– теоретически необходимый для полного сгорания топлива объем воздуха,

0,0889 (83,0+0,375*2,8)+0,265*10,4–0,0333*0,4=10,214 м 3 /кг

где
– объем водяных паров

1,356+0,016 (1,3167–1)*10,214=1,408 м 3 /кг

где
– теоретический объем водяных паров

0,111*10,4+0,0124*3,0+0,0161*10,214=1,356 м 3 /кг

г) Потери тепла от наружного охлаждения q 5 определяем по рис. 1.

Рис. 1. Потери тепла от наружного охлаждения

1 – котельный агрегат (с хвостовыми поверхностями); 2 – собственно котел (без хвостовых поверхностей).

д) Потери с физическим теплом шлаков для твердого топлива, %

Для мазута

Коэффициент полезного действия котельного агрегата брутто

100 – (5,186+0,596+0,02+0,65+0)=93,548%

2. Определяем часовой расход топлива, подаваемого в топку котельного агрегата, кг/ч

=
кг/ч =3,8 кг/с

где - тепло полезно-использованное в котельном агрегате

160000 (3476,9–924,24)+0,05*160000 (1491,3–924,24)=499155200 кДж/час

где =160000 кг/час – паропроизводительность котельного агрегата

– величина непрерывной продувки, принимаем
;

=1491,3 кДж/кг – энтальпия продувочной воды

=3476,9 кДж/кг-энтальпия перегретого пара

=924,24 кДж/кг – энтальпия питательной воды

Энтальпия перегретого пара i 0 определяется по давлению Р 0 =10 МПа и температуре t 0 =540С

Энтальпия питательной воды определяется по температуре питательной воды =215 о С и давлению
=13 МПа.

Для барабанных котельных агрегатов
=1,3*10=13 МПа

Энтальпия продувочной воды определяется по давлению в барабане
=1,2*10=12 МПа

3. Определение удельного расхода условного топлива на выработанный ГДж (Гкал) тепла

Удельный расход условного топлива на выработанный ГДж (Гкал) тепла определяется по формуле:

где – расход условного топлива, кгут/ч:

где – теплотворная способность топлива, кДж/кг;

– тепло полезно использованное в котельном агрегате, кДж/ч.

4. Температура точки росы определяется по формуле:

где
=
– приведенная сернистость в рабочей массе топлива

- температура, при которой происходит конденсация водяных паров, находящихся в составе дымовых газов, 0 С.

Парциальное давление водяных паров:

=
атм=0,0098 МПа

5. Определение мощности электродвигателя тягодутьевых машин (дутьевого вентилятора и дымососа)

Мощность электродвигателя дутьевого вентилятора и дымососа определяется по формуле, кВт

где = 1,2 – коэффициент запаса мощности;

= 68% – коэффициент полезного действия электродвигателя;

Q – расчетная подача тягодутьевой машины, м 3 /c.

– напор, развиваемый тягодутьевой машиной.

а) Расчетная подача дутьевого вентилятора

1,1*3,799*10,214 (1,1667–0,02+0,03–0,03)
65,87 м 3 /с

где
- коэффициент запаса;

=718*13,6*9,8=95695 Па – барометрическое давление

- расчетный расход топлива

= 3,8 (1–0,01*0,02)=3,799 кг/с

=1,1667 – коэффициент избытка воздуха на выходе из топки;

0,02,
=0,03,
=0,03 – присосы воздуха в газоходах котельного агрегата

Напор дутьевого вентилятора
1,6кПа

=

б) Расчетная подача дымососа

где = 1,1 – коэффициент запаса;

- коэффициент избытка воздуха за дымососом

Для мазута

- температура дымовых газов за дымососом

Для мазута

Напор дымососа
1,4кПа

=
238,3 кВт

6. Определяем мощность электродвигателя питательного насоса

Расчетная подача питательного насоса

=1,2*0,053 м 3 /с

где =44,44 – паропроизводительность котельного агрегата

1,2 – коэффициент запаса по производительности котельного агрегата

ρ – плотность воды, кг/м 3 ,
=833,33 кг/
; =0,0012/кг

Мощность электродвигателя питательного насоса, КВт:

=
=861,25 КВт

где

=13 МПа. – напор питательного насоса.

7. КПД котельного агрегата нетто
, который учитывает затраты электроэнергии на собственные нужды определяется по формуле:

=
%

где В=3,8 кг/с=13,68 т/ч – расход топлива

Q 1 =138654,2 Дж/с – тепло полезно использованное в котельном агрегате

W сн – расход электроэнергии на собственный нужды в котельном цехе

W сн = N дв + N дс + N пн + W р + W пл +W зу = 186+238,3+861,25=1285,55 кВт

где N дв =186 кВт – мощность дутьевого вентилятора;

N дс =238,3 кВт – мощность дымососа;

N пн =861,25 кВт – мощность питательного насоса;

8. Определим на сколько не точно определен расход топлива, подаваемого в топку котельного агрегата, если термопара показывает температуру острого пара (t o ) за котлом на 10 0 С выше

По условию задания изменим температуру острого пара:), точки измерения давления (Р), разряжения (S), отбора проб топлива (ОПТ), уноса (ОПУ), золы (ОПЗ) и т.д. и т.п.

Рис. 2. Типовая схема размещения точек измерений при балансовых испытаниях барабанного газомазутного котла:

Q рц – расход газообразных продуктов сгорания на рециркуляцию; G np – расход продувочной воды, С с – солесодержание питательной, котловой воды и насыщенного пара; К ф – калорифер; ДРГ – дымосос рециркуляции газов; t в, t пв, t п, t вп – температура воздуха, питательной воды, пара, воды на впрыск; υ – температура газообразных продуктов сгорания; р – давление; s – разряжение; Q – расход воздуха; G пв, G вп, D п – расходы питательной воды, воды на впрыск и свежего пара; R x – анализ газов; ОПТ, ОПУ – отборы проб топлива, уноса; Э сн – расход электроэнергии на собственные нужды; Д – дымосос; ДВ – дутьевой вентилятор.

Список литературы

Трембовля В.И., Фигнер Е.Я., Авдеева А.А. Тепломеханические испытания котельных установок. – М.: Энергия, 1991. -416 с.

Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод / Под. ред. А.В. Кузнецова и др. – М.: Энергия, 1973. – 296 с.

Парилов В.А., Ушаков С.Г. Испытания и наладка паровых котлов. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 320 с.

Кемельман Д.Н., Эскин Н.Б. Наладка котельных установок. Справочник. – М.: Энергоатомиздат. 1989. -320 с.

Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций./ Под. ред. А.М. Леонкова, Б.В. Яковлева. – Минск, Беларусь, 1974. – 368 с.

1. Перевод на природный газ котла ДКВР 20/13 котельной Речицкого пивзавода

   Дипломная работа >> Физика

   Теплового баланса котельного агрегата служит для определения часового расхода топлива на котельный агрегат . В настоящем разделе... и т. п. К экономическим показателям работы котельной установки относятся КПД брутто и нетто , удельный расход условного топлива...

2. Общая энергетика. Энергетические ресурсы земли и их использование

   Книга >> Промышленность, производство

   Ее под определенным давлением (см. т.4 на рис. 2.1) в нагревательные трубы котельного агрегата КА. В... расхода на собственные нужды) и КПД КЭС нетто (с учётом расходов на собственные... турбиной, МПа 4,32 5,88 6,46 КПД (нетто ), % 29,7 31,7 31,3 Реакторы с...

3. Индивидуальное задание по изучению оборудования и процессов теплоэнергетических установок

   Реферат >> Физика

   Работающего на неперегретом паре. 2. Определение КПД котла Мгновенный КПД котла – это соотношение полезной... степень его технического совершенства, а КПД -нетто - коммерческую экономичность. Для котельного агрегата

Теплоэлектроцентраль вырабатывала электроэнергии Э выр =56∙10 10 кДж/год и отпустила тепла внешним потребителям Q отп =5,48∙10 11 кДж/год. Определить удельные расходы условного топлива на выработку 1 МДж электроэнергии и 1 МДж тепла, если расход пара из котла Д=77,4∙10кг/год, испарительность топлива Н=8,6 кг/кг, КПД котельной установки η ку =0,885 и тепловой эквивалент сжигаемого топлива Э=0,88.

Определить расход пара на конденсационную турбину, без учета расхода пара в регенеративные отборы, если электрическая мощность Nэ=100 МВт, начальные параметры Р 1 =13 МПа, t 1 =540 °С, конечное давление Р 2 =0,005 МПа, степень сухости в конце политропного процесса расширения пара в турбине х=0,9 и η эм =0,98.

На сколько процентов увеличится термический КПД регенеративного цикла, если температура воды после ПВД поддет повышена с 200 °С до260°С? Начальные параметры пара за котлом Р 0 =14МПа, t 0 =540. Энтальпия пара в конденсаторе h к =2350 кДж/кг. Давление, создаваемое питательными насосами, Р пн =18 МПа.

Для турбины мощностью Р э =1200 МВт приняты параметры пара Р 0 =30 МПа, t 0 =650°С, Р к =5,5кПа. Турбинная установка проектируется с двумя промежуточными перегревателями до t пп =565°С. Температура питательной воды t пв =280°С. Частота вращения турбоагрегата n=50 1/с. Оценив КПД и выбрав давление пара на линиях промежуточного перегрева, построить процесс расширения пара в h,s диаграмме. Определить КПД турбоустановки с учетом регенеративного подогрева питательной воды, приняв, что число подогревателей z=10. Определить расходы пара через турбину G 1 и в конденсаторе G к.

Определить удельный расход теплоты на выработку 1 МДж электроэнергии (для условного топлива) для КЭС с тремя турбогенераторами мощностью N=75*10 3 кВт, Каждый с коэффициентом использования установленной мощности k н =0,64, если станция израсходовала В= 670*10 6 кг/ггод каменного угля с низшей теплотой сгорания Q н р =20500 кДж/кг.

Теплоэлектроцентраль израсходовала В тэц =92*10 6 кг/год каменного угля с низшей теплотой сгорания Q н р =27500 кДж/кг, выработав при этом электроэнергии Эвыр=64*10 10 кДж/год и отпустив тепла внешним потребителям Q отп =4,55*10 11 кДж/год. Определить КПД ТЭЦ брутто и нетто по выработке электроэнергии и тепла, если расход на собственные нужды 6% от выработанной энергии, КПД котельной установки η ку =0,87 и расход топлива на выработку электроэнергии для собственных нужд В сн =4,5*10 6 кг/год.

Определить выработку э/э на базе внешнего теплового потребления для турбина ПТ за сутки, если начальные параметры пара Р 0 = 13МПа, t 0 =540°С. Расход пара в промышленный отбор Д п =100т/ч с энтальпией 3000 кДж/кг. Расход пара в теплофикационный отбор 80 т/ч с энтальпией 2680 кДж/кг. Электромеханический КПД η эм =0,97.

При испытании конденсационной турбины малой мощности, работающей без отборов пара были измерены мощность на зажимах генератора Р э = 3940 кВт, расход пара G=4,65 кг/с, параметры свежего пара р к =4,5 кПа. Чему равны удельные расходы пара d э и теплоты q э, электрические КПД: относительный (турбоагрегата) η ол и абсолютный(турбоустановки) η э?

Определить теоретический (термический) КПД паротурбинных циклов при следующих параметрах пара:

1. р 0 =9,0 МПа, t 0 =520°С,p к =5,0 кПа;

2. р 0 =3,0 МПа, сухой насыщенный пар,p к =5,0 кПа;

3. р 0 =13,0 МПа, t 0 =540°С,с промежуточным перегревом пара при р п.п =2,5 МПа; до t пп =540°С;p к =5,0 кПа;

4. р 0 =6,0 МПа, сухой насыщенный пар с внешней сепарацией и промежуточным перегревом свежим паром при рразд=1,0 МПа; до t пп =260°С;p к =5,0 кПа;

Определить, на сколько увеличится термический КПД в результате понижения конечного давления. Начальные параметры пара р 0 =13 МПа, t 0 =540 °С, давление отработавшего пара Р к =0,1 МПа. В результате понижения давления располагаемый перепад тепла увеличился на 200 кДж/кг. Найти так же новое значение конечного давления.

Конденсационная эл.станция работает при начальных параметрах пара перед турбинами Р 0 =8,8 МПа, t 0 =535°С и давлением пара в конденсаторе Р к = 4*103 Па. Определить на сколько повысится КПД станции брутто (без учета работы питательных насосов) с увеличением начальных параметров пара до Р0=10 МПа и t0=560°С, если известно КПД котельной установки η ку =0,9 ; η тр =0,97; η о i =0,84; η м =0,98; ηг=0,98.

Определить термический КПД регенеративного цикла, если началны параметры пара Р 0 =14 МПа, t 0 =570°С, температура питательной воды t пв =235°С. Давление, создаваемое питательным насосом Р пн =18 МПа. Давление в конденсаторе Р к = 0,005 МПа. Относительный внутренний КПД η о i =0,8.

Определить термический КПД цикла Ренкина при нор­мальных параметрах р о =12,7 МПа, t o =56O°C и давлении в конденса­торе р к =3,4 кПа.

Определить внутренний абсолютный КПД турбоустановки, работающей по циклу Ренкина, при начальных параметрах 8,8 МПа, 500 °С и р к =3,4 кПа. Принять io =0,8.

ЗАДАНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЬНЫХ РАБОТ

Каждый учащийся выполняет вариант контрольной работы в завимости от последней цифры присвоенного ему шифра в соответствии с таблицей.

Работа, выполненная не по своему варианту.

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

Для выполнения контрольной работы необходимо сначала прорабо­тать соответствующий материал предмета по учебнику, разобрать реше­ние типовых задач и примеров по данному разделу, а также проверить свои знания, проработав вопросы и задачи для самоконтроля, имеющие­ся по каждой теме предмета в методических указаниях.

При выполнении контрольной работы необходимо соблюдать следующие требования:

В контрольную работу обязательно выписывать контрольные вопросы и условия задач.

Решение задач сопровождать краткими пояснениями и, по воз­можности, графиками и схемами. В пояснениях указывать, какая величина определяется и по какой формуле, какие величины подставляются в формулу и откуда они берутся(из условий задачи, из справочника, определены ранее и т.д.).

Вычисления должны даваться в подробном развернутом виде.

Решение задач должно выполняться только в единицах СИ. При всех исходных и вычисленных величинах обязательно должны называться единицы измерения.

Вычисления производить с точностью до третьего знака.

Ответы на контрольные вопросы надо давать сжато, конкретно, объясняя выводы и обосновывая их схемами и графиками.

В тетради должны быть оставлены поля, а также свободное место после каждого ответа на вопрос или решения задачи для замечаний, а в конце работы - место для рецензии.

В конце работы необходимо привести список литературы, которым пользовались при выполнении контрольных работ, с обязательным указанием года издания учебника.

Вариант I

Контрольная работа 1

1.Каковы основные направления развития энергетики Казахстана?

2.Принципиальная тепловая схема ТЭЦ при отпуске тепла с техно­логическим паром отопительной нагрузкой.

3. Задача I (см. табл.1).

4. Задача:2 (см. табл.2).

Контрольная работа 2

1. Требования, предъявляемые к размещению зданий и сооружений на площадке ТЭС.

2. Оборотная система водоснабжения. Достоинства и недостатки таких схем.

3. Задача 3 (см.табл.3).

4. Задача 4 (см.табл.4).

Вариант 2

Контрольная работа I

1. Технологическая схема ТЭС на твердом топливе. Назначение и краткая характеристика технологического оборудования ТЭС.

2. Схемы включения питательных насосов. Дать сравнительную ха­рактеристику электропривода и турбопривода питательных насосов.

3.Задача I (см.табл.1).

4.Задача 2 (см.табл.2).

Контрольная работа 2

1. Каковы пути повышения экономичности современных ТЭС?

2. Энергетическая сущность коэффициента недовыработки мощности паром отбора.

3. Задача 3 (см.табл.3).

4. Задача 4 (см.табл.4).

Вариант 3

Контрольная работа I

1. Какие механизмы относятся к наиболее ответственным меха­низмам собственных нужд? Почему с повышением начальных параметров пара расход электроэнергии на собственные нужды увеличивается?

2.Теплофикационная установка для подогрева сетевой воды на ТЭЦ и ее оборудование.

3. Задача I (см.табл.1).

4. Задача 2 (см.табл.2).

Контрольная работа 2

1.Перечислить и описать существующие типы компоновок главного корпуса электростанции.

2. Какие компоненты органического топлива при его сжигании приводят
к образованию токсичных веществ?

3.Задача 3 (см.табл.3).

4.Задача 4 (см.табл.4).

Вариант 4

Контрольная работа I

1.Какие типы регенеративных подогревателей вы знаете? Каковы их конструктивные особенности? В чем отличие смешивающих подогревателей от поверхностных, какой из этих типов обеспечивает более высокую тепловую экономичность цикла и почему?

2. В каком виде находится сера в твердом и жидком топливе? Какой вид органического топлива экологически самый чистый? Почему?

3. Задача 1(см.табл.1).

4. Задача 2(см.табл.2).

Контрольная работа 2

1. Каковы основные типы охладительных оборотных систем водоснабжения? Каковы преимущества и недостатки каждой из них?

2. В чем заключается принцип действия ПГУ?

3. Задача 3 (см.табл.3).

4. Задача 4 (см.табл.4).

Вариант 5

Контрольная работа I

I. Какие виды деаэрации питательной воды на станциях вы знаете, в чем сущность термической деаэрации воды? Конструкции колонок тер­мических деаэраторов. Схемы включения деаэраторов повышенного дав­ления в тепловую схему станции.

2. Схемы отвода дренажей регенеративных подогревателей.

3. Задача 1 (см.табл.1)

4. Задача 2 (см.табл.2).

Контрольная работа 2

1.От каких факторов зависит связывание диоксида серы в уходящих
газах котлов?

2. Назначение и состав испарительной установки ТЭС. Конструк­ция испарителя.

3. Задача 3 (см.табл.3).

4. Задача 4 (см.табл.4).

Вариант 6

Контрольная работа 1

1.Какие потери пара и конденсата на ТЭС существуют? Способы восполнения потерь пара и конденсата на КЭС и ТЭЦ.

2.Блочная схема КЭС. Требования, предъявляемые к маневреннос­ти блоков.

3. Задача I (см.табл.1).

4. Задача 2 (см.табл.2).

Контрольная работа. 2

1.Влияние начального давления пара на тепловую экономичность станции.

2.Основные типы станций, использующих возобновляемые энерге­тические ресурсы.

3. Задача 3 (см.табл.3).

4. Задача 4 (см.табл.4).

Вариант 7

Контрольная работа 1

1.Какие виды потребителей электрической энергии вы знаете и каково их влияние на график электрической нагрузки? Какие методы используются для покрытия провалов нагрузки в энергетике?

2.Влияние конечного давления на тепловую экономичность станции.

3. Задача I (см.табл.1).

4. Задача 2 (см.табл.2).

Контрольная работа 2

1. Что называется генеральным планом тепловой электростанции? Основные требования, предъявляемые к компоновке генплана ТЭС.

2. Что такое локальное и глобальное загрязнение атмосферного воздуха?

Какие деревья наиболее чувствительны к SO 2 ? Что такое ПДК?

3. Задача 3 (см.табл.3).

4. Задача 4 (см.табл.4).

Вариант 8

Контрольная работа 1

1.Назвать условия, соблюдение которых обеспечит экономию топлива при повышении начальных параметров пара. Чем определяются технические пределы повышения начальных параметров пара?

2.Каковы основные принципы конструирования ПВД и ПНД? Основные схемы возврата дренажей ПНД и ПВД в цикл.

3. Задача 1 (см.табл.1).

4. Задача 2 (см..табл.2).

Контрольная работа 2

1. В чем состоят особенности компоновок машинного и котельного делений блочных ТЭС?

2.Каковы основные технико-экономические показатели тепловых
электростанций?

3. Задача 3 (см.табл.3).

4. Задача 4 (см.табл.4).

Вариант 9

Контрольная работа 1

1.Как влияет применение промперегрева пара на величину начального давления пара, термического КПД цикла? Принципиальные схемы установок с промежуточным перегревом пара.

2.Принцип вакуумной деаэрации.

3. Задача I (см.табл.1).

4. Задача 2 (см.табл.2).

Контрольная работа 2

1. Как классифицируются золоулавливающие установки? Каковы их КПД?

2. Станционные трубопроводы. Требования, предъявляемые к тру­бопроводам электростанции.

3. Задача 3 (см.табл.3).

4. Задача 4 (см.табл.4).

Вариант 10

Контрольная работа 1

1. Регенеративный подогрев как способ повышения тепловой эко­номичности ТЭС. Оптимальная температура подогрева питательной воды

2. Каковы назначение системы технического водоснабжения и ее основные потребители? Какие существуют системы водоснабжения?

3. Задача I (см.табл.1).

4. Задача 2 (см.табл.2).

Контрольная работа_2

1. Какие помещения входят в состав главного корпуса ТЭС?

2.Каковы особенности нагрева сетевой воды на ТЭЦ с турбинами типа "Т" и "ПТ" ?

3. Задача 3 (см.табл.3).

4. Задача 4 (см.табл.4).

Тепловой баланс парового котла. КПД котла

Общее уравнение теплового баланса котельного агрегата

Соотношение, связывающее приход и расход теплоты в теплогенераторе, составляет его тепловой баланс. Целями составления теплового баланса котельного агрегата является определение всех приходных и расходных статей баланса; расчёт КПД котельного агрегата, анализ расходных статей баланса с целью установления причин ухудшения работы котельного агрегата.

В котельном агрегате при сжигании топлива происходит преобразование химической энергии топлива в тепловую энергию продуктов сгорания. Выделившаяся теплота топлива расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре или горячей воде, и на покрытие тепловых потерь.

В соответствии с законом сохранения энергии между приходом и расходом теплоты в котельном агрегате должно существовать равенство, т. е.

Для котельных установок тепловой баланс составляют на 1кг твёрдого или жидкого топлива или 1м 3 газа, находящегося при нормальных условиях (). Статьи прихода и расхода в уравнении теплового баланса имеют размерность МДж/м 3 для газообразного и МДж/кг для твёрдого и жидкого топлива.

Поступившая в котельный агрегат теплота от сжигания топлива называется также располагаемой теплотой, её обозначают .В общем случае приходная часть теплового баланса записывается в виде:

где низшая теплота сгорания твёрдого или жидкого топлива на рабочую массу, МДж/кг;

Низшая теплота сгорания газообразного топлива на сухую массу, МДж/м 3 ;

Физическая теплота топлива;

Физическая теплота воздуха;

Теплота, вносимая в топку котла с паром.

Рассмотрим составляющие приходной части теплового баланса. В расчётах принимается низшая рабочая теплота сгорания в том случае, если температура продуктов сгорания, покидающих котёл, выше температуры конденсации водяного пара (обычно t г = 110…120 0 С). При охлаждении же продуктов сгорания до температуры, при которой на поверхности нагрева возможна конденсация водяных паров, расчёты следует выполнять с учётом высшей теплоты сгорания топлива

Физическая теплота топлива равна:

где с т – удельная теплоёмкость топлива, для мазута и для газа;

t т – температура топлива, 0 С.

При поступлении в котёл твёрдое топливо имеет обычно малую температуру, приближающуюся к нулю, поэтому Q ф.т. невелика по значению, и ей можно пренебречь.

Мазут (жидкое топливо) для снижения вязкости и улучшения распыления поступает в топку подогретым до температуры 80…120 0 С, поэтому его физическая теплота учитывается при выполнении расчётов. При этом теплоёмкость мазута может быть определена по формуле:

Учёт Q ф.т. проводится только при сжигании газообразного топлива с низкой теплотой сгорания (например, доменного газа) при условии его подогрева (до 200…300 0 С). При сжигании газообразного топлива с высокой теплотой сгорания (например, природного газа) имеет место, повышенное соотношение массы воздуха и газа (примерно 10 1). В этом случае топливо – газ обычно не подогревают.

Физическая теплота воздуха Q ф.в. учитывается лишь при подогреве его вне котла за счёт постороннего источника (например, в паровом калорифере или в автономном подогревателе при сжигании в нём дополнительного топлива). В этом случае теплота, внесённая воздухом равна:

где отношение количества воздуха на входе в котёл (воздухоподогреватель) к теоретически необходимому;

Энтальпия теоретически необходимого подогретого перед воздушным подогревателем воздуха, :

,

здесь температура подогретого воздуха перед воздухоподогревателем котельного агрегата, 0 С;

Энтальпия теоретически необходимого холодного воздуха, :

Теплота, вносимая в топку котла с паром при паровом распылении мазута учитывается в виде формулы:

где G п – расход пара, кг на 1 кг топлива (при паровом распыливании мазута G п = 0,3…0,35 кг/кг);

h п – энтальпия пара, МДж/кг;

2,51 –примерное значение энтальпии водяного пара в продуктах сгорания, покидающих котельный агрегат, МДж/кг.

При отсутствии подогрева топлива и воздуха от посторонних источников располагаемая теплота будет равна:

Расходная часть теплового баланса включает в себя полезно используемую теплоту Q пол в котельном агрегате, т.е. теплоту, затраченную на выработку пара (или горячей воды), и разные тепловые потери , т.е.

где Q у.г. – потери теплоты с уходящими газами;

Q х.н. , Q м.н. – потери теплоты от химической и механической неполноты сгорания топлива;

Q н.о. – потери теплоты от наружного охлаждения внешних ограждений котла;

Q ф.ш. – потеря с физической теплотой шлаков;

Q акк. – расход (знак «+») и приход (знак «-») теплоты, связанный с неустановившимся тепловым режимом работы котла. При установившемся тепловом состоянии Q акк. = 0.

Итак общее уравнение теплового баланса котельного агрегата при установившемся тепловом режиме можно записать в виде:

Если обе части представленного уравнения разделить на и умножить на 100%, то получим:

где слагаемые расходной части теплового баланса, %.

3.1 Потери теплоты с уходящими газами

Потеря теплоты с уходящими газами возникает из-за того, что физическая теплота (энтальпия) газов покидающих котёл при температуре t у.г. , превышает физическую теплоту поступающих в котёл воздуха α у.г. и топлива с т t т. Разница между энтальпией уходящих газов и теплотой, поступившей в котёл с воздухом из окружающей среды α у.г. , представляет собой потерю теплоты с уходящими газами, МДж/кг или (МДж/м 3):

.

Потеря теплоты с уходящими газами занимает обычно основное место среди тепловых потерь котла, составляя 5…12% располагаемой теплоты топлива. Эти потери теплоты зависят от температуры, объёма и состава продуктов сгорания, которые, в свою очередь, зависит от балластных составляющих топлива:

Отношение , характеризующее качество топлива, показывает относительный выход газообразных продуктов сгорания (при α = 1) на единицу теплоты сгорания топлива и зависит от содержания в нём балластных составляющих (влаги W р и золы А р для твердого и жидкого топлива, азота N 2 , диоксида углерода СО 2 и кислорода О 2 для газообразного топлива). С увеличением содержания в топливе балластных составляющих, и, следовательно, , потеря теплоты с уходящими газами соответственно возрастает.

Одним из возможных направлений снижения потери теплоты с уходящими газами является уменьшение коэффициента избытка воздуха в уходящих газах α у.г, который зависит от коэффициента расхода воздуха в топке и балластного воздуха, присосанного в газоходы котла, находящиеся обычно под разряжением:

Возможность уменьшения α , зависит от вида топлива, способа его сжигания, типа горелок и толочного устройства. При благоприятных условиях смешения топлива и воздуха избыток воздуха , необходимый для горения, может быть уменьшен. При сжигании газообразного топлива коэффициент избытка воздуха принимают 1,1, при сжигании мазута =1,1…1,15.

Присосы воздуха по газовому тракту котла в пределе могут быть сведены нулю. Однако полное уплотнение мест прохода труб через обмуровку, уплотнение лючков и гляделок затруднено и практически =0,15..0,3.

Балластный воздух в продуктах сгорания помимо увеличения потери теплоты Q у.г. приводит также к дополнительным затратам электроэнергии на дымосос.

Другим важнейшим фактором, влияющим на величину Q у.г., является температура уходящих газов t у.г. . Её снижение достигается установкой в хвостовой части котла теплоиспользующих элементов (экономайзера, воздушного подогревателя). Чем ниже температура уходящих газов и, соответственно, меньше разность температур между газами и нагреваемым рабочим телом (например, воздухом), тем большая площадь поверхности нагрева требуется для охлаждения продуктов сгорания.

Повышение же температуры уходящих газов приводит к увеличению потери с Q у.г. и, следовательно, к дополнительным затратам топлива на выработку одного и того же количества пара или горячей воды. В связи с этим оптимальная температура t у.г. определяется на основе технико-экономических расчётов при сопоставлении готовых капитальных затрат на сооружение поверхности нагрева и затрат на топливо (рис.3.).

Кроме того, при работе котла поверхности нагрева могут загрязняться сажей и золой топлива. Это приводит к ухудшению теплообмена продуктов сгорания с поверхностью нагрева. При этом для сохранения заданной паропроизводительности приходится идти на увеличение расхода топлива. Занос поверхностей нагрева приводит также к увеличению сопротивления газового тракта котла. В связи с этим для обеспечения нормальной эксплуатации агрегата требуется систематическая очистка его поверхностей нагрева.

3.2Потери теплоты от химической неполноты сгорания

Потеря теплоты от химической неполноты сгорания (химический недожог) возникает при неполном сгорании топлива в пределах топочной камеры и появления в продуктах сгорания горючих газообразных составляющих – СО, H 2 , СH 4 , C m H n и др. догорание же этих горючих газов за пределами топки практически невозможно из-за относительно низкой их температуры.

Причинами появления химической неполноты сгорания могут быть:

· общий недостаток количества воздуха;

· плохое смесеобразование, особенно на начальных стадиях горения топлива;

· низкая температура в топочной камере, особенно в зоне догорания топлива;

· недостаточное время пребывания топлива в пределах топочной камеры, в течении которого химическая реакция горения не может завершиться полностью.

При достаточном для полного сгорания топлива количестве воздуха и хорошем смесеобразовании потери зависят от объёмной плотности тепловыделения в топке, МВт/м 3:

Где В – расход топлива, кг/с;

V т – объём топки, м 3 .

Рис. 14.9 Зависимость потери теплоты от химической неполноты сгорания q х.н , %, от объемной плотности тепловыделения в топке q v , МВт/м 3 .

Характер зависимости представлен на рис.4. . В области низких значений (левая часть кривой), т.е. при малых расходах топлива В, потери увеличиваются в связи со снижением температурного уровня в топочной камере. Увеличение объёмной плотности тепловыделения (с увеличением расхода топлива) приводит к повышению температурного уровня в топке и снижению

Однако по достижении определённого уровня при дальнейшем увеличении расхода топлива (правая часть кривой) потери вновь начинают возрастать, что связано с уменьшением времени пребывания газов в объёме топки и невозможностью в связи с этим завершения реакции горения.

Оптимальное значение , при котором потери минимальны, зависит от вида топлива, способа его сжигания и конструкции топки. Для современных топочных устройств потеря теплоты от химической неполноты сгорания составляет 0…2% при .

При обработке материалов испытания котельной установки потерю теплоты от химической неполноты сгорания определяют по формуле:

Коэффициент полезного действия котельного агрегата

Коэффициентом полезного действия котельного агрегата называют отношение полезной теплоты, израсходованной на выработку пара (или горячей воды), к располагаемой теплоте котельного агрегата. Однако не вся полезная теплота, выработанная котельным агрегатом, направляется потребителям, часть теплоты расходуется на собственные нужды. С учётом этого различают КПД котельного агрегата по выработанной теплоте (КПД – брутто) и по отпущенной теплоте (КПД – нетто).

По разности выработанной и отпущенной теплот определяется расход на собственные нужды. На собственные нужды расходуется не только теплота, но и электрическая энергия (например, на привод дымососа, вентилятора, питательных насосов, механизмов топливоподачи), т.е. расход на собственные нужды включает в себя расход всех видов энергии, затраченных на производство пара или горячей воды.

Итак, КПД – брутто котельного агрегата характеризует степень его технического совершенства, а КПД – нетто – коммерческую экономичность.

КПД – брутто котельного агрегата можно определить или по уравнению прямого баланса или по уравнению обратного баланса.

По уравнению прямого баланса:

Например, при производстве водяного пара полезно используемая теплота равна (см. 2 вопрос ) :

Тогда

Из представленного выражения можно получить формулу для определения необходимого расхода топлива, кг/с (м 3 /с):

По уравнению обратного баланса:

Определение КПД – брутто по уравнению прямого баланса проводят преимущественно при отчётности за отдельный период (декада, месяц), а по уравнению обратного баланса – при испытании котельных агрегатов. Вычисление КПД по обратному балансу значительно точнее, так как погрешности при измерении потерь теплоты меньше, чем при определении расхода топлива.

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.

Для определения к.п.д. нетто котлоагрегата необходимо подсчитать расход электроэнергии (привод дымосов, дутьевых и мельничных вентиляторов, мельниц, вентиляторов рециркуляции дымовых газов, питателей пыли и сырого угля) и тепла (на обдувку, распыливание мазута, с продувочной водой и на собственные нужды).

Мощность, потребляемая электродвигателем, подсчитывается по замерам силы тока и напряжения, с учётом косинуса 

где I - сила тока, а; V - напряжение, в; Cos  - принимают равным 0,85. Суммарная мощность
, расходуемая электродвигателями всех вспомогательных агрегатов на собственные нужды равна:

где
- мощность, затрачиваемая на привод соответственно дымососов, дутьевых вентиляторов и вентиляторов рециркуляции дымовых газов.

Расход тепла на собственные нужды самого котла могут быть незначительными, тогда общий расход энергии на собственные нужды в % от располагаемого тепла топлива будет составлять:

 сн =
, % (11)

Таким образом, КПД нетто котла равен:

 нетто = бр - сн, % (12)

8 Определение кпд брутто котла методом

обратного баланса.

Определение КПД брутто методом обратного баланса производится косвенным путем и основывается на измерении тепловых потерь парового или водогрейного котла. При этом составление теплового баланса котла заключается в установлении равенства между располагаемым теплом топлива и полезно использованным теплом плюс сумма тепловых потерь.

Уравнение теплового баланса, отнесенное к единице количества топлива, имеет вид:

если располагаемое тепло принято за 100%, то

Отсюда к.п.д. котла по методу обратного баланса находится как разность

где q 1 – полезно использованное тепло, отнесенное к располагаемому теплу и представляющее собой к.п.д. брутто, %; q 2 – потери тепла с уходящими газами, %; q 3 – потери тепла с химической неполнотой сгорания топлива, %; q 4 – потери тепла с механическим недожогом, %; q 5 – потери тепла в окружающую среду с ограждающей поверхности котла, %; q 6 – потери тепла с физическим теплом шлаков, %.

При одинаковой точности замеров, метод обратного баланса обеспечит большую точность в определении к.п.д. по сравнению с методом прямого баланса. По этому метод обратного баланса используется как основной при балансовых испытаниях как паровых, так и водогрейных котлов.

При этом требуются следующие дополнительные измерения:

температуры уходящих газов ( ух, 0 С);

газового анализа уходящих газов (RO 2 = CO 2 + SO 2 ; О 2 , %).

Так как эти величины были определены ранее и занесены в таблицу, то можно продолжать обработку результатов испытания для определения к.п.д. котла методом обратного баланса.