Энергетическое топливо и паровые котлы

2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ТОПЛИВО И ПАРОВЫЕ КОТЛЫ ................. 2 2.1 Состав и характеристики топлива .......................................................... 2 2.2. Расчет объемов и энтальпии воздуха и продуктов сгорания топлива ................................................................................................................ 5 2.3. Паровые котлы ......................................................................................... 10 2.4. Тепловой баланс и коэффициент полезного действия котла .......... 12 2.5. Схемы барабанного и прямоточного котлов ...................................... 16 2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ТОПЛИВО И ПАРОВЫЕ КОТЛЫ 2.1 Состав и характеристики топлива Вещество, способное вступать в реакцию с кислородом воздуха и служащее для получения теплоты, называется топливом. Выделившаяся в результате реакции теплота передается рабочему телу (воде и пару), циркулирующему в цикле паротурбинной установки. Органическое топливо по агрегатному состоянию разделяется на твердое (уголь, торф, горючие сланцы), жидкое (мазут, бензин) и газообразное (природный и искусственный газы). Элементарный состав топлива представляет собой условную сумму химических элементов, образующих топливо. Элементарный состав твердого и жидкого топлива, поступающего на электростанцию, записывается в виде суммы масс химических элементов и называется составом рабочей массы C p + H p + Sрл + O p + N p + A p + W p = 100 %. В этом составе выделяется горючая часть − совокупность химических элементов, взаимодействующих с кислородом и выделяющих в результате реакций горения большое количество теплоты. Горючая часть рабочей массы включает в себя углерод C p , водород р H p и летучую серу Sл . Сера S может присутствовать в топливе в трех виp дах: органическая S0p , колчеданная Sкр и сульфатная Scp . Сульфатная сера не участвует в реакции горения. Сумму Sop + Sкр = Sрл называют летучей серой. Остальные элементы в составе образуют негорючую часть, или балласт топлива. В балласт входят кислород O р , азот N p , минеральные соединения (зольность) А р , влага W p . Различают также сухую и горючую массу твердого топлива. Состав топлива на сухую массу записывается в виде 2 C с + H с + Sсл + O с + N с + A с = 100 %, а на горючую массу − в виде C г + H г + Sгл + O г + N г = 100 %. Пересчет компонентов состава топлива из одной массы в другую проводится по формулам вида: Cc = Cр  100 ; 100 − W р Cг = Ср  100 100 с = С  . 100 − A р + W р 100 − А с ( ) Сера является вредной примесью, выделяет при сгорании мало теплоты и в то же время при эксплуатации паровых котлов вызывает коррозию оборудования, загрязняет воздушный бассейн выбросами SO2 через дымовые трубы электростанций. Состав газообразного топлива может быть представлен в виде суммы долей объема компонентов: CH4 + CnHm + H2 + H2S + CO + O2 + N2 + CO2 = 100 %. В этом составе содержание компонентов выражено в % по объ- ему. Например, CH4 = 93,2 % означает, что в 1 нм3 газообразного топлива содержится 0,932 нм3 метана. Количество теплоты, которое может быть выделено при полном сгорании единицы массы или объема топлива, называется теплотой сгорания. р р Теплота сгорания различается на высшую Qв и низшую Qн (на рабочую массу). Высшая теплота определяется количеством теплоты, полученной при сгорании 1 кг твердого (жидкого) или 1 нм3 газообразного топлива (при температуре 0 С и давлении 1,013 бар) и конденсации водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. Низшая теплота не включает в себя теплоту конденсации водяных паров. Для твердого и жидкого топлива низшая теплота сгорания в кДж/кг рассчитывается по формуле Д. И. Менделеева р p Qср = 338 C + 1025 H − 108,5( O − Sрл ) − 25 W . p p 3 Для газообразного топлива теплоту сгорания в кДж/м3 определяют в расчете на сухую массу Qнс = 108H 2 + 126CO + 234H 2S + 358CH 4 + 591C 2 H 4 + 638C 2 H 6 + + 860C3 H 6 + 913C3 H 8 + 1135C 4 H 8 + +1187C 4 H10 + 1461C5 H12 + 1403C 6 H 6 , где H2, СО, Н2S… − объемное содержание соответствующего компонента в 1 м3 газовой смеси, %; цифры перед Н2, СО и другими компонентами – теплота сгорания каждого компонента смеси, уменьшенная в 100 раз, кДж/м3. Для сопоставления экономичности работы энергетических установок, использующих различные виды топлива, применяется понятие условное ( ) топливо, теплота сгорания которого принята Qнр усл = 29,3 МДж/кг. Перер счет расхода В, кг/с, используемого топлива с теплотой сгорания Qн , кДж/кг, на условное топливо производится по формуле Вусл = В Qнр / (Qнр ) усл = В Qнр / 29300, где Вусл − расход условного топлива, кг/с. Важным показателем в характеристике твердого и жидкого топлива является выход летучих веществ, представляющих собой смесь горючих и негорючих газов, которые выделяются из массы топлива при его нагревании от 110 до 1100 С. Уменьшение массы пробы топлива при нагревании без доступа воздуха, за вычетом содержащейся в топливе влаги, отнесенное к горючей массе топлива (масса пробы 1 г, температура нагревания 850 С, время нагрева 7 мин), характеризует величину выхода летучих V г. Чем больше выход летучих веществ, тем ниже температура воспламенения топлива и легче его зажигание. Выход летучих зависит в основном от возраста топлива и условий его формирования. Так, выход летучих у торфа, имеющего самый молодой 4 возраст, составляет 70 %, бурого угля − 46...50, каменного угля − 25...40, а у антрацита − 3...4 %. Твердый остаток топлива после выхода летучих веществ называется коксом. Коксовый остаток может быть плотным, спекшимся или рыхлым. В энергетических установках используются топлива, не пригодные для получения плотного кокса. Несгоревший остаток, образующийся после сгорания топлива и состоящий в основном из минеральных примесей, называется золой. Часть золы в процессе горения топлива под действием высоких температур оплавляется и превращается в шлак. Отношение массы золы к массе топлива в % называют зольностью А. Бурые и каменные угли имеют зольность Ас = 10...55 % (в зависимости от месторождения), сланцы − 40...60 %, жидкие топлива − 0,05...0,1 %. Зольность топлива и свойства золового остатка влияют на процесс горения. Зола уменьшает теплоту сгорания топлива, снижает интенсивность теплообмена вследствие осаждения на поверхности нагрева, вызывает износ их, загрязняет окружающую среду. Влажность W − это количество влаги (воды) в топливе, выраженное в %. Повышенная влажность снижает теплоту сгорания топлива и вызывает большие трудности при сжигании. Высокую влажность (до 50 %) имеют бурые угли и торф, именно поэтому их теплота сгорания невелика (8...10 МДж/кг). Влажность каменных углей значительно ниже и составляет 5...8 %. 2.2. Расчет объемов и энтальпии воздуха и продуктов сгорания топлива Горение − экзотермическая окислительно-восстановительная реакция топлива с окислителем (кислородом воздуха), сопровождающаяся выделением теплоты и света. Различают гомогенное горение, протекающее в объеме, когда топливо и окислитель находятся в одинаковом агрегатном состоянии (например, горение газа в воздухе), и гетерогенное, происходя5 щее на поверхности раздела фаз, когда топливо и окислитель находятся в различных агрегатных состояниях (например, горение твердых и жидких топлив). Процесс горения может идти с различной скоростью: от медленного до мгновенного окисления горючих элементов во всем объеме топлива. Примером медленного горения является самовоспламенение твердого топлива при хранении его на складе без соприкосновения с пламенем или раскаленным телом. Мгновенное окисление представляет собой взрыв. В энергетических установках практическое значение имеет такая скорость реакции, при которой происходит устойчивое горение с постоянной по времени концентрацией топлива и окислителя (воздуха). Такой процесс горения осуществляется, например, в двигателе внутреннего сгорания или в топочной камере парового котла. При нарушении соотношения между концентрациями топлива и воздуха, например при избытке воздуха (бедная смесь) или топлива (богатая смесь), скорость реакции снижается, и вследствие этого уменьшается тепловыделение на единицу объема. Существуют нижний и верхний пределы концентрации топлива, вне которых горение становится невозможным. Максимальное тепловыделение в процессе горения происходит при определенных соотношениях масс элементов исходных веществ, вступающих в реакцию горения, которые называют стехиометрическими. В качестве примера приводятся стехиометрические соотношения для основных горючих элементов твердого (жидкого) топлива в единицах массы, а для газов − в единицах объема. С + О2 = СО2 + q1 ; S + O2 = SO2 + q4; 12 кг + 32 кг = 44 кг; 32 кг + 32 кг = 64 кг; 2C + O2 = 2CO + q2; 2H2 + O2 = 2H2O + q5; 24 кг + 32 кг = 56 кг; 4 кг + 32 кг = 36 кг; 2CO + O2 = 2CO2 + q3; CH4 + 2O2 = CO2 + 2H2O + q6; 6 2 м3 + 1 м3 = 3 м3; 1 м3 + 2 м3 = 1 м3 + 2 м3. Из реакции горения углерода следует, что для полного сгорания 1 кг углерода необходимо затратить 32 / 12 = 2,67 кг кислорода, и при этом образуется 44 / 12 = 3,67 кг углекислого газа СО2. Из аналогичных реакций окисления Н2 и S следует, что для сгорания 1 кг Н2 требуется 8 кг (5,55 м3) О2 и при этом образуется 11,1 м3 водяных паров, а для сжигания 1 кг S расходуется ~ 1 кг (0,7 м3) О2 и получается 0,7 м3 SO2. Таким образом, теоретически необходимое количество кислорода, кг/кг, с учетом его содержания в топливе для полного сжигания 1 кг рабочей массы топлива, рассчитывается по формуле M 0O = 2,67 C p / 100 + Spл / 100 + 8H p / 100 − O p / 100 . 2 Поскольку содержание кислорода в воздухе составляет примерно 21 % по объему, теоретически необходимое количество воздуха, м3, на 1 кг твердого или жидкого топлива рассчитывается по формуле V 0 = M 0O / (0,21O ) = 0,0889 (C p + 0,375Spл ) + 0,26 H p − 0,0333O p . 2 2 При рассмотрении горения газообразного топлива объемы воздуха и продукты сгорания относят к 1 м3 газа. Для определения теоретически необходимого количества воздуха V 0 на 1 м3 газового топлива аналогично производится расчет материального баланса элементарных реакций горения, и получается следующее выражение: V 0 = 0,0476 0,5CO + 0,5H 2 + 1,5H 2S + (m + n / 4 ) C m H n − O 2 . В реальных условиях для полного сгорания топлива требуется больший объем воздуха Vв > V 0 . Отношение в = Vв / V 0 называют коэффициентом избытка воздуха. При сжигании твердых топлив в принимается равным 1,15 − 1,25, а для газообразных − в = 1,02 − 1,1. В процессе горения топлива образуется углекислый газ СО2, водяные пары Н2О, сернистый ангидрид SO2, а при недостатке воздуха − окись уг- 7 лерода СО. Кроме того, в продуктах сгорания имеются: азот N2, выделяющийся из топлива, а также поступающий вместе с воздухом; незначительное количество оксидов азота и сернистого ангидрида, образующихся при высокой температуре и наличии кислорода. В продуктах сгорания имеется также кислород О2, оставшийся после горения топлива, а при сжигании газообразного топлива − водород Н2 и метан СН4. Объем продуктов сгорания, м3/кг или м3/м3, определяется из выражения Vг = Vг0 + (α в − 1) V 0 = VRO + VN0 + VH0 O + (α в − 1) V 0 , 2 2 2 где VRO = VSO + VCO − объем трехатомных газов; VN и VH O − теорети0 2 2 2 2 2 ческие объемы азота и водяного пара соответственно. Теоретический объем Vг продуктов сгорания, 1 кг или 1 м3 топлива, определяется так же, как и V , из материального баланса элементарных реакций окисления топлива. Для твердых видов топлива ( ) VRO = 0,01866 C p + 0,275 S‘p ; 2 VN0 = 0,79V 0 + 0 ,008 N p ; 2 VH0 O = 0,111 H p + 0,0124 W p + 0,0161 V 0 . 2 Для газообразных видов топлива VRO = 0,01 (CO 2 + CO + H 2S +  mC m H n ), 2 VN0 = 0,79V 0 + 0,01 N 2 , 2 VH0 O = 0,01(H 2S + H 2 +  0,5nC m H n + 0,124 d г ) + 0,0161V 0 . 2 Все объемы газов и воздуха выражают в м3 при 0 С и давлении 0,101 МПа. Влагосодержание газообразного топлива dг, г/м3, относят к 1 м3 сухого газа. Энтальпию продуктов сгорания, 1 кг твердого (жидкого) или 1 м3 га- 8 зообразного топлива Hг, кДж / кг или кДж / м3, определяют как сумму энтальпий продуктов сгорания H г при в = 1, избыточного воздуха H 0в (α в − 1) и золы Hзл: H г = H 0г + (α в − 1)H 0в + H зл . Энтальпия продуктов сгорания H г , воздуха H в и золы H зл опреде- ляется по формулам: H 0г = VRO hRO + VN0 hN + VH O hH O ; 2 H 0в = V 0 hв ; 2 2 2 2 2 H зл = 0,01 А p а ун  hзл , где аун − доля золы топлива, уносимая дымовыми газами; hRO , hN , 2 2 hH O , hв , hзл − соответственно энтальпия трехатомных газов, азота, водя2 ных паров, воздуха, золы. Газообразные продукты сгорания принято называть дымовыми газами. Обладая относительно высокими скоростями, они выносят в атмосферу различные твердые частицы негорючих примесей топлива: золу, сажу, а при сжигании мазута – еще и пятиокись ванадия V2O5. Из всех образовавшихся продуктов сгорания топлива безопасными для живого организма являются водяные пары, азот, углекислый газ и кислород. Остальные − оксиды серы и азота, угарный газ, сажа, пятиокись ванадия − являются в той или иной мере токсичными веществами, вредно влияющими на органы дыхания, кожу человека и животных, растения. В зависимости от степени опасности воздействия на организм человека вредные продукты сгорания органического топлива разделяют на несколько групп. К чрезвычайно опасным относятся пятиокись ванадия и бензопирен, появляющийся в дымовых газах при сжигании любого топлива с недостатком кислорода. Высокоопасными являются диоксид азота NO2 и серный ангидрид SO3, при взаимодействии которых с водяными парами атмосферного воздуха образуются пары азотной и серной кислот, являющиеся токсичными и коррозионно-агрессивными веществоми. Вредное воздействие на живой организм оценивают по их концентрации в воздухе. Предельно допустимые концентрации с, мг/м3, вредных веществ, образующихся при сжигании органического топлива, устанавливаются санитар- 9 ными нормами (в числителе − максимальная концентрация, в знаменателе − среднесуточная). Диоксид азота. . . . . . . . . . . . . . . . 0,085/0,085 Серный ангидрид . . . . . . . . . . . . 0,25/0,25 Сернистый ангидрид . . . . . . . . . .0,30/0,10 Оксид углерода . . . . . . . . . . . . . . 3,0/1,0 Пятиокись ванадия . . . . . . . . . . .- /0,002 Сажа (копоть) . . . . . . . . . . . . . . . 0,15/0,05 Пыль (зола) . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,50/0,15 2.3. Паровые котлы В зависимости от способа организации движения теплоносителя паровые котлы подразделяют на прямоточные, с естественной и принудительной циркуляцией. Процесс получения перегретого пара состоит из трех этапов: подогрева питательной воды до температуры кипения, образования насыщенного пара из воды и перегрева сухого насыщенного пара до необходимой температуры. Подогрев воды до температуры кипения происходит в теплообменнике, который называется экономайзером, кипение воды и образование пара − в испарительной поверхности нагрева (в парообразующих трубах), а перегрев пара − в пароперегревателе. Особенностью паровых котлов с естественной циркуляцией является то, что поступившая вода превращается в пар лишь после многократного прохождения через циркуляционный контур. Как правило, в современных котлах за один цикл вода в контуре испаряется на 3...20 %. Таким образом, количество движущейся в контуре воды в несколько раз больше образующегося пара. Отношение расхода циркулирующей в контуре воды к количеству образовавшегося пара называют кратностью циркуляции. В паро- 10 вых котлах с естественной циркуляцией эта величина составляет 5...30. Движущий напор котлов с естественной циркуляцией обычно не превышает 0,1 МПа, и этого достаточно, чтобы возникло и существовало движение в циркуляционном контуре, парообразующие трубы которого расположены вертикально. Однако иногда трубы, в которых образуется пароводяная смесь, приходится располагать горизонтально или даже с уклоном вниз. При этом гидравлическое сопротивление контура возрастает настолько, что движущегося напора естественной циркуляции недостаточно для организации движения воды и пароводяной смеси. В этом случае движение теплоносителя осуществляется принудительно, например насосом, включенным в контур циркуляции. Такие котлы называют паровыми котлами с принудительной циркуляцией. Характерной особенностью котлов с естественной и принудительной циркуляцией является наличие барабана (или нескольких барабанов), в котором происходит разделение пароводяной смеси на пар и воду. Такие котлы называют барабанными. Однако при давлении, равном критическому и выше, разделение на пар и воду невозможно, поэтому котлы с барабанами могут работать при давлении ниже критического. Обычно давление пара, при котором работают барабанные котлы, не превышает 14 МПа, а их паропроизводительность  670 т/ч. Пар сверхкритических параметров получают в прямоточных котлах. Особенностью таких котлов является отсутствие замкнутого контура циркуляции в парообразующей зоне, а также барабана как элемента этого контура. Весь пароводяной тракт прямоточного котла представляет собой разомкнутую гидравлическую систему, состоящую из последовательно соединенных экономайзерной, парообразующей и перегревательной зон. Рабочее тело проходит через все поверхности нагрева однократно. Прямоточные котлы могут производить пар не только сверхкритических, но и докритических параметров. Обычно прямоточные котлы с давлением пара до 14 МПа проектируют на паропроизводительность от 250 до 640 т/ч, а с давлением 25 МПа и выше – на паропроизводительность до 3950 т/ч. 11 2.4. Тепловой баланс и коэффициент полезного действия котла В процессе получения перегретого пара в паровом котле неизбежны тепловые потери. Степень экономического совершенства котла характеризуется его коэффициентом полезного действия (КПД). Для определения КПД составляется тепловой баланс − распределение теплоты, выделившейся при сгорании топлива, на полезную часть для получения пара и на тепловые потери. Уравнение теплового баланса записывается в виде Qpp = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6 , где Q pp − располагаемая теплота; Q1 − использованная теплота, Q2...Q6 − тепловые потери. Располагаемая теплота сжигаемого топлива определяется по формуле Qрр = Qнр + Qв.вн + Qфт + Qпф − Qк , где Qв.вн − теплота, внесенная в топку воздухом при его подогреве вне котла (например, в паровых калориферах), кДж / кг или кДж / м3; Qфт − физическая теплота топлива, полученная при внешнем его подогреве, кДж / кг или кДж / м3; Qпф − теплота паромеханического распыла мазута в форсунках (учитывается только при сжигании мазута), кДж / кг; Qк − теплота, затраченная при разложении карбонатов (учитывается только при сжигании сланцев), кДж / кг. Связь между абсолютной и относительной величинами потерь выражается формулой qi = Qi  100 %. Qpp Тогда уравнение теплового баланса в относительных величинах можно записать в следующем виде: 12 100 = q1 + q2 + q3 + q4 + q5 + q6 . Величина q1 представляет собой КПД котла, выраженный в процентах, 6 q1 = η к = 100 −  qi . i =2 Потеря теплоты с уходящими газами q2 (Q2) определяется тем, что продукты сгорания в котле не охлаждаются до температуры окружающего воздуха, а на выходе из агрегата имеют еще достаточно высокую температуру. Превышение температуры уходящих газов над температурой атмосферного воздуха вызывает потери теплоты Q2: Q2 = Hух − Hхв , где Hух − энтальпия уходящих газов, кДж / кг или кДж / м3; Hхв − энтальпия холодного воздуха, кДж / кг или кДж / м3. Выражение для расчета Q2 можно записать и в другом виде: Q2 = ( Vc )0ух + (α ух − 1) H 0в − H хв , где ( Vc )ух − энтальпия уходящих газов при избытке воздуха  = 1, кДж / кг или кДж / м3; α ух −1 H в − энтальпия избыточного воздуха при ух > 1, кДж / кг или кДж / м3. На потери Q2 влияют температура уходящих газов  ух и коэффициент избытка воздуха ух. Чем они выше, тем больше потери теплоты Q2. На выбор температуры уходящих газов влияет влажность топлива Wр. Чем больше Wр, тем выше ϑух. Отрицательное влияние влажности на Q2 выражается также и в том, что объем продуктов сгорания Vух заметно увеличивается из-за роста объема водяного пара, получающегося при испарении влаги из топлива. Поэтому даже при одинаковой ϑух потеря Q2 при сгорании влажного топлива больше, чем сухого. Повышенная влажность топлива увеличивает и теплоемкость продуктов сгорания сух, что также приводит к росту Q2. Значение ϑух обычно составляет 120−170 С (нижний предел для маловлажного топлива). Чем выше избыток воздуха в топке и больше присосы в газоходах, тем больше объемы продуктов сгорания за котлом и выше Q2. Потери q2 являются наибольшими из всех тепловых потерь и для кот0 ( ) 13 лов с уравновешенной тягой составляют 4−7 %. В котлах с наддувом нет присосов воздуха, и q2 имеет меньшие значения. Потери теплоты от химического недожога топлива q3 (Q3) обусловлены тем, что в состав продуктов сгорания могут входить газообразные горючие компоненты СО, Н2 , СН4. Их догорание за пределами топочной камеры невозможно из-за недостаточно высокой температуры и низкой их концентрации, а также малого количества кислорода. Теплота, которая могла быть выделена в топочной камере в случае догорания газообразных горючих компонентов, составляет химический недожог. Расчет потерь теплоты от химического недожога проводится по формуле Q3 = VCO  QCO + VH  QH + VCH  QCH . 2 2 4 4 Здесь VCO ,VH , VCH − объем горючих газов в продуктах сгорания, м3 / кг 2 4 или м3 / м3; QCO , QH , QCH − теплота сгорания соответствующих горючих 2 4 компонентов, кДж/м3. При сжигании твердого и жидкого топлива содержание в продуктах сгорания Н2 и СН4 мало и потери теплоты Q3 определяют по содержанию СО. Обычно q3 невелико и составляет 0−1,5 %. При нарушениях режима эксплуатации топки q3 существенно возрастает. Потери теплоты от механического недожога топлива q4 (Q4) возникают из-за того, что часть поступающего в топку топлива не участвует по разным причинам во всех стадиях процесса горения и удаляется из котла. Следовательно, количество теплоты, которая должна выделиться при полном сгорании топлива, в действительности не выделяется. Это и обусловливает механический недожог. Если химический недожог характеризуется наличием в продуктах сгорания несгоревших веществ в газовой фазе, то механический недожог характеризуется наличием несгоревших веществ в твердом виде. Обычно q4 составляет 0,5−5 % , а при сжигании газообразного и жидкого топлива q4  0. Потеря теплоты от наружного охлаждения котла q5 (Q5) обусловлена тем, что обмуровка и обшивка котла, барабан, коллекторы, трубопроводы 14 (в пределах котла) имеют температуру поверхности более высокую, чем температура окружающего их воздуха. Потери теплоты Q5 рассчитываются по уравнению теплоотдачи Q5 = (t c − to ) α i Fi B , где tc  55 C − температура поверхности изоляции; to − температура окружающего воздуха; Fi − элемент поверхности котла по наружным габаритам, м2; i − коэффициент теплоотдачи (суммарный − лучистый и конвективный) соответствующий поверхности Fi, Вт / (м2К); В − расход топлива на котел, кг/с. При увеличении паропроизводительности котлов (D) потери теплоты Q5 и q5 уменьшаются. С ростом D увеличивается объем котла и его поверхность по наружным габаритам. Однако поверхность охлаждения растет пропорционально квадрату линейного размера. Величина q5 составляет 0,2−1 %. Потери с физической теплотой шлака вызваны тем, что удаляемый из топки шлак имеет высокую температуру. Эти потери учитываются при камерном сжигании твердого топлива и удалении шлака в жидком состоянии. Величина q6  1−2 %. Количество теплоты, которое воспринимается в котле теплоносителем (водой и паром), в расчете на 1 кг или 1 м3 сжигаемого топлива (без учета потерь с продувкой) рассчитывается по уравнению Q1 =  − hпп  ) Do (hпе − hпв ) Dпп (hпп + , В В где Do , Dпп − расход острого пара и пара промежуточного перегрева, кг/с;  , hпп  − hпе , hпв − энтальпия острого пара и питательной воды, кДж / кг; hпп энтальпия пара на входе и выходе из промежуточного пароперегревателя. Зная КПД котла брутто, которое в данном случае определяется методом обратного баланса, бр , можно определить расход топлива к = 100 −  qi на котел. Так как η бр к = Q1 бр р и Q1 = η к  Qр , то р Qр 15 B=  − hпп  ) Do (hпе − hпв ) + Dпп (hпп . Qрр  η бр к Эффективность работы парового котла с учетом расхода энергии на собственные нужды (на привод дутьевых вентиляторов, дымососов, оборудования пылесистем) оценивается КПД котла нетто с с ηнк = ηбр к − Δη к , где Δηк − доля затрат энергии на собственные нужды котла, равная 2−5 %. 2.5. Схемы барабанного и прямоточного котлов На рис. 3.1 представлена принципиальная схема барабанного котла с естественной циркуляцией. Топливо с воздухом поступает в горелочные устройства, где подготавливается к горению. Сжигание (горение) топлива происходит в топочной камере. Образующиеся в процессе сжигания продукты сгорания (дымовые газы) при движении в газовом тракте котла передают свою теплоту поверхностям нагрева, размещенным в котле. Дымовые газы, передав теплоту, покидают котел с температурой 100−170 С и выбрасываются через дымовую трубу. Питательная вода поступает в водяной экономайзер, где подогревается до температуры, близкой к температуре насыщения. Из экономайзера по трубам вода направляется в барабан котла. Из барабана котла вода по опускным необогреваемым трубам направляется в нижние входные коллекторы экранов топочной камеры и из них раздается по экранам топки. Образующаяся в экранах топки (подъемных обогреваемых трубах) пароводяная смесь собирается в верхних выходных коллекторах и направляется в барабан котла, где происходит разделение смеси на пар и воду. 16 Рис. 3.1. Принципиальная схема барабанного котла с естественной циркуляцией: 1 − топочная камера; 2 − горелочные устройства; 3 − опускные необогреваемые трубы; 4 − подъемные обогреваемые трубы (топочные экраны); 5 − выходной коллектор фронтального экрана; 6 − барабан котла; 7 − трубопровод питательной воды после водяного экономайзера; 8 − потолочный пароперегреватель; 9 − ширмовой пароперегреватель; 10 − выходной коллектор заднего экрана; 11 − водяной экономайзер; 12 − нижние (входные) коллекторы экранов топочной камеры; 13 − впрыскивающий пароохладитель; 14, 15 − вторая и первая ступени конвективного первичного пароперегревателя; 16, 17 − вторая и первая ступени промежуточного пароперегревателя; 18 − регулятор пропуска пара Сухой насыщенный пар из барабана котла поступает на перегрев сначала в потолочный радиационный пароперегреватель и далее последовательно проходит ширмовой пароперегреватель, первую и вторую ступени конвективного первичного пароперегревателя. Для регулирования температуры первичного пара, направляющегося в турбину, устанавливается впрыскивающий пароохладитель между ступенями пароперегревателей. В паровых котлах высокого давления с целью повышения КПД цикла Ренкина обычно имеется вторичный (промежуточный) пароперегреватель, размещаемый в конвективной шахте котла в виде двух ступеней. Пар, совершив работу в части высокого давления турбины, отбирается из турбины и поступает через регулятор пропуска пара сначала в первую, а затем во вторую ступень промежуточного пароперегревателя. После промежуточного пароперегревателя пар обычно с температурой острого (первичного) пара поступает в часть низкого давления турбины и совершает в ней работу. Регулирование температуры пара промперегрева осуществляется изменением расхода его через первую ступень промежуточного пароперегревателя при 17 помощи регулятора пропуска, изменением топочного режима, рециркуляцией газов, впрыском конденсата. В прямоточном котле (рис. 3.2) питательная вода при помощи насоса поступает в водяной экономайзер и далее во входной коллектор трубной системы, называемой нижней радиационной частью (НРЧ). Из коллектора вода направляется в парообразующие трубы НРЧ, размещенные по периметру стен в нижней части топочной камеры, где она нагревается до кипения и почти полностью испаряется. Обычно в выходном коллекторе НРЧ пар содержит 10−20 % воды, в которой растворена основная часть солей, попавших в тракт с питательной водой. При такой концентрации примесей возможно их выпадение из воды в виде твердой фазы, что приведет к образованию накипи на стенках труб. Появление накипи в НРЧ является крайне опасным, так как низкая теплопроводность ее снижает теплопередачу и приводит к перегреву стенок труб, что снижает прочностные свойства металла. Чтобы облегчить условия работы металла труб, часть поверхности нагрева, в которой возможно выпадение накипи, располагают не в топочной камере − зоне высоких температур, а в конвективном газоходе − зоне пониженных температур газов. В этой части поверхности нагрева, называемой переходной зоной, происходит окончательное испарение воды и небольшой перегрев (на 15 С) пара. Дальнейший перегрев пара происходит в трубах верхней радиационной части и в выходном пакете полурадиационного или конвективного пароперегревателей. Перегретый (острый) пар необходимой температуры (545−560 С) и давления поступает в турбину. В современных схемах прямоточных котлов вследствие повышения требований к качеству питательной воды и специальной химводоподготовке добавочной воды этих котлов переходная зона отсутствует. Питательная вода последовательно однократно проходит через поверхности водяного экономайзера, нижней, средней, верхней радиационных частей и ступени первичного конвективного пароперегревателя. 18 Рис. 3.2. Схемы прямоточного котла Л. К. Рамзина (а) и навивки топочных экранов (б): 1 − входной коллектор нижней радиационной части (НРЧ); 2 − нижняя радиационная часть; 3 − выходной коллектор НРЧ; 4 − верхняя радиационная часть; 5 − выходной пакет пароперегревателя; 6 − переходная зона; 7 − водяной экономайзер; 8 − питательный насос 19