Как составить тепловой баланс котельного агрегата

Тепловой баланс котельного агрегата

Тепловой баланс котельного агрегата устанавливает равенство между поступающим в агрегат количеством теплоты и его расходом. На основании теплового баланса котельного агрегата определяют расход топлива и вычисляют коэффициент полезного действия, который является важнейшей характеристикой энергетической эффективности работы котла.

В котельном агрегате химически связанная энергия топлива в процессе горения преобразуется в физическую теплоту горючих продуктов сгорания. Эта теплота расходуется на выработку и перегрев пара или нагревание воды. Вследствие неизбежных потерь при передаче теплоты и преобразовании энергии вырабатываемый продукт (пар, вода и т.д.) воспринимает только часть теплоты. Другую часть составляют потери, которые зависят от эффективности организации процессов преобразования энергии (сжигания топлива) и передачи теплоты вырабатываемому продукту.

Тепловой баланс котельного агрегата заключается в установлении равенства между поступившим в агрегат количеством теплоты и суммой использованной теплоты и тепловых потерь. Тепловой баланс котельного агрегата составляется на 1 кг твердого или жидкого топлива или для 1 м³ газа. Уравнение, при котором тепловой баланс котельного агрегата для установившегося теплового состояния агрегата записывают в следующем виде:

Q_р/^р = Q₁ + ∑Q_n

или

Q_p/^p= Q₁ + Q₂ + Q₃ + Q₄ + Q₅ + Q₆ (19.3)

Где Q_р/^р — теплота, которой располагают; Q₁ — использованная теплота; ∑Q_n — общие потери; Q₂ — потери теплоты с уходящими газами; Q₃ — потери теплоты от химического недожога; Q₄ — потери теплоты от механической неполноты сгорания; Q₅ — потери теплоты в окружающую среду; Q₆ — потери теплоты с физической теплотой шлаков.

Если каждое слагаемое правой части уравнения (19.3) разделить Q_p/^p и умножить на 100%, получим второй вид уравнения, при котором тепловой баланс котельного агрегата:

q₁ + q₂ + q₃ + q₄ + q₅ + q₆ = 100% (19.4)

В уравнении (19.4) величина q₁ представляет собой коэффициент полезного действия установки «брутто». Он не учитывает затраты энергии на обслуживание котельной установки: привод дымососов, вентиляторов, питательных насосов и прочие расходы. Коэффициент полезного действия «нетто» меньше КПД «брутто», так как он учитывает затраты энергии на собственные нужды установки.

Левая приходная часть уравнения теплового баланса (19.3) является суммой следующих величин:

Q^p/_p = Q^p/_н + Q_в.вн + Q_пар+ Q_физ.т (19.5)

где Q_B.BH — теплота, вносимая в котлоагрегат с воздухом на 1 кг топлива. Эта теплота учитывается тогда, когда воздух нагревается вне котельного агрегата (например, в паровых или электрических калориферах, устанавливаемых до воздухоподогревателя); если воздух нагревается только в воздухоподогревателе, то эта теплота не учитывается, так как она возвращается в топку агрегата; Q_пap — теплота, вносимая в топку с дутьевым (форсуночным) паром на 1 кг топлива; Q_физ.т — физическая теплота 1 кг или 1 м³ топлива.

Теплоту, вносимую с воздухом, рассчитывают по равенству

Q_В.BH = β V₀С_р (Т_г.вз — Т_х.вз)

где β — отношение количества воздуха на входе в воздухоподогреватель к теоретически необходимому; с_р — средняя объемная изобарная теплоемкость воздуха; при температуре воздуха до 600 К можно считать с_р = 1,33 кДж/(м³К); Т_г.вз — температура нагретого воздуха, К; Т_х.вз — температура холодного воздуха, принимаемая обычно равной 300 К.

Теплоту, вносимую с паром для распыления мазута (форсуночный пар), находят по формуле:

Q_пар = W_ф( i_ф — r )

где W_ф — расход форсуночного пара, равный 0,3 — 0,4 кг/кг; i_ф — энтальпия форсуночного пара, кДж/кг; r — теплота парообразования, кДж/кг.

Физическая теплота 1 кг топлива:

Q_физ.т — с_т (Т_т — 273),

где с_т — теплоемкость топлива, кДж/(кгК); Т_т — температура топлива, К.

Значение величины Q_{физ. т} обычно незначительно и в расчетах учитывается редко. Исключением являются мазут и низкокалорийный горючий газ, для которых значение Q_физ.т существенно и должно обязательно учитываться.

Если предварительный подогрев воздуха и топлива отсутствует и пар для распыления топлива не используется, то Q^_p/_р = Q^р/_н. Слагаемые потерь тепла в уравнении теплового баланса котельного агрегата подсчитывают на основании равенств, приводимых ниже.

1. Потерю теплоты с уходящими газами Q₂(q₂) определяют как разность между энтальпией газов на выходе из котельного агрегата и воздуха, поступающего в котельный агрегат (двоздухоподогревателя), т.е.

где V_r — объем продуктов сгорания 1 кг топлива, определяемый по формуле (18.46), м^₃/кг; c_р.r, с_р.в — средние объемные изобарные теплоемкости продуктов сгорания топлива и воздуха, определяемые как теплоемкости газовой смеси (§ 1.3) с помощью таблиц (см. прил. 1); Т_ух, Т_х.вз — температуры уходящих газов и холодного воздуха; а — коэффициент, учитывающий потери от механического недожога топлива.

Котельные агрегаты и промышленные печи работают, как правило, под некоторым разрежением, которое создается дымососами и дымовой трубой. Вследствие этого через не плотности в ограждениях, а также через смотровые лючки и т.д. подсасывается из атмосферы некоторое количество воздуха, объем которого необходимо учитывать при расчете I_ух.

Энтальпию всего поступающего в агрегат воздуха (с учетом присосов) определяют по коэффициенту избытка воздуха на выходе из установки α_ух = α_т + ∆α.

Общий подсос воздуха в котельных установках не должен превышать ∆α = 0,2 ÷ 0,3.

Из всех потерь теплоты величина Q₂ — самая значительная. Величина Q₂ возрастает с увеличением коэффициента избытка воздуха, температуры уходящих газов, влажности твердого топлива и забалластированности негорючими газами газообразного топлива. Снижение присосов воздуха и улучшение качества горения приводят к некоторому уменьшению потери теплоты Q₂. Основным определяющим фактором, влияющим на потерю теплоты уходящими газами, является их температура. Для снижения Т_ух увеличивают площадь теплоиспользующих поверхностей нагрева — воздухоподогревателей и экономайзеров.

Величина Т_ух влияет не только на КПД агрегата, но и на капитальные затраты, необходимые для установки воздухоподогревателей или экономайзеров. С уменьшением Т_ух возрастает КПД и снижаются расход топлива и затраты на него. Однако при этом возрастают площади теплоиспользующих поверхностей (при малом температурном напоре площадь поверхности теплообмена необходимо увеличивать; см. § 16.1), в результате чего повышаются стоимость установки и эксплуатационные расходы. Поэтому для вновь проектируемых котельных агрегатов или других теплопотребляющих установок значение Т_ух определяют из технико — экономического расчета, в котором учитывается влияние T_ух не только на КПД, но и на величину капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

Другой важный фактор, влияющий на выбор Т_ух, — содержание серы в топливе. При низкой температуре (меньше, чем температура точки росы дымовых газов) возможна конденсация водяных паров на трубах поверхностей нагрева. При взаимодействии с сернистым и серным ангидридами, которые присутствуют в продуктах сгорания, образуются сернистая и серная кислоты. В результате этого поверхности нагрева подвергаются интенсивной коррозии.

Современные котельные агрегаты и печи для обжига строительных материалов имеют Т_ух = 390 — 470 К. При сжигании газа и твердых топлив с небольшой влажностью Т_ух — 390 — 400 К, влажных углей

Т_ух = 410 — 420 К, мазута Т_ух = 440 — 460 К.

Влажность топлива и негорючие газообразные примеси являются газообразующим балластом, который увеличивает количество получающихся при горении топлива продуктов сгорания. При этом повышаются потери Q₂.

При использовании формулы (19.6) следует иметь в виду, что объемы продуктов сгорания рассчитывают без учета механического недожога топлива. Фактическое количество продуктов сгорания с учетом механической неполноты горения будет меньше. Это обстоятельство учитывают, вводя в формулу (19.6) поправочный коэффициент a = 1 — р₄/100.

2. Потеря теплоты от химического недожога Q₃(q₃). Газы на выходе из топки могут содержать продукты неполного горения топлива СО, Н₂, СН₄, теплота сгорания которых не использована в топочном объеме и далее по тракту котлоагрегата. Суммарная теплота сгорания этих газов и обусловливает химический недожог. Причинами появления химического недожога могут быть:

• недостаток окислителя (α <; 1);
• плохое перемешивание топлива с окислителем (α ≥ 1);
• большой избыток воздуха;
• малое или чрезмерно высокое удельное энерговыделение в топочной камере q_v, кВт/м³.

Недостаток воздуха приводит в тому, что часть горючих элементов газообразных продуктов неполного горения топлива может вообще не сгорать из-за отсутствия окислителя.

Плохое перемешивание топлива с воздухом является причиной или местного недостатка кислорода в зоне горения, или, наоборот, большого его избытка. Большой избыток воздуха вызывает снижение температуры горения, что уменьшает скорости реакций горения и делает процесс сжигания неустойчивым.

Малое удельное тепловыделение в топке (qv = BQp/н/Vт, где В — расход топлива; VT — объем топки) является причиной сильного рас сеяния теплоты в топочном объеме и ведет к снижению температуры. Завышенные значения qv также вызывают появление химического недожога. Объясняется это тем, что для завершения реакции горения требуется определенное время, а при значительно завышенном значении qv время нахождения топливовоздушной смеси в топочном объеме (т.е. в зоне наиболее высоких температур) оказывается недостаточным и ведет к появлению в газообразных продуктах сгорания горючих составляющих. В топках современных котельных агрегатов допустимое значение qv достигает 170 — 350 кВт/м3 (см. § 19.2).

Для вновь проектируемых котельных агрегатов значения qv выбирают по нормативным данным в зависимости от вида сжигаемого топлива, способа сжигания и конструкции топочного устройства. При балансовых испытаниях эксплуатируемых котельных агрегатов величину Q₃ рассчитывают по данным газового анализа.

При сжигании твердого или жидкого топлива величину Q₃, кДж/кг, можно определить по формуле(19.7)

3.Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива Q₄(g₄). При горении твердого топлива остатки (зола, шлак) могут содержать некоторое количество несгоревших горючих веществ (в основном углерода). В результате химически связанная энергия топлива частично теряется.

Потеря теплоты от механической неполноты сгорания включает ее потери вследствие:

• провала мелких частиц топлива через зазоры в колосниковой решетке Q_пр (q_пр);
• удаление некоторой части недогоревшего топлива со шлаком и золой Q_шл (q_шл);
• уноса мелких частиц топлива дымовыми газами Q_ун (q_ун)

Q₄ — Q_пp + Q_ун + Q_шл

Потеря теплоты q_yн принимает большие значения при факельном сжигании пылевидного топлива, а также при сжигании неспекающихся углей в слое на неподвижных или подвижных колосниковых решетках. Значение q_ун для слоевых топок зависит от видимого удельного энерговыделения (теплонапряжения) зеркала горения q_R, кВт/м^₂, т.е. от количества выделяющейся тепловой энергии, отнесенного к 1 м² горящего слоя топлива.

Допустимое значение q_R BQ^р/_н/R (В — расход топлива; R — площадь зеркала горения) зависит от вида сжигаемого твердого топлива, конструкции топки, коэффициента избытка воздуха и т.д. В слоевых топках современных котельных агрегатов величина q_R имеет значения в пределах 800 — 1100 кВт/м₂. При расчете котельных агрегатов величины q_R, q₄ = q_np + q_шл + q_ун принимают по нормативным материалам. При балансовых испытаниях потерю теплоты от механического недожога рассчитывают по результатам лабораторного технического анализа сухих твердых остатков на содержание в них углерода. Обычно для топок с ручной загрузкой топлива q₄ = 5 ÷ 10%, а для механических и полумеханических топок q₄ = 1 ÷ 10%. При сжигании пылевидного топлива в факеле в котельных агрегатах средней и большой мощности q₄ = 0,5 ÷ 5%.

4. Потеря теплоты в окружающую среду Q₅ (q₅) зависит от большого числа факторов и главным образом от размеров и конструкции котла и топки, теплопроводности материала и талщины стенок обмуровки, тепловой производительности котлоагрегата, температуры наружного слоя обмуровки и окружающего воздуха и т. д.

Потери теплоты в окружающую среду при номинальной производительности определяют по нормативным данным в зависимости от мощности котлоагрегата и наличия дополнительных поверхностей нагрева (экономайзера). Для паровых котлов производительностью до 2,78 кг/с пара q₅ — 2 — 4%, до 16,7 кг/с — q₅ — 1 — 2%, более 16,7 кг/с — q₅ = 1 — 0,5%.

Потери теплоты в окружающую среду распределяются по различным газоходам котлоагрегата (топка, пароперегреватель, экономайзер и т.д.) пропорционально теплоте, отдаваемой газами в этих газоходах. Эти потери учитывают, вводя коэффициент сохранения теплоты φ = 1 q₅/(q₅ + ȵ_к.а) где ȵ_к.а — КПД котельного агрегата.

5. Потеря теплоты с физической теплотой удаляемых из топок золы и шлаков Q₆(q₆) незначительна, и ее следует учитывать только при слоевом и камерном сжигание многозольных видов топлива (типа бурых углей, сланцев), для которых она составляет 1 — 1,5%.

Потери теплоты с горячей золой и шлаком q₆, %, рассчитывают по формуле

где а_шл — доля золы топлива в шлаке; С_шл — теплоемкость шлака; Т_шл — температура шлака.

При факельном сжигании пылевидного топлива а_шл = 1 — а_ун (а_ун — доля золы топлива, уносимой из топки с газами).

Для слоевых топок а_{сл шл} = а_шл + а_пр (а_пр — доля золы топлива в «провале»). При сухом шлакоудалении температура шлака принимается Т_ш = 870 К.

При жидком шлакоудалении, которое наблюдается иногда при факельном сжигании пылевидного топлива Т_шл = Т_зол + 100 К (Т_зол — температура золы в жидкоплавком состоянии). При слоевом сжигании горючих сланцев к зольности Aр вводится поправка на содержание углекислоты карбонатов, равная 0,3 (СО₂), т.е. зольность принимается равной А_Р + 0,3 (СО₂)^р/_к. Если удаляемый шлак находится в жидком состоянии, то значение величины q₆ достигает 3%.

В печах и сушилках, применяемых в промышленности строительных материалов, помимо рассмотренных потерь теплоты приходится учитывать также потери на прогрев транспортных устройств (например, вагонеток), на которых материал подвергается тепловой обработке. Эти потери могут доходить до 4% и более.

Таким образом, КПД «брутто» может быть определен как

ȵ_к.а = g₁ — 100 — ∑q потерь(19.9)

Теплоту, воспринятую вырабатываемым продуктом (пар, вода), обозначим Qк.a, кВт, тогда имеем:

для паровых котлов

Q₁ = Q_к.а = D (i_n.n – i_п.н)+ pD/100 ( i — i_п.в) (19.10)

для водогрейных котлоагрегатов

Q₁ = Q_к.а = М_в с_р.в (Т_вых – Т_вх) (19.11)

Где D — производительность котла, кг/с; i_п.п — энтальпия перегретого пара (если котел вырабатывает насыщенный пар, то вместо i_п.в следует поставить (i_пн) кДж/кг; i_п.в — энтальпия питательной воды, кДж/кг; р — количество воды, удаляемой из котлоагрегата с целью сохранения допустимого содержания солей в котловой воде (так называемая непрерывная продувка котла), %; i — энтальпия котловой воды, кДж/кг; М_в — расход воды через котлоагрегат,кг/с; с_р.в — теплоемкость воды, кДж/(кгК); T_вых — температура горячей воды на выходе из котла; Т_вх — температура воды на входе в котел.

Расход топлива В, кг/с или м³/с, определяют по формуле

(19.13)

При сжигании газа и мазута В_р = В.

Тепловой баланс котельного агрегата
устанавливает равенство между поступающим
в агрегат количеством теплоты и его
расходом. На основании теплового баланса
определяют расход топлива и вычисляют
коэффициент полезного действия,
эффективность работы котельного
агрегата.
В котельном агрегате химически
связанная энергия топлива в процессе
горения преобразуется в физическую
теплоту горючих продуктов сгорания.
Эта теплота расходуется на выработку
и перегрев пара или нагревания воды.
Вследствие неизбежных потерь при
передаче теплоты и преобразования
энергии вырабатываемый продукт (пар,
вода и т.д.) воспринимает только часть
теплоты. Другую часть составляют потери,
которые зависят от эффективности
организации процессов преобразования
энергии (сжигания потлива) и передачи
теплоты вырабатываемому продукту.
Уравнение
теплового баланса для установившегося
теплового состояния агрегата записывают
в следующем виде:
Q^p_p=Q₁+
Q_п
или

Q^р_р=Q₁+Q₂+Q₃+Q₄+Q₅+Q₆
(14.1)

где Q^p_p– теплота, которой
располагают; Q₁– использованная
теплота; Q_п — общие потери; Q₂– потери теплоты с уходящими газами;
Q₃– потери теплоты от химического
недожога; Q₄– потери теплоты от
механической неполноты сгорания; Q₅– потери теплоты в окружающую среду;
Q₆– потери теплоты с физической
теплотой шлаков.
Левая приходная часть
уравнения теплового баланса (14.1) является
суммой следующих величин:

Q^р_р=Q^р_н+Q_в.вн+Q_пар+Q_физ.т.(14.2)

где Q_в.вн– теплота, вносимая в
котлоагрегат с воздухом на 1 кг топлива;
эта теплота учитывается тогда, когда
воздух нагревается вне котельного
агрегата (например, в паровых или
электрических калориферах, устанавливаемых
до воздухоподогревателя); если воздух
нагревается только в воздухонагревателе,
то, теплота не учитывается, так как она
возвращается в топку агрегата; Q_пар— теплота, вносимая в топку с дутьевым
(форсуночным) паром на 1 кг потлива;
Q_физ.т.— физическая теплота 1 кг
или 1 м³ топлива.
Теплоту, вносимую
с воздухом, рассчитывают по равенству:

Q_в.вн=^/V⁰с_р/(T_г.вз– Т_х.вз),_.(14.3)

где ^/— отношение
количества воздуха на входе в
воздухоподогреватель к теоретически
необходимому; с_р^/= 1,33
кДж/(м³·К), при температуре воздуха
до 600К; Т_г.вз, Т_х.вз–
температуры горячего о холодного
воздуха, обычно Т_х.вз= 300К.
Теплоту,
вносимую с паром для распыления мазута
(форсуночный пар), находят по формуле:

Q_пар= W_ф(i_ф– r) , _.(14.4)

где W_ф– расход форсуночного
пара, равный 0,3-0,4 кг/кг; i_ф–
энтальпия форсуночного пара, кДж/кг; r
– теплота парообразования, кДж/кг.
Физическая
теплота 1 кг топлива:

Q_физ.т.= с_т(Т_т– 273) ,
_.(14.5)

где с_т– теплоемкость топлива,
кДж/(кг· К); Т_т– температура
топлива.
Если предварительный подогрев
воздуха и топлива отсутствует и пар для
распыления топлива не используется, то
Q^р_р=Q^р_н.

Тема 15. Топочные устройства.

15.1. Топочные устройства.

Топка –один из основных элементов
котельного агрегата. В ней происходит
процесс горения, при котором химическая
энергия топлива преобразуется в тепловую
энергию продуктов сгорания, передаваемую
далее жидкости и пару, находящимся в
котле.
Существующие топочные устройства
можно разделить наслоевые икамерные.Слоевые топки
предназначены для сжигания твердого
топлива в слое на колосниковой решетке.
Вкамерных топках сжигается твердое
топливо во взвешенном состоянии в виде
пыли и дробленых частиц, а также жидкое,
распыляемое с помощью форсунок, и
газообразное. Камерные топки подразделяются
нафакельныеивихревые.
На
рис.15.1 показаны схемы слоевого, факельного
и вихревого способов сжигания топлива.
При слоевом способе сжигания необходимый
для горения воздух попадается к слою
топлива через колосниковую решетку.

При
факельном способе сжигания твердое
топливо предварительно размалывается
в мельницах и пыль вместе с воздухом
(аэросмесь) попадает в топку. Время
пребывания газа и пыли в объеме топки
незначительно (1,5-2 с).
Циклонный способ
сжигания основан на использовании
закрученных топливовоздушных потоков.
Транспорт топлива осуществляется
воздухом. Топливные частицы циркулируют
по определенным траекториям в течение
времени, необходимого для завершения
их сгорания. Под действием центробежных
сил частицы движутся в виде уплотненного
пристенного слоя, интенсивно перемешиваясь
с воздухом. Время пребывания частиц в
циклонной камере выбирается достаточным
для выгорания грубой пыли (размер частиц
– 200 мкм) или дробленого топлива (размер
частиц до 5 мм).Слоевые топки. По
способу механизации операций обслуживания
(подача топлива, шировка слоя, удаление
золв и шлака) слоевые топки делятся на
ручные (немеханизированные),полумеханическиеимеханические.
В полумеханических топках механизирована
часть операций. В механических топках
механизированы все операции.
Классификации
наиболее типичных и относительно широко
распространенных топочных устройств
со слоевым сжиганием топлива показана
на рис.15.2.

В
зависимости от способа организации
процесса сжигания топлива слоевые топки
можно разделить на три группы:
1) с
неподвижной колосниковой решеткой и
неподвижным слоем топлива (рис.15.2,а,
б);
2) с неподвижной колосниковой
решеткой и перемещением топлива по
решетке (рис.15.2 в, г, д);
3) с подвижной
колосниковой решеткой и движущимся
вместе с ней слоем топлива (рис.15.2е).
В
показанную на рис.15.2,атопку топливо
загружают вручную и вручную удаляют
очаговые остатки через зольник. Из-за
большой затраты физического труда топки
этого типа используют только для котлов
малой паропроизводительности (до 0,5
кг/с).
На рис.15.2,б показана
полумеханическая топка с пневмомеханическим
забрасывателем (ПМЗ) (рис.15.3) и ручными
поворачивающимися колосниками (РПК).

Топливо забрасывается питателем ПМЗ и
равномерно распределяется по решетке,
Удаляют очаговые остатки путем их
сбрасывания в зольный бункер при повороте
колосников около своей оси от ручного
привода. В топке, показанной на рис.
15.2, в, загрузка осуществляется под
воздействием собственного веса топлива.
Топки с наклонной решеткой (с углом
40-50, что соответствует углу естественного
откоса сжигаемого топлива) используют
обычно для сжигания древесных отходов
и кускового торфа. Возвратно-поступательное
движение колосников на наклонно-переталкивающей
решетке (рис. 15.2,г) дает возможность
осуществить непрерывную шуровку слоя
топлива, В таких топках возможно сжигание
горючих сланцев, бурых углей с большой
зольностью и повышенной влажностью и
каменных углей с большим выходом летучих
веществ.
Топки с шурующей планкой
(рис. 15.2,д) предназначены для сжигания
многозольных бурых и неспекающихся
каменных углей. Шурующая планка
выполняется в виде трехгранной призмы
из литого чугуна или стали. Угол наклона
передней плоскости к горизонтальной
плоскости составляет 35, а задней – 15.
При движении вперед (к задней стенке
топки) топливо подрезается задней гранью
и осуществляется шуровка горящего слоя
топлива.Камерные топки для сжигания
твердого топлива используют в котельных
агрегатах средней (10-42 кг/с) и большой (
42 кг/с) производительности.
Основные
преимущества камерных топок заключаются
в следующем:
1) возможность экономичного
использования практически всех сортов
угля, в том числе и низкокачественных,
которые трудно сжигать в слое;
2) хорошее
перемешивание топлива с воздухом, что
позволяет работать с небольшим избытком
воздуха (а=1,2-1,25);
3) возможность повышения
единичной мощности котельного агрегата:
4)
относительная простота регулирования
режима работы и, следовательно, возможность
полной автоматизации топочного процесса.

14.3. Тепловой баланс котельного агрегата

Q_в.вн = b^/V⁰с_р/(T_г.вз
– Т_х.вз), _. (14.3)

Q_пар = W_ф (i_ф – r) ,
_. (14.4)

Q_физ.т. = с_т (Т_т –
273) , _. (14.5)

1. Тепловой баланс котельного агрегата

1

2. Тепловой баланс котельного агрегата

Показывает распределение теплоты, вносимой в топку, на полезно
используемую и тепловые потери. Теплота, вносимая в топку является
приходной частью теплового баланса котла, а полезно используемая
теплота и тепловые потери – расходной.
Qp = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6 (1)
где
Qр – располагаемая теплота;
Q1 – полезно используемая теплота;
Q2 – потери теплоты с уходящими газами;
Q3 – потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива;
Q4 – потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива;
Q5 – потери теплоты от наружного охлаждения котла;
Q6 – потери теплоты с физической теплотой шлака.
Если правую часть уравнения (1) разделить на располагаемую теплоту и
умножить на 100%, то
q1 + q2 + q3 + q4 + q5 + q6 = 100%.
2

3. Схема тепловых потоков

3

4. Составляющие теплового баланса котельного агрегата

Располагаемая теплота: QР Р QХИМ QФИЗ
р
QХИМ Qн QЭКЗ QЭНД .
химическая теплота:
р
Q н — низшая теплота сгорания топлива, химическая;
QЭКЗ — теплота от суммарно экзотермических реакций (как
правило, это технологические процессы. Например, обжиг
колчедана в печах);
Q — теплота от суммарно эндотермических реакций, таких
как разложение карбонатов при сжигании высокозольных
топлив (как правило, горючих сланцев).
физическая теплота: QФИЗ QТЛ QВОЗД QПАР QПР.СГ .
(топлива, воздуха, пара, продуктов сгорания)
Полезно используемая теплота:
ЭНД
Q1
DПЕ
D
D
(i ПЕ i П .В. ) Н (iН i П .В. ) ПР (i ПР i П .В. )
B
B
B
(перегретый пар, насыщенный пар, продувочная вода)
4

5.

Потери теплоты с уходящими газами: Q2 J ух J х.в.
Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива:
Q3 VС . Г . (126 СO 108 H 2 358 CH 4 )
q3
Q3
100
p
Qp
q3 — для природного газа равно 0,1 — 1,0%;
при слоевом сжигании угля 0,5 — 5,0%;
факельное сжигание угольной пыли 0 — 0,5%.
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания
топлива: учитывается при сжигании твердого топлива.
Потери теплоты от наружного охлаждения котла:
H ст
Вт
Q5
[ кон ( t t хв ) q луч ]; q T [ кон ( t t хв ) q луч ] 200 300, 2
В
м
Потери теплоты с физической теплотой шлака: учитывается
при сжигании твердого топлива.
5

6. Причины потерь

Потеря теплоты с уходящими газами возникает из-за того, что физическая теплота
газов, покидающих котел, превышает физическую теплоту поступающих в котел
воздуха и топлива. Потеря теплоты с уходящими газами занимает обычно основное
место среди тепловых потерь котла, составляя 5-12 % располагаемой теплоты
топлива.
Химическая неполнота сгорания топлива может явиться следствием:
— общего недостатка воздуха;
— плохого смесеобразования;
— малых размеров топочной камеры;
— низкой температуры в топочной камере;
— высокой температуры.
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания связана с недожогом твердого
топлива в топочной камере. Часть его в виде горючих частиц, содержащих углерод,
водород, серу, может уноситься газообразными продуктами сгорания, часть удаляется вместе со шлаком.
Потеря теплоты от наружного охлаждения возникает потому, что температура
наружной поверхности котла превышает температуру окружающей среды.
Этот вид потерь можно подсчитать по уравнению теплопередачи с учетом передачи
тепла конвекции и излучения. Характер зависимости определяется снижением
отношения площади наружной поверхности котла к тепловыделению с
увеличением мощности котла.
Потеря с физической теплотой шлака возникает потому, что при сжигании твердого
топлива удаляемый из топки шлак имеет высокую температуру. Это относится к
топкам с жидким шлакоудалением, а также к слоевым топкам.
6

7.

Коэффициентом полезного действия котла называют отношение полезной теплоты,
израсходованной на выработку пара (или горячей воды), к располагаемой теплоте котла.
Не вся полезная теплота, выработанная котельным агрегатом, направляется
потребителям, часть теплоты расходуется на собственные нужды. С учетом этого
различают КПД отопительного котла 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.
По уравнению прямого баланса:
ηбр = 100 Qпол / Qрасп
где Qпол — количество полезно используемой теплоты, МДж/кг;
Qрасп — располагаемая теплота, МДж/кг;
по уравнению обратного баланса:
ηбр = 100 — (qу.г + qх.н + qн.о)
где qу.г, qх.н, qн.о — относительные с уходящими газами, от химической неполноты
сгорания и от наружного охлаждения
7

8.

Тогда КПД-нетто отопительного котла по уравнению обратного баланса
ηнетто = ηбр — qс.н
где qс.н — расход энергии на собственные нужды, %.
Определение КПД по уравнению прямого баланса проводят преимущественно при
отчетности за отдельный период (декада, месяц), а по уравнению обратного баланса —
при испытании отопительного котла. Вычисление КПД отопительного котла по
обратному балансу значительно точнее, так как погрешности при измерении потерь
теплоты меньше, чем при определении расхода топлива.
Зависимость КПД котла ηк от его нагрузки (D/Dном) 100
qу.г, qх.н, qн.о — потери теплоты с уходящими газами, от химической и механической
неполноты сгорания, от наружного охлаждения и суммарные потер.
Таким образом, для повышения эффективности отопительного котла недостаточно
стремиться к снижению тепловых потерь; необходимо также всемерно сокращать
расходы тепловой и электрической энергии на собственные нужды, которые составляют
в среднем 3…5% теплоты, располагаемой котельным агрегатом.
Изменение КПД отопительного котла зависит от его нагрузки. Для построения этой
зависимости (рис.) нужно от 100% вычесть последовательно все потери котельного
агрегата, которые зависят от нагрузки, т.е. qу.г, qх.н, qн.о. Как видно из рисунок, КПД
отопительного котла при определенной нагрузке имеет максимальное значение.
Работа котла на этой нагрузке наиболее экономична.
8

Топливо. Тепловой баланс котельного агрегата

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ЛЕСОТЕХНИЧЕСКИЙ

Кафедра теплотехники и теплосиловых
установок

ТОПЛИВО. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС КОТЕЛЬНОГО
АГРЕГАТА

Учебное пособие

Санкт-Петербург

ОГЛАВЛЕНИЕ

топливо котельный агрегат

1. Виды топлива

. Теплотехнические характеристики

. Состав топлива

. Теплота сгорания топлива

5. Условное топливо

6. Расчет горения топлива

6.1 Общие сведения

6.2 Расчет объема воздуха при горении твердого и жидкого
топлива

6.3 Расчет объема воздуха при горении газообразного топлива

6.4 Расчет объема дымовых газов при горении топлива

6.4.1 Общие сведения

6.4.2 Расчет объема дымовых газов при полном горении твердого
и жидкого топлива

6.4.3 Расчет объема дымовых газов при горении газообразного
топлива

7. Расчет коэффициента избытка воздуха по составу дымовых
газов

8. Расчет температуры горения

.1 Реакции диссоциации в дымовых газах

8.2 Расчет адиабатной температуры горения tа

.3 Расчет теоретической температуры горения tт

.4 Расчет действительной температуры горения tД

9. Материальный и тепловой баланс котельного агрегата

Библиографический список

Приложения

1. Виды топлива

Теплотехнические установки (ТТУ) — это устройства, которые потребляя
топливо обеспечивают достижение определенного полезного эффекта.

Например, в теплосиловых установках (ТСУ) полезный эффект — это механическая
работа, которую можно, в частности, использовать для получения электроэнергии
на тепловой электрической станции (ТЭС).

Комплекс оборудования, обеспечивающий переход одного вида энергии в
другой, называется станциями.

В котельных агрегатах (КА) полезный эффект от использования топлива
состоит в получении горячий воды или водяного пара в насыщенном или перегретом
состояниях.

Топливом называется вещество, с помощью которого можно получить
технически полезную энергию.

По механизму выделения энергии топливо разделяют на две группы: ядерное и
органическое.

По происхождению — на природное (уголь, нефть, природный газ, сланцы,
торф, древесина и т.п.) и искусственное (бензин, керосин, кокс и т.п.), которое
получается путем переработки природных топлив.

По агрегатному состоянию — на твердое, жидкое, газообразное.

2. Теплотехнические характеристики

К теплотехническим характеристикам топлив относятся:

● содержание и состав минеральных примесей;

● влажность;

● выход летучих;

● свойства коксового остатка;

● химический состав топлива;

● теплота сгорания топлива.

Определение этих характеристик является задачей технического анализа
топлива.

Минеральные примеси представляют собой соединения, входящие в состав
твердого топлива.

Основными минеральными примесями являются силикаты (кремнезем SiO2, глинозем Al2O3, глина),
сульфиды (в основном железный колчедан FeS2), карбонаты (CaCO3, MgCO3,
FeCO3), сульфаты (CaSO4, MgSO4), окислы металлов, фосфаты, хлориды, соли щелочных
металлов.

В зависимости от происхождения различают три вида минеральных примесей —
первичные, вторичные и третичные.

Первичные примеси попали в топливо вместе с углеобразователями, они
связаны с органической массой топлива. Количество первичных примесей, как
правило, невелико. Они распределяются в топливе равномерно по всей массе.
Удалить первичные примеси из топлива невозможно.

Вторичные примеси были внесены в топливо в процессе углеобразования
ветром и водой в виде наносов. Распределены они в топливе менее равномерно,
иногда в виде тонких прослоек, но удалить их также практически невозможно.
Поэтому первичные и вторичные примеси считаются внутренними примесями.

Третичные примеси попадают в топливо при его добыче и представляют собой
породы из внешнего минерального окружения вырабатываемого пласта. Распределены
они в топливе неравномерно и достаточно легко отделяются. Поэтому третичные
примеси являются внешними примесями.

В процессе горения при высоких температурах минеральные примеси
претерпевают различные физико-химические преобразования, в результате чего
получается твердый негорючий остаток, который называется золой.

Хотя золы обычно получается по массе несколько меньше, чем минеральных
примесей в исходном топливе, для теплотехнических расчетов пользуются
процентным (по массе) содержанием золы — зольностью (А).

Для определения зольности топлив пользуются стандартной методикой
(Приложение 1).

Важными свойствами золы являются абразивность и плавкость.

Зола с высокой абразивностью вызывает сильный износ конвективных
поверхностей парогенераторов.

В топочной камере при высоких температурах часть золы расплавляется,
образуя раствор минералов, называемый шлаком.

Шлак удаляется из топки в жидком или гранулированном состоянии. По
характеристикам плавкости золы энергетические угли подразделяются на три группы
в соответствии с температурой плавления золы tЗ:

) с легкоплавкой золой (tЗ ≤
1350 оС);

) с золой средней плавкости (tЗ = 1350 … 1450 оС);

) с тугоплавкой золой (tЗ
> 1450 оС).

Легкоплавкая зола приводит к зашлаковыванию горящего слоя топлива, а
также налипанию размягченной, расплавленной летучей золы на стенки кипятильных
труб котла. Это загрязняет поверхность нагрева, ухудшает теплопередачу в пучках
труб и вызывает необходимость очистки труб котла и стенок топки. Причем жидкий
шлак может вступать в химическое взаимодействие с огнеупорной кладкой и
вызывать быстрый ее износ.

Содержание золы в рабочей массе топлива колеблется от 0,3 … 60 %.
Минимальное количество золы содержится в древесном топливе — 0,3 … 1,0 % и
наибольшее — в сланцах — 46 … 60 %, которые поэтому сжигаются преимущественно в
пылевидном состоянии.

При сжигании топлива в виде мелких фракций: частиц угольной и сланцевой
пыли, опилок и других происходит значительное загрязнение воздушного бассейна
окружающей местности вследствие большой доли выноса золы (до 80 … 90 %). Это
ухудшает санитарные условия жизни населения прилегающих к ТЭЦ жилых кварталов
рабочих поселков и городов.

Кроме того, запыленность воздуха может снижать качество продукции
некоторых производств, как например, сортность бумаги, досок и пр.

Зная процент содержания и свойства золы, определяют также способы ее
удаления, транспортирования и использования.

Влажность топлива определяется количеством содержащейся в нем воды (Н2О).

Влагу топлива подразделяют на две части: внутреннюю и внешнюю.

К внутренней относится коллоидная и гидратная влага.

Коллоидная влага («клеевидная» от др. греч. κоλλa — клей и εiδoς — вид) связана с органической частью
топлива и распределяется очень равномерно в его массе. Количество коллоидной
влаги зависит от химической природы и состава топлива, а также от содержания
влаги в атмосферном воздухе.

Гидратная (кристаллизационная) влага химически связана с минеральными
примесями. Содержание гидратной влаги в топливе незначительно. Больше всего ее
количество заметно в многозольных топливах.

Часть коллоидной влаги при просушке испаряется, содержание гидратной
влаги при этом остается постоянной, она может быть удалена только при высоких
температурах.

Внешнюю влагу топлива составляют поверхностная и капиллярная влага,
которая попадает в топливо из окружающей среды при его добыче, транспортировке
и хранении.

Внешняя влага удаляется механическими методами и сушкой.

Важной технической характеристикой топлива является гигроскопическая
влажность топлива. Гигроскопической влажностью называют влажность
воздушно-сухого топлива при определенных условиях: температуре воздуха 20 ± 1
оС и его относительной влажности 65 ± 5 % [16].

Твердое топливо при пребывании на воздухе может терять или поглощать
влагу до тех пор, пока давление насыщенного пара влаги топлива не уравновесится
с парциальным давлением влаги воздуха.

Воздушно-сухим называется твердое топливо с установившейся в естественных
условиях влажностью.

Влажность рабочей массы различных топлив изменяется в широких пределах.
Рабочим называется такой вид топлива, в котором оно непосредственно подается в
топки и горелки.

Для определения влажности топлива используют стандартную методику
(Приложение 2).

Повышенная влажность приводит к снижению теплоты сгорания топлива и
увеличению его расхода, к увеличению объема продуктов сгорания, а,
следовательно, потерь теплоты с уходящими газами и затрат на удаление их из
котельного агрегата.

Высокая влажность способствует выветриванию и самовозгоранию твердого
топлива при его хранении.

При повышенной влажности ухудшается сыпучесть твердого топлива. В зимнее
время может происходить смерзание топлива, что нарушает нормальную работу
систем топливоподачи.

Выход летучих и свойства коксового остатка. При нагревании твердого
топлива происходит распад сложных углеводородных соединений, составляющих
горючую массу топлива. В результате этого выделяются горючие газы — водород
(Н2), углеводороды (в основном метан СН4), окись углерода (СО), а также
негорючие газы — углекислый газ (СО2) и водяные пары (Н2О). Этот процесс
называется выходом летучих веществ. Состав и теплота сгорания летучих зависят
от вида и марки топлива. По мере увеличения химического возраста топлива
количество летучих уменьшается.

После отгонки летучих из топлива остается коксовый остаток.

В зависимости от топлива, коксовый остаток может быть порошкообразным или
спекшимся. Спекание кокса происходит в случае, если топливо содержит
битуминозные вещества, которые при нагревании переходят в пластическое
состояние.

Угли, образующие спекшийся коксовый остаток, являются ценным
технологическим топливом. В первую очередь для производства металлургического
кокса.

Свойства коксового остатка зависит от состава органических соединений
горючей массы топлива и содержания в нем летучих веществ.

Для определения выхода летучих и кокса используют стандартную методику
(Приложение 3).

3. Состав топлива

Важнейшей характеристикой любого топлива является его химический состав.
По известному химическому составу топлива могут быть выполнены все расчеты,
связанные с его использованием: расчет необходимого объема воздуха для
сжигания; расчет объема и состава дымовых газов и др.

Любое топливо состоит из горючей массы и балласта. При всем разнообразии
различных видов топлива горючая масса включает четыре элемента: углерод (С), водород
(Н), кислород (О) и серу (S).

Отметим, что масса серы, участвующей в горении, состоит из серы
органической SО, которая входит в состав
органических соединений и серы колчеданной SК, которая входит в состав железного колчедана FeS2 и других сернистых соединений,
окисляемых кислородом, рис. 3.1. [11].

	Сера общая [S]
Органическая [SО]		Неорганическая

Колчеданная[SК]

Сульфатная

Летучая [SЛ]

Нелетучая (остается в золе)

Рис. 3.1. Природа и свойства серы в топливе

Твердое и жидкое топливо состоит, как правило, из сложных веществ
(органических соединений), определить содержание которых в топливе достаточно
сложно. Поэтому применяется более простой способ, который позволяет
характеризовать состав топлива массовыми % химических элементов, из которых оно
состоит.

Горючими элементами топлива являются, %: углерод С, водород Н и сера SЛ = SО + SК
(индекс «л» означает «летучая сера», т.е. та сера в
топливе, которая окисляется кислородом).

Кроме горючих элементов топливо содержит, %: негорючие органические
элементы кислород О и азот N,
входящие в состав топлива в виде сложных высокомолекулярных соединений;
негорючие минеральные примеси, например, Al2O3, SiO2, CаO, Fe2O3, CaSO4
и др. составляющие, золу топлива А, которая остается после его сгорания; влагу
топлива W, которая является балластной
примесью, как и А, снижающей качество топлива.

В качестве характеристик состава твердого топлива различают рабочую,
аналитическую, сухую, горючую (сухую беззольную) и органическую массы табл. 3.1
[1, 2, 14]. В жидком топливе — рабочую и сухую массы.

Т а б л и ц а 3.1

Масса твердого топлива и состав

Обозначающий индекс	Углерод С	Водород Н	Кислород О	Азот N	Сера органическая S0	Сера колчеданная Sк	Баласт Б
							Зола А	Влага Wp
								аналитическая Wа	внешняя Wвн
О	Органическая
Г	Горючая (сухая беззольная)
С	Сухая
a	Аналитическая
Р	Рабочая (рабочее топливо)

Органическая масса состоит из углерода, водорода, кислорода, серы,
входящей в состав органических соединений, и азота. Это условное состояние
топлива, не содержащего влаги и минеральной массы:

CO + HO + OO +  + NO = 100% .(3.1)

Горючая
масса (сухая беззольная) близка по составу к органической массе. Отличается от
нее наличием колчеданной, или пиритной серы, входящей в состав железного
колчедана (FeS2) и других сернистых соединений, окисляемых
кислородом в процессе горения топлива. Это условное состояние топлива, не
содержащего влаги (кроме гидратной) и золы:

CГ + HГ + OГ +  + NГ = 100%. (3.2)

Сухая
масса состоит из горючих компонентов и минеральных веществ, образующих при
сгорании топлива золу. В этом состоянии топливо не содержит влаги (кроме
гидратной):

CС + HС + OС +  + NС + АС = 100%. (3.3)

Рабочая
масса состоит из сухой массы и всей влаги топлива, именно этот состав топлива
подается в топки и горелки:

Т а б л и ц а 3.2

Множители для перерасчета состава топлива с одной массы на другую

Заданная масса топлива	Коэффициенты пересчета на массу
	рабочую	сухую	горючую	органическая	аналитическая
рабочая	1

сухая       

1

горючая 

1

органическая       

1

аналитическая     

1

Аналитическая масса — рабочая масса воздушно-сухого топлива.
Соответствует аналитическому состоянию топлива, т.е. состоянию аналитической
пробы топлива, влажность которого доведена до равновесного состояния с
влажностью воздуха в лабораторном помещении [14]. Используется обычно для
проведения химического анализа:

Cа + Hа + Oа +  + Nа + Аа + Wа = 100%. (3.5)

Пересчет
состава топлива с одной массы на другую производится по очевидным соотношениям
с помощью множителей, приведенных в табл. 3.2. [6].

Примечание (к табл. 3.2):

) Пересчет рабочего состава одного топлива при изменении его влажности
проводится по очевидным формулам, приведенным в Приложении 4.

) Расчет рабочего состава топлива, состоящего из смеси двух твердых или
жидких топлив производится по формулам, приведенным в Приложении 5.

) Пример расчетов по определению состава топлива приводится в Приложении
6.

Химический состав газообразного топлива чаще всего задается объемными
процентами входящих в газовую смесь компонентов.

По определению:

• объемный % i-го компонента —
это объемная доля компонента ri
умноженная на 100;

• объемная доля — это отношение приведенного объема i-го компонента Vi к объему всей газовой смеси VСМ, из которой состоит топливо;

• приведенный объем i-го
компонента газовой смеси Vi —
это объем, который один этот компонент мог бы занимать при условии, что его
давление и температура будут равны давлению и температуре всей газовой смеси.

В общем случае промышленное газообразное топливо может содержать
следующие газы: окись углерода (СО); водород (Н2); метан (СН4); этан (С2Н6);
пропан (С3Н8); бутан (С4Н10); пентан (С5Н12); этилен (С2Н4); пропилен (С3Н6);
сероводород (Н2S); двуокись
углерода (СО2); азот (N2);
кислород (О2).

Если в газообразном топливе присутствует кислород, то при расчете горения
его необходимо учитывать, т.е. воздуха на сжигание топлива в этом случае
потребуется меньше.

Пример: природный газ Саратовского месторождения имеет состав [2]:

СНС2НС3НС4НС5НСОNСумма, %
94,0	1,2	0,7	0,4	0,2	0,2	3,3	100,0

Примечание:

Необходимо
учитывать, что для газообразного топлива в справочной литературе дается состав
сухого газа. Перерасчет состава газообразного топлива с сухого на влажный
производится следующим образом. Вначале определяется объемная доля Н2О в газе
при нормальных условиях (условная величина, т.к. плотность паров Н2О при
нормальных условиях  условно определяется формулой , где —
молярная масса воды, кг / моль; 22,4 — объем, который занимает 1 кмоль любого
идеального газа при нормальных условиях (следствие из закона Авогадро, м3).

По
определению объемной доли в газовой смеси:

, (3.5)

где
 — объемная доля паров Н2О в газообразном топливе;

 —
приведенный объем паров в газообразном топливе, нм3;

 — объем
газовой смеси рабочего (влажного) топлива, который соответствует 1 нм3 сухого
топлива, нм3;

 — масса
Н2О в объеме рабочего (влажного) топлива, равном ,
кг;

ω — содержание влаги в газообразном топливе, г / нм3 (сухого газа).

Содержание
влаги в объемных процентах в рабочем топливе по определению составит:

 %. (3.6)

Влагосодержание
газа при различных температурах приводится в Приложение 7.

Зная по (3.6) процентное содержание влаги в рабочем топливе, можно
рассчитать состав влажного рабочего газа по известному составу сухого газа:

, % ;
(3.7)

, % ; и
т.д.

В
природном газе содержится небольшое количество влаги, примерно 0,5 … 1,5%, так
как при транспортировании газа на большие расстояния он подвергается тщательной
очистке от различных примесей и влаги.

При
решении задач, в случае отсутствия данных по влаге, влажность газообразного
топлива принимать Н2О = 1%.

Примечание:

Пример
расчета рабочего состава для природного газа приводится в Приложении 8.

4.
Теплота сгорания топлива

Горение
— это интенсивная реакция окисления, в которой выделение химической энергии
сопровождается тепловым излучением.

Сгорание
топлива может быть полным и неполным.

При
полном сгорании в продуктах горения образуются вещества не способные к
дальнейшему окислению: СО2, Н2О, SО2.

При
неполном сгорании, в образовавшихся продуктах горения присутствуют вещества,
способные к дальнейшему окислению: СО, Н2S и др.

Например,
результат полного сгорания углерода в виде графита описывается
стехиометрическим уравнением [3]:

С
+ О2 = СО2 + 34,07 МДж / кг.(4.1)

При
неполном сгорании:

С + 0,5 · О2 = СО + 10,27 МДж / кг.(4.2)

Примечание:

Содержащийся в твердом и жидком топливе углерод, также как и водород,
входит в состав сложных органических соединений, образующих горючую массу
топлива.

В
технике различают высшую  и низшую  теплоты
сгорания рабочего топлива (теплотворная способность топлива или
теплотворность).

Высшая
теплота сгорания топлива  — это теплота, которая выделяется при полном сгорании
всех горючих компонентов 1 кг или 1 нм3 топлива.

Примечание:
1 нм3 — это 1 м3 газа, находящийся при нормальных условиях (н.у.), т.е. при рн
= 101325 Па и Тн = 273,15 К.

Физический
смысл  можно представить следующим образом. После полного
сгорания 1 кг или 1 нм3 топлива образуется высокотемпературная газовая смесь
(дымовые газы), состоящая из пяти газов: СО2, Н2О, SО2, N2 и
О2. Эту смесь охлаждают до 0 ºС.
Теплоту, которую потребуется отвести при таком охлаждении, называют высшей
теплотой сгорания топлива . Очевидно, что пары Н2О, находящиеся в дымовых газах,
в конце процесса охлаждения (при 0 ºС) будут находиться в жидкой фазе, т.к. при 100 ºС произойдет их практически полная конденсация.

Значение
определяется экспериментально (Приложение 9), либо
рассчитывается по эмпирическим формулам по известному элементарному составу
топлива.

В
тепловых агрегатах, как правило, отработанные дымовые газы находятся при
давлении близком к атмосферному и имеют температуру несколько выше 100 ºС, а значит вода в них находится в виде пара. Это
необходимо, чтобы исключить конденсацию пара в трубе, через которую дымовые
газы выбрасываются в атмосферу (при конденсации труба быстро разрушается).

В
связи с этим, для удобства проведения теплотехнических расчетов (чтобы не
учитывать в них теплоту испарения Н2О), вводится низшая теплота сгорания
топлива . Значение  определяется
по известной  путем пересчета. Из  вычитается
теплота, которая высвобождается при конденсации Н2О в дымовых газах при 100 ºС. А также то количество теплоты, на которое
отличаются процессы охлаждения воды (от 100 ºС до 0 ºС) от охлаждения водяного пара (тоже от 100 ºС до 0 ºС). Это отличие можно рассчитать по известным значениям средних
теплоемкостей воды и водяного пара при постоянном давлении (теплоемкость пара
примерно в два раза меньше теплоемкости воды).

Указанная
выше разница между  и  составляет
приблизительно 2510 кДж (600 ккал) на 1 кг влаги [3].

Таким
образом, для твердого и жидкого топлива можно записать:

 =  — 2510 · , кДж /
кг, (4.3)

где
НР и WР — содержание водорода и влаги в рабочем топливе, %.

Коэффициент
9 перед  в формуле (2.1) указывает на то, что, из 1 кг Н2 при
окислении образуется 9 кг Н2О.

На
практике для расчета низшей теплоты сгорания твердого или жидкого рабочего
топлива по известному элементарному составу пользуются эмпирической формулой
Д.И. Менделеева [10]:

 = 338CР +
1025HР — 108,5 (OР — ) — 25WР, кДж/кг. (4.4)

Низшую теплоту сгорания газообразного топлива по компонентному составу
вычисляют по формуле [10]:

 = 108 Н2
+ 126 СО + 234 Н2S + 358 СН4 + 591 С2Н4 +

+
638 С2Н6 + 860 С3Н6 + 913 С3Н8 + 1135 С4Н8 + 1187 С4Н10 +

+ 1461 С5Н12 + 1403 С6Н6, кДж / кг, (4.5)

где Н2, СО, Н2S, СН4, С2Н4,
С2Н6, С3Н6, С3Н8, С4Н8, С4Н10, С5Н12,

6Н6 — объемные % соответствующих компонентов топлива, а коэффициенты
перед ними — тепловые эффекты реакций окисления данного горючего компонента,
кДж / нм3, деленные на 100.

Помимо
 иногда в расчетах используется QН СТ
— теплота сгорания при стандартных условиях (20 ºС, 760 мм рт. ст.):

QН СТ = · . (4.6)

5. Условное топливо

Эффективность использования топлива в тепловом агрегате характеризуется
удельным расходом топлива — это затраты топлива на единицу продукции.

Например,
на получение в котельном агрегате 1 т пара расходуется 50 нм3 природного газа,
т.е. удельный расход 50 нм3 / т. Для удобства сопоставления различных видов
топлива, например, при сравнении удельных расходов, вводится понятие — условное
топливо (у.т.). При этом принято, что низшая рабочая теплота сгорания условного
топлива  составляет 29300 кДж / кг у.т. (7000 ккал / кг у.т.).

Затраты
или объем реального топлива всегда можно пересчитать в затраты (объем)
условного топлива.

Например:
пусть в тепловом агрегате расходуется в единицу времени В, кг / с, твердого
топлива с низшей рабочей теплотой сгорания , кДж /
кг. Соответственно в этом тепловом агрегате в единицу времени расходуется
теплота:

QТЕХ = В · , (5.1)

где
QТЕХ — теплота на осуществление технологического
процесса, кДж / с.

Величина QТЕХ при любом
виде топлива должна оставаться неизменной, в частности, и при использовании
условного топлива:

QТЕХ = В ·  = ВУ.Т · 29300, (5.2)

где
ВУ.Т — расход условного топлива в рассматриваемом тепловом агрегате, кг у.т./ с
или т у.т./ с.

Из (5.2) получаем:

ВУ.Т = В · Э, кг у.т. / с или т у.т./с, (5.3)

где
Э = — безразмерная величина, которая называется тепловой
эквивалент топлива.

6. Расчет горения топлива

6.1 Общие сведения

Для сжигания топлива в топках и горелках используется, как правило,
атмосферный воздух.

Состав сухого атмосферного воздуха приведен в табл. 6.1.

Т а б л и ц а 6.1

Состав сухого атмосферного воздуха в нижних слоях атмосферы

Газы атмосферы	Содержание, об. %	Газы атмосферы	Содержание, об. %
Азот, N2	78,09	Криптон, Kr	10-4
Кислород, O2	20,95	Водород, H2	5 · 10-5
Аргон, Ar	0,93	Полуоксид, N2O	5 · 10-5
Углекислота, CO2	0,03	Ксенон, Xe	8 · 10-6
Неон, Ne	8 · 10-3	Озон, O3	10-6
Гелий, He	5,24 · 10-3	Рений, Rn	6 · 10-18

Также в атмосферном воздухе содержится некоторое количество водяного
пара, которое определяет его влажность. Количество водяного пара в атмосферном
воздухе колеблется от 0,1 до 2,8 об. % в зависимости от сезона, климата и
погоды.

Во многих теплотехнических расчетах наличием в воздухе Ar, CO2 и т.д. можно пренебречь без существенного снижения точности
результата. То есть принимается, что сухой воздух состоит из двух компонентов —
азота (N2) и кислорода (O2):

N2 = · 100 = 79%, (6.1)

O2 = · 100 = 21%, (6.2)

где
и —
объемные доли азота и кислорода (безразмерные величины); N2 и O2 —
объемные проценты азота и кислорода в сухом воздухе, %.

Влажность
воздуха принимается постоянной и равной 10 г Н2О на 1 кг воздуха [5].

Из
(6.1) и (6.2) следует, что в сухом воздухе на один объем О2 приходится:  объемов N2;  объемов самого воздуха.

Теоретически
необходимый объем воздуха — это минимальный объем воздуха, который потребуется
для полного сгорания 1 кг или 1 нм3 топлива.

На
практике, для достижения полного сгорания топлива воздуха подают больше, чем
теоретически необходимо. Это происходит из-за того, что идеально перемешать
горючее и окислитель в реальных топках и горелках невозможно. В соответствии с
этим фактом вводится важная техническая характеристика горения — коэффициент
избытка воздуха α:

, (6.3)

где
VO — теоретически необходимый объем воздуха, нм3 /кг
(нм3 /нм3); VД — действительный объем воздуха, нм3 / кг (нм3 /
нм3).

Значение
VO определяется из стехиометрических уравнений
химических реакций окисления горючих элементов топлива. Значение VД
определяется в результате экспериментальной отработки режимов для конкретных
топок и горелок.

6.2
Расчет объема воздуха при горении твердого и жидкого топлива

Элементарный
рабочий состав твердого и жидкого топлива, как было показано выше, задается
массовыми, %. Например, высокосернистый мазут имеет следующий состав [13]:

СР	НР	NРОРАРWРСумма, %
83,0	10,4	2,8	0,7	—	0,1	3,0	100,0

Горючими элементами в топливе являются: углерод, водород, сера.

Рассмотрим стехиометрические реакции полного окисления этих элементов:

С + О2 = СО2; (6.4)

S + О2
= SО2; (6.5)

Н2 + 0,5О2 = Н2О. (6.6)

Из (6.4) следует, что для окисления 1 кмоля С требуется 1 кмоль О2. Масса
1 кмоля углерода, как известно, составляет 12 кг. Объем 1 кмоля любого
идеального газа при нормальных условиях, в соответствии со следствием из закона
Авогадро, равен 22,4 м3.

Таким образом, для полного окисления 12 кг С потребуется 22,4 нм3 О2.
Одному объему кислорода в воздухе соответствует 4,76 объема самого воздуха.
Значит, для полного сжигания 12 кг углерода потребуется 4,76 · 22,4 нм3 воздуха.
Соответственно теоретический объем воздуха в случае горения углерода будет
равен:

VO = , нм3 / кг углерода, (6.7)

где n — коэффициент, стоящий перед О2 в
стехиометрическом уравнении (6.4), кмоль; μС — молярная масса углерода,
μС = 12 кг / кмоль.

Аналогичным образом из (6.5) для случая горения серы можно получить:

VO = , нм3 / кг серы. (6.8)

Из
(6.6) следует, что для окисления 1 кмоля водорода, который весит 2 кг,
потребуется 0,5 кмолей кислорода, что будет составлять 0,5 · 22,4 · 4,76 нм3
воздуха. Соответственно для этого случая:

VO = , нм3 / кг водорода. (6.9)

Обобщенная
формула для расчета теоретически необходимого объема воздуха имеет вид:

VO = , нм3 / кг, (6.10)

где n — коэффициент, стоящий перед О2 в
стехиометрическом уравнении реакции окисления соответствующего вещества, кмоль;
μ
— молярная масса
окисляемого вещества, кг / кмоль.

Для полного сгорания всех горючих элементов 1 кг твердого или жидкого
топлива, в соответствии с (6.7) — (6.9), могло бы потребоваться следующее
количество воздуха V′ O, без учета ОР:

V′ O =
8,88 ·  + 26,6 ·  + 3,33 ·
 =

=
0,089 СР + 0,266 НР + 0,033 , нм3 /
кг. (6.11)

В
топливе в высокомолекулярных соединениях содержится кислород ОР, который по
существу также участвует в окислении горючих элементов. Из-за этого реально
воздуха потребуется меньше, чем рассчитывается по (6.11). Следовательно, из V′
O необходимо вычесть эквивалентный ОР объем воздуха VЭ,
который рассчитывается следующим образом.

Сначала
определим массу О2 в 1 кг топлива :

, кг
кислорода / кг топлива.

Зная
массу, определяем число кмолей О2 в 1 кг топлива :

, кмоль,

где
— молярная масса кислорода,  = 32 кг / кмоль.

По
числу кмолей определяем нормальный объем кислорода в 1 кг топлива :

 · 22,4 =
· , нм3
кислорода / кг топлива. (6.12)

Из
(6.12) эквивалентный объем воздуха рассчитывается исходя из содержания в
воздухе 21 % кислорода по объему:

нм3
воздуха/ кг топлива. (6.13)

Окончательно
теоретически необходимый объем воздуха VO, который
требуется для полного сгорания 1 кг твердого или жидкого топлива, определяется
путем вычитания (6.13) из (6.11):

VO = V′
O — V Э = 0,089СР + 0,266НР + 0,033 ( — ОР), нм3 / кг. (6.14)

Примечание:

Часть твердого топлива в топках теряется: со шлаками; за счет просыпи
через колосниковую решетку; уносится в виде пыли газовым потоком. Эти потери
называются механическими. При учете механических потерь их оценивают как потери
углерода:

СМЕХ = СШ + СПР + СУ , % , (6.15)

где СМЕХ — механические потери углерода; СШ, СПР, СУ — потери углерода со
шлаком, с просыпью и уносимые газовым потоком соответственно.

= СР —
СМЕХ = (0,95…0,97) · СР, % . (6.16)

6.3 Расчет объема воздуха при горении газообразного топлива

Химический состав газообразного топлива, как было показано выше, задается
объемными % входящих в топливо (газовую смесь) компонентов. В общем случае
сухое (без учета паров Н2О) техническое газообразное топливо может иметь
состав:

СО

Н2

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н15

С2Н4

С3Н6

Н2S

СО2

N2

О2

Сумма, %

…

…

…

…

…

…

…

…

…

…

…

…

…

100,0

Объем кислорода, необходимого для полного сгорания 1 нм3 газообразного
топлива, подсчитывается на базе стехиометрических уравнений окисления (горения)
отдельных горючих компонентов, входящих в его состав:

окись углерода: СО + 0,5 · О2 = СО2 ; (6.17)

водород: Н2 + 0,5 · О2 = Н2О ; (6.18)

метан: СН4 + 2 · О2 = СО2 + 2 · Н2О; (6.19)

этан: С2Н6 + 3,5 · О2 = 2 · СО2 + 3 · Н2О; (6.20)

пропан: С3Н8 + 5 · О2 = 3 · СО2 + 4 · Н2О; (6.21)

бутан: С4Н10 + 6, 5 · О2 = 4 · СО2 + 5 · Н2О; (6.22)

пентан: С5Н12 + 8 · О2 = 5 · СО2 + 6 · Н2О; (6.23)

этилен: С2Н4 + 3 · О2 = 2 · СО2 + 2 · Н2О; (6.24)

пропилен: С3Н6 + 4, 5 · О2 = 3 · СО2 + 3 · Н2О; (6.25)

сероводород: Н2S +
1,5 · О2 = SО2 + Н2О. (6.26)

Например,
из (6.20) следует, что для полного сгорания 1 нм3 этана (С2Н6) потребуется 3,5
нм3 О2 (так как на сгорание 1 кмоля С2Н6 требуется 3,5 кмоля кислорода (О2), а
1 кмоль любого идеального газа при нормальных условиях, по следствию из закона
Авогадро, занимает объем 22,4 м3). Соответственно для сгорания  нм3 этана, содержащегося в 1 нм3 топлива, потребуется
3,5 ·  нм3 кислорода.

Таким
образом, по уравнениям (6.17) — (6.26) можно подсчитать объем теоретически
необходимого кислорода для сгорания 1 нм3 топлива :

= 0, 01
(0,5 · СО + 0,5 · Н2 + 2 · СН4 + 3,5 · С2Н6 + 5 · С3Н8 +

+
6,5 · С4Н10 + 8 · С5Н12 + 3 · С2Н4 + 4,5 · С3Н6 + 1,5 · Н2S —
О2), нм3/нм3. (6.27)

Если
для компактности записи все углеводороды, входящие в топливо, обозначить общей
условной формулой CmHn (m — количество атомов углерода, n —
количество атомов водорода в компоненте), то вместо (6.27) можно записать:

= 0,01
(0,5 · СО + 0,5 · Н2 + 1,5 · Н2S + ∑(m + ) CmHn — О2),

нм3
/ нм3, (6.28)

где условный знак ∑ означает суммирование по всем входящим в
топливо углеводородам (см. формулу (6.27)).

Соответственно теоретически необходимый объем воздуха рассчитывается по
(6.28), исходя из содержания в воздухе 21 % кислорода по объему:

, (6.29)

или
с учетом (6.28):

VO = 0,0476 ·
[0,5 (СО + Н2) + 1,5 Н2S + 2 СН4 +

+
· СmHn — O2], нм3 / нм3. (6.30)

6.4 Расчет объема дымовых газов при горении топлива

6.4.1 Общие сведения

При полном сгорании любых органических топлив образуются следующие
газообразные продукты сгорания: СО2, SО2 и Н2О.

Если происходит неполное сгорание, то считается, что к трем названным
продуктам добавляется окись углерода СО — токсичный газ, а также могут
добавляться и другие газы.

В
общем случае объем продуктов сгорания 1 кг или 1 нм3 топлива VГ
складывается из объема сухих газов VСГ и объема водяного пара :

VГ = VСГ +
, нм3 / кг; нм3 / нм3. (6.31)

При
этом:

 (6.32)

где
приведенные объемы соответствующих компонентов в сухой
газовой смеси, образовавшейся при сгорании 1 кг или 1 нм3 топлива, нм3 / кг или
нм3 / нм3 топлива.

Химический состав сухих дымовых газов определяется объемными %:

СО2
=  SО2 =  СО =

О2
= , N2 = , (6.33)

где
, , , ,  — объемные доли соответствующих компонентов в сухой
газовой смеси; СО2 , SО2, СО, О2 , N2 — объемные проценты
соответствующих компонентов в сухой газовой смеси, %.

При
этом:

СО2 + SО2 + СО + О2 + N2 = 100 %. (6.34)

При расчетах для удобства вводится обозначение:

, (6.35)

где
— объем трехатомных газов, % .

Соответственно
подставляя (6.35) в (6.32):

 (6.36)

6.4.2
Расчет объема дымовых газов при полном горении твердого и жидкого топлива

Состав
такого топлива задается массовыми %:

CР + HР + OР +  + NР + АР + WР = 100% . (6.37)

При полном сгорании 1 кг топлива объем дымовых газов VГ определяется суммой:

нм3 / кг.
(6.38)

Расчет
значений слагаемых, входящих в правую часть (6.38) производится следующим
образом.

Для
расчета  рассмотрим стехиометрическую реакцию окисления
углерода:

С
+ О2 = СО2. (6.39)

Из
(6.39) следует, что из 1 кг углерода образуется СО2 в количестве  нм3/ кг. В 1 кг топлива содержится , кг углерода. Соответственно:

, нм3 /
кг. (6.40)

Аналогичным
образом рассчитывается по реакции:

S + О2 = SО2;
(6.41)

, нм3 /
кг. (6.42)

Итого
для :

= 1,886 ·
 + 0,7 ·  =

=
1,886 · , нм3 / кг, (6.43)

где
 = КР называется приведенным углеродом, %.

В общем случае при избытке воздуха (α > 1) часть воздуха не принимает участия в
горении. Эта часть называется избыточным воздухом:

 (6.44)

где
— объем избыточного воздуха, подаваемого при сжигании
1 кг топлива, нм3 / кг;

 —
действительный объем воздуха, подаваемый на сжигание 1 кг топлива, нм3 / кг;

— объем
теоретически необходимого воздуха для сжигания 1 кг топлива, нм3 / кг;

α — коэффициент избытка воздуха.

Так
как в воздухе содержится 21 % О2 для определения можно
использовать (6.44):

, нм3 /
кг. (6.45)

При
расчете  учитывается, что азот является инертным газом и не
участвует в химических реакциях при горении топлива. То есть весь азот, который
поступает в топку (горелку) вместе с действительным воздухом и тот, который
выделяется из топлива, проходя через топку (горелку) транзитом:

, (6.46)

где
 — приведенный объем N2 в
действительном воздухе, подающимся при сгорании 1 кг топлива, нм3 / кг;

— объем N2,
который выделяется при сгорании 1 кг топлива, нм3 / кг.

Так
как в воздухе содержится 79 % N2, значение определяется:

 (6.47)

Значение
 по определению рассчитывается путем деления
соответствующей массы на плотность. В 1 кг топлива содержится  кг азота. Плотность азота при нормальных условиях можно рассчитать по известной
формуле:

, кг /
нм3, (6.48)

где
— молярная масса азота, = 28 кг /
кмоль;

,4
— объем, который занимает 1 кмоль любого идеального газа при нормальных
условиях (следствие из закона Авогадро), нм3 / кмоль.

Соответственно
для :

 нм3 /
кг. (6.49)

Подставляя
(6.47) и (6.49) в (6.46) получаем:

= 0,79 · α ·  + , нм3 /
кг. (6.50)

Вводя
для объема двухатомных газов, входящих в (6.38) обозначение можно записать очевидное равенство (которое также
можно получить путем простейших арифметических преобразований):

 (6.51)

где
— приведенный объем азота в дымовых газах, при
сгорании 1 кг топлива при условии, что коэффициент избытка воздуха α = 1, нм3 / кг.

Равенство
(6.51) отражает тот очевидный факт, что приведенный объем О2 и часть от приведенного
объема N2, относящаяся к избыточному воздуху, вместе как раз и
составляют объем этого избыточного воздуха V И.

Значение
можно рассчитать по (6.50), приняв значение α = 1:

, нм3 /
кг. (6.52)

Примечание:

Для
удобства проведения практических расчетов формулы (6.50) и (6.51) преобразуют
следующим образом:

. (6.53)

где
0,79 · VО — приведенный объем N2 в
теоретическом воздухе, нм3 / кг;

0,79 · (α — 1) · VО —
приведенный объем N2 в избыточном воздухе, нм3 / кг.

Подставив
в (6.53) формулу (6.52) получим:

 (6.54)

Подставляем
в (6.51) формулы (6.45) и (6.54):

 (6.55)

где
(α
— 1) · VО — объем избыточного воздуха, нм3 / кг.

При
расчете  учитывается, что водяные пары в дымовых газах
образуются по трем причинам:

•
в результате испарения влаги, содержащейся в топливе , кг (влаги) / кг (топлива);

•
в результате окисления водорода 9 ·, кг
(влаги) / кг (топлива), где коэффициент 9, [кг (влаги) / кг (водорода)], это
масса Н2О, которая образуется при окислении 1 кг Н2 в соответствии со
стехиометрической реакцией Н2 + 0,5 · О2 = Н2О;

•
в результате того, что атмосферный воздух, подающийся на горение, содержит
некоторое количество паров воды (обычно в расчетах приближенно принимается, что
в 1 кг атмосферного воздуха содержится 10 г Н2О) [5].

Таким
образом, масса паров Н2О в дымовых газах  при
сгорании 1 кг топлива равна:

, кг /
кг, (6.56)

где
mВ — масса влаги, вносимая атмосферным воздухом, при
сжигании 1 кг топлива, кг.

Значение
mВ определяется соотношением:

mВ = d · , (6.57)

где
d = 0,01 кг (влаги) / кг (воздуха) — содержание влаги в
1 кг атмосферного воздуха [5];

— масса
действительного воздуха, подаваемого на сжигание 1 кг топлива, кг / кг.

Значение
 определяется через плотность воздуха ρВ при нормальных условиях:

 (6.58)

где
ρВ — плотность воздуха при нормальных условиях, ρВ = 1,293 кг / нм3.

При
известном значении  значение  определяется
через плотность паров Н2О при нормальных условиях

 кг / нм3
(условная величина):

нм3/кг.
(6.59)

6.4.3
Расчет объема дымовых газов при горении газообразного топлива

Суммарный
объем влажных (содержащих пары Н2О) продуктов полного сгорания 1 нм3
газообразного топлива VГ равен:

нм3 /
нм3. (6.60)

Или,
с учетом принятых выше обозначений:

нм3 /
нм3, (6.61)

где
 — объем трехатомных продуктов сгорания, нм3 / нм3.

Объем
сухих продуктов сгорания равен:

нм3 /
нм3. (6.62)

Или,
с учетом принятых выше обозначений:

 нм3 /
нм3. (6.63)

Расчет
объема продуктов сгорания 1 нм3 газообразного топлива проводится на базе
стехиометрических уравнений окисления горючих компонентов, входящих в его
состав (6.17) — (6.26).

В
соответствии с указанными уравнениями приведенный объем СО2 в дымовых газах будет
равен:

= 0, 01 ·
(СО2 + СО + СН4 + 2 · С2Н6 + 3 · С3Н8 + 4 · С4Н10 +

+
5 · С5Н12 + 2 · С2Н4 + 3 · С3Н6), нм3 / нм3. (6.64)

Или,
с применением условной компактной записи:

= 0,01 ·
(СО2 + СО + ∑ m · CmHn), нм3 / нм3, (6.65)

где знак ∑ означает суммирование по всем входящим в топливо
углеводородам.

Приведенный объем SО2
будет равен:

= 0,01 ·
Н2S, нм3 / нм3. (6.66)

Приведенный объем N2 в
дымовых газах складывается из азота действительного воздуха и азота,
содержащегося в 1 нм3 топлива:

, нм3 /
нм3. (6.67)

Расчет
 производится по известному объему избыточного воздуха
:

, нм3 /
нм3. (6.68)

Примечание:

Суммируя
(6.67) и (6.68), после преобразований получаем удобное выражение для проведения
практических расчетов аналогично формуле (6.55) для твердого и жидкого топлива:

 (6.69)

где
— приведенный объем азота в дымовых газах при сгорании
1 нм3 топлива, при условии, что коэффициент избытка воздуха α = 1, нм3 / нм3;

 — объем
избыточного воздуха, нм3 / нм3.

При
расчете по уравнениям (6.17) — (6.26) дополнительно требуется
учесть, что в 1 нм3 газообразного топлива содержится d грамм влаги.
Следовательно, к объему паров Н2О, определенному по реакциям (6.17) — (6.26)
требуется добавить два слагаемых:

,

,

где
 и  — объемы
водяных паров, которые образовались в дымовых газах за счет влаги топлива и
воздуха соответственно, нм3 Н2О / нм3 топлива;

 и — масса влаги в 1 нм3 топлива и в действительном
объеме воздуха, кг Н2О / нм3 топлива ( определяется
по аналогии с формулой (6.57), принимая, что в 1 кг действительного воздуха
содержится 10 г Н2О [5]);

 и ρВ — плотность воды и воздуха при нормальных условиях,
кг / нм3;

 — молярная
масса воды, кг / кмоль.

Окончательно,
с учетом  и ,
приведенный объем паров воды в дымовых газах составит:

= 0,01 ·
(Н2 + 2 · СН4 + 3 · С2Н6 + 4 · С3Н8 + 5 · С4Н10 +

+
2 · С2Н4 + 3 · С3Н6 + Н2S) + 0,00124 · d + 0,0161 · α
· ,

нм3
/ нм3. (6.70)

Или, при применении условной компактной записи:

 = 0,01 ·
(Н2 + ∑  · CmHn + Н2S) + 0,00124 · d +

+
0,0161
· α · . (6.71)

7.
Расчет коэффициента избытка воздуха по составу дымовых газов

Как
было показано выше, объем сухих дымовых газов в общем случае, когда может иметь
место неполное сгорание топлива, равен по (6.32):

 нм3 / кг
или нм3 / нм3.

Состав
дымовых газов (газовой смеси) задается объемными процентами компонентов (будем
считать известным):

Например,

СО2	SO2	СО	О2	N2	Сумма, %
18,5	0,31	0,01	2,00	79,21	100,0

По определению (6.3) коэффициент избытка воздуха равен:

 (7.1)

где
, ,  — действительный, теоретический и избыточный расходы
воздуха соответственно, нм3 / кг или нм3 / нм3.

Далее
выразим отношение  через данные о составе дымовых газов.

Вначале
рассмотрим случай полного сгорания топлива (СО = 0 %).

Очевидно,
что объем кислорода в сухих дымовых газах пропорционален :

. (7.2)

В
свою очередь значение можно определить по составу сухих дымовых газов:

. (7.3)

Приравняв
правые части (7.2) и (7.3) получим:

. (7.4)

Так
как азот является инертным газом, очевидно, что объем азота в сухих дымовых
газах  пропорционален (небольшим
количеством азота, который содержится в топливе пренебрегаем):

. (7.5)

В
свою очередь значение можно определить по составу сухих дымовых газов:

. (7.6)

Приравняв правые части (7.5) и (7.6) получим:

 (7.7)

Подставляя (7.4) и (7.7) в (7.1) окончательно получим:

. (7.8)

В
случае неполного сгорания топлива (при наличии СО) приведенный объем кислорода
в дымовых газах будет больше объема кислорода в избыточном воздухе. Это
объясняется тем, что часть кислорода, находящегося в этом случае в дымовых
газах, была предназначена для полного окисления СО до СО2 по стехиометрической
реакции:

СО + 0,5 · О2 = СО2. (7.9)

Из (7.9) следует, что объем кислорода на такое окисление будет составлять
0,5 от объема СО, который в свою очередь равен:

, нм3 /
кг или нм3 / нм3. (7.10)

Соответственно разность между объемами О2 в дымовых газах и объемом О2 в
избыточном воздухе будет равна:

 (7.11)

Выразим
из (7.11) :

. (7.12)

Подставляя
(7.12) вместо (7.4) в (7.1) получим формулу для вычисления коэффициента избытка
воздуха для общего случая, когда может иметь место неполное горение топлива:

 . (7.13)

8. Расчет температуры горения

.1 Реакции диссоциации в дымовых газах

Под температурой горения понимается та температура, которую будут иметь
дымовые газы в результате выделения химической энергии при сгорании топлива.

Процесс разложения вещества в результате его нагревания называется
термической диссоциацией [9].

При температурах выше 1500 ºС в дымовых газах начинаются реакции
диссоциации, которые снижают температуру этих газов, то есть — температуру
горения. Это происходит в силу того, что реакции диссоциации протекают с
поглощением теплоты (являются эндотермическими).

При сжигании углеводородного топлива при температурах, не превышающих 2200
ºС имеют место
следующие реакции диссоциации продуктов горения:

СО2 ↔ 2СО + О2 — 12645 кДж / нм3 СО, (8.1)

Н2О ↔ 2 Н2 + О2 — 10802 кДж / нм3 Н2 , (8.2)

Н2О ↔ Н2 + 2 ОН — 10802 кДж / нм3 ОН. (8.3)

Заметная диссоциация СО2 начинается при температурах выше 1500
ºС, а водяного пара
— выше 1600 ºС.

При температурах выше 2200 ºС диссоциации подвергаются и другие
газы, в результате чего в продуктах сгорания углеводородного топлива содержатся
11 компонентов: СО2, СО, Н2О, Н2, N2, О2, ОН, Н, О, N, NО.

При проведение расчетов различают три температуры горения: адиабатную
(калориметрическую), теоретическую и действительную.

8.2 Расчет адиабатной температуры горения tа

Расчет адиабатной температуры горения производится при следующих
допущениях. Диссоциации в дымовых газах нет. Процесс полного сгорания топлива
происходит при постоянном давлении. Пространство, где происходит горение
топлива и находятся дымовые газы изолировано от окружающей среды. То есть к
дымовым газам из окружающей среды теплота не подводится и от них в окружающую
среду не отводится. Такие условия изоляции называются адиабатными. При этом вся
химическая энергия сгоревшего топлива передается только дымовым газам.

При
сгорании 1 кг или 1 нм3 топлива химическая энергия может быть определена как
низшая рабочая теплота сгорания топлива .

В
соответствии с определением , которое
было дано выше, это справедливо для случая: когда топливо и окислитель при
вступлении в реакцию имели температуру 0 ºС; когда исключается процесс конденсации водяных паров (не учитывается
теплота их конденсации и др.).

В
таких условиях (без диссоциации) объем дымовых газов складывается, как было
показано выше, из:

 (8.4)

где
Vi — приведенный объем i-го компонента
дымовых газов, нм3 / кг, нм3 / нм3.

Формулу
для вычисления адиабатной температуры горениям tа можно
получить из рассмотрения изобарного процесса охлаждения этих дымовых газов от tа до
0
ºС:

, (8.5)

где
Сpi — средняя объемная теплоемкость при постоянном
давлении i-го компонента дымовых газов, кДж / (нм3 · К).

Из
уравнения (8.5) получаем формулу для tа:

, ºС. (8.6)

Примечание:

Предварительный
подогрев топлива и окислителя (воздуха) повышает адиабатную температуру горения
tа. Например, если к топливу подвести теплоту QТ,
то его температура возрастет от 0 ºС до некоторой температуры tТ. Следовательно в этом случае,
чтобы охладить дымовые газы от tа до 0ºС, от
них потребуется отвести большее количество теплоты, которое состоит из суммы , QТ, QОК. Соответственно вместо уравнения (8.5) мы получаем:

 + QТ + QОК =
, (8.7)

где
QОК — теплота предварительно подведенная к окислителю.

Из
уравнения (8.7) получаем формулу:

, ºС. (8.8)

Значения
QТ и QОК определяются как теплоты, подведенные при
постоянном давлении к 1 кг или 1 нм3 топлива и к действительному объему воздуха
соответственно:

QТ = срт · (tТ —
0) = срт · tТ , (8.9)

QОК = срв · (tОК —
0) ·  = срв · tОК · , (8.10)

где
срт и срв — средние удельные теплоемкости топлива и воздуха при постоянном
давлении, кДж / (кг · К);

tОК —
температура, которую будет иметь действительный воздух после подвода QОК,
оС.

Физический
смысл tа — это температура, которую могли бы иметь дымовые
газы после полного сгорания топлива, если бы не было диссоциации и отвода
теплоты от них в окружающую среду.

.3
Расчет теоретической температуры горения tт

Теоретическая
температура горения топлива tТ рассчитывается с учетом диссоциации продуктов
сгорания, но без учета потерь тепла от дымовых газов в окружающую среду. То
есть, tТ, так же как tа,
рассчитывается для условий адиабатных границ области горения.

Очевидно,
что tТ будет меньше tа из-за того,
что часть теплоты, выделившейся при сгорании 1 кг или 1 нм3 топлива, будет
потрачена на реакции диссоциации. С учетом последнего обстоятельства, если
повторить все рассуждения, касающиеся расчета tа, можно
получить формулу для вычисления теоретической температуры горения топлива:

, (8.11)

где
qд — теплота, затрачиваемая на диссоциацию продуктов
сгорания,

кДж
/ кг или кДж / нм3;

Vi — приведенные
объемы компонентов в дымовых газах с учетом

диссоциации,
нм3/ кг или нм3/ нм3;

n — число
компонентов с учетом диссоциации.

Так
как при t < 2200 ºС диссоциирует лишь малая часть СО2 и Н2О, а продукты диссоциации в
общем объеме продуктов сгорания составляют еще меньшую часть, для упрощенного
расчета теоретической температуры горения принимают, что энтальпия продуктов
сгорания не меняется в результате диссоциации СО2 и Н2О. При таком допущении
сумма в знаменателе состоит из пяти известных компонентов — СО2, SО2, N2,
О2 и Н2О:

. (8.12)

Потери
теплоты от диссоциации СО2 и Н2О рассчитываются по формуле [1]:

qд = 12 · 640 ·
αД ·  + 10800 · βД · , (8.13)

где
и  —
соответственно выход диоксида углерода и водяного пара, нм3/ кг или нм3/ нм3;

αД — степень диссоциации диоксида углерода, %;

βД — степень диссоциации водяного пара, %.

Значения
αД и βД при
разных температурах приводятся в справочной литературе. Для более сложных
случаев с большим числом диссоциированных газов также разработаны методы
расчета tТ [1].

Физический
смысл tт — это температура, которую могли бы иметь дымовые
газы после полного сгорания топлива с учетом диссоциации, но без отвода теплоты
от них в окружающую среду.

.4
Расчет действительной температуры горения tД

Физический
смысл tД — это температура, которую имеют дымовые газы в
конкретных условиях реального процесса сгорания топлива. Она зависит, в
частности, от: коэффициента избытка воздуха α; степени диссоциации продуктов сгорания; условий теплообмена между
дымовыми газами и ограничивающими их поверхностями.

Таким
образом, действительная температура горения рассчитывается с учетом диссоциации
и с учетом отвода теплоты от дымовых газов в окружающую среду qОТВ,
кДж / кг или кДж / нм3.

Значение
qОТВ в каждом конкретном случае либо рассчитывается, с
привлечением методов теории теплообмена, либо определяется экспериментально.

Формула
для определения tД выводится аналогичным путем, который был применен
для tа и tТ. В результате для общего случая можно получить
выражение, аналогичное (8.11):

. (8.14)

9. Материальный и тепловой баланс котельного агрегата

Котельный агрегат (КА) — это теплотехническая установка (ТТУ), которая
предназначена для выработки горячей воды или водяного пара в насыщенном или
перегретом состояниях.

Тепловой баланс КА составляется на базе материального баланса.

Для составления материального баланса КА можно представить в виде
«черного ящика», с указанием всех материальных потоков, которые входят в него и
выходят из него, рис. 9.1.

Рис. 9.1. Схема котельного агрегата в виде «черного ящика» для
материального баланса

Примечание:

. По ходу дымовых газов граница «черного ящика» проводится сразу за
последним газоходом КА, где и определяется температура выходящих из него
дымовых газов.

. Выход шлака и проваливающегося через колосниковую решетку топлива имеет
место только при работе КА на твердом топливе. Также, в этом случае, дымовые
газы содержат в себе некоторое количество золы и мелких частиц самого твердого
топлива, выносимых потоком из топки.

Материальный и тепловой балансы составляются для КА, работающего в
стационарном (установившемся) режиме. То есть для условий, когда КА работает и
значения всех его режимных характеристик остаются неизменными (расход
питательной воды, расход топлива, расход воздуха и т.д.).

При стационарном режиме материальный и тепловой балансы характеризуются
массовыми расходами, кг/с, и расходом теплоты в единицу времени — мощностью
(кДж / с = кВт), соответствующих потоков массы и энергии, входящих и выходящих
из рабочего объема КА. Рабочий объем КА включает в себя объем топки и объем
всех газоходов, за последним из которых определяется температура выходящих из
КА дымовых газов.

Материальные балансы составляются отдельно для рабочего объема КА и
отдельно для потоков воды и пара, находящихся во внутритрубном пространстве:

ВТ + GВ = GДГ + GШЛ + GПР,(9.1)

DПВ = DПП + DНП + DПР,(9.2)

где ВТ — расход топлива, кг / с;

GВ —
расход воздуха, поступающего в КА, кг / с;

GДГ —
расход дымовых газов, выходящих из КА (за последним газоходом), кг / с;

GШЛ —
расход шлака, оставшегося после сгорания топлива (выгружаемого из топки), кг /
с;

GПР —
расход топлива, просыпавшегося через колосниковую решетку, кг / с;

DПВ —
расход питательной воды, поступающей в КА, кг / с;

DПР —
расход котловой воды, выходящей из КА при продувке, кг / с;

DПП и DНП — расходы перегретого и
насыщенного пара соответственно, вырабатываемые КА, кг / с.

Для составления теплового (энергетического) баланса котельный агрегат
представляется в виде такого же «черного ящика», работающего в стационарном
режиме, с указанием всех энергетических потоков, которые входят в него и
выходят из него.

Энергетические потоки, входящие в КА, вносятся соответствующими
материальными потоками: питательной водой, топливом и воздухом.

Аналогичным образом дело обстоит и с выходящими из КА энергетическими
потоками, за одним исключением. К выходящим потокам дополнительно
присоединяется поток энергии, теряемой рабочим объемом КА через обмуровку в
окружающую среду из-за разности температур внутри и снаружи КА (за счет
наружного охлаждения КА).

Изображенный на рис. 9.1 котельный агрегат является открытой
термодинамической системой, которая по определению, может обмениваться с
окружающей средой и веществом и энергией. Как и для любой термодинамической
системы, для работающего КА выполняется I закон термодинамики. Рассмотрим работу КА в течение
некоторого интервала времени, т.е. процесс перехода термодинамической системы —
КА из состояния 1 (начальный момент времени) в состояние 2 (конечный момент
времени). В соответствии с I
законом термодинамики, для такого процесса в общем виде можно записать:

U2 — U1 = Q∑ − L, кДж,(9.3)

где U1 и U2 — значения внутренней энергии КА в начале и конце процесса
соответственно, кДж;

Q∑
− алгебраическая сумма всех теплот, подведенных к КА и отведенных от него
за указанный интервал времени, кДж;

L —
механическая работа, совершенная в ходе процесса и переданная в окружающую
среду, кДж.

Отметим, что внутри КА при его функционировании никакой механической
работы не производится, т.е. L = 0.
Так как КА работает в стационарном режиме, то его внутренняя энергия не
меняется во времени, т.е. U2 = U1. Следовательно, из (9.3) получаем:

Q∑
= 0, кДж. (9.4)

Очевидно, что Q∑ это
разность между подводимой и отводимой от КА энергии:

Q∑
= QПОД — QОТ, кДж,(9.5)

где QПОД и QОТ — суммарные энергии, которые за время рассматриваемого
процесса подводятся к КА и отводятся от него соответственно.

Сопоставляя (9.4) и (9.5) получаем:

QПОД =
QОТ, кДж. (9.6)

Уравнение (9.6) называется уравнением теплового баланса КА (вытекает из I закона термодинамики).

Разделим
обе части равенства (9.6) на длительность интервала времени ∆τ, с, от начального состояния 1 до конечного состояния 2,
и введем обозначения  и .

Тогда
вместо (9.6) получаем:

QВХ = QВЫХ,
кДж / с = кВт,(9.7)

где
QВХ и QВЫХ — входящие в КА и выходящие из него в единицу
времени суммарные потоки энергии.

Подставим
в (9.7) вместо QВХ и QВЫХ слагаемые, из которых они состоят. В результате
получаем балансовое уравнение для потоков энергии в единицу времени:

QХТ + QФТ +
QВОЗД + QПВ = QПП + QНП + QПР + QДГ +

+
QХНТ + QМНТ + QНО + QШЛ, кВт,(9.8)

где
QХТ и QФТ — энергия, вносимая топливом, химическая и
физическая соответственно, кВт;

QВОЗД — энергия,
вносимая воздухом, кВт;

QПВ — энергия,
вносимая питательной водой, кВт;

QНП — энергия,
выносимая насыщенным паром, кВт;

QПР — энергия,
выносимая котловой (продувочной) водой, кВт;

QДГ — энергия,
выносимая дымовыми газами, включая частицы золы, кВт;

QХНТ — энергия,
выносимая из-за химического недожога топлива (химическая энергия неполного
сгорания), кВт;

QМНТ — энергия,
выносимая из-за механической неполноты горения (недожог топлива в шлаке, провал
топлива через колосниковую решетку и унос мелких частиц топлива газовым
потоком), кВт;

QНО — энергия,
выносимая из-за наружного охлаждения КА (за счет теплопередачи через ограждения
рабочего объема), кВт;

QШЛ — энергия,
выносимая со шлаком, кВт.

Представление
КА в виде «черного ящика» для составления теплового баланса показано на рис.
9.2.

Рис.
9.2. Схема котельного агрегата в виде «черного ящика» для теплового баланса

Рассмотрим
более подробно слагаемые, входящие в уравнение (9.8).

Значение
QХТ, QФТ определяются по очевидным соотношениям:

QХТ = ВТ · , кВт,(9.9)

QФТ = ВТ · , кВт,(9.10)

где
ВТ − расход топлива на КА, кг / с;

 −
низшая рабочая теплота сгорания, кДж / кг;

QТ =  · (tT — 0) =  · tT —
физическая теплота топлива, т.е. это теплота, затраченная на нагрев 1 кг
топлива в устройствах, не входящих в состав КА (т.е. работающих не путем
использования теплоты уходящих дымовых газов), кДж / кг;

 и tT —
удельная теплоемкость, кДж / (кг ∙ К), и температура, оС, рабочего
топлива.

При
расчете QВОЗД следует учитывать, что воздух может быть
предварительно нагрет в устройствах, не входящих в КА. Начальная температура
холодного воздуха tХВ, оС, при отсутствии специальных указаний,
принимается равной 30 оС [8]. Если воздух вне КА предварительно подогрет до tВ,
оС, то:

QВОЗД = QВ
ХОЛ + QВ ПОД, кВт, (9.11)

где
QВ ХОЛ = GВ · ср в ∙ (tХВ — 0) —
энергия, вносимая холодным воздухом, кВт;

QВ ПОД = GВ ·
ср в ∙ (tВ — tХВ) — энергия, затраченная вне КА на предварительный
подогрев воздуха, кВт;

— средняя
удельная теплоемкость воздуха при постоянном давлении, кДж / (кг · К);

GВ — расход
воздуха, поступающего в КА, кг / с.

В
уравнении теплового баланса КА (9.8) подставим (9.9) — (9.11) и преобразуем,
перенеся в правую часть QВ ХОЛ и QПВ:

ВТ
·  + ВТ · QТ + QВ ПОД = (QПП + QНП + QПР −
QПВ) +

(QДГ −
QВ ХОЛ)+ QХНТ + QМНТ + QНО + QШЛ, кВт.(9.12)

Преобразуем
левую часть равенства (9.12) к виду:

ВТ
·  + ВТ · QТ + QВ ПОД = ВТ ( + QТ + ) =

=
ВТ ( + QТ + QВ), кВт. (9.13)

где
— это та часть энергии воздуха, поступающего в КА при
сжигании 1 кг топлива, которая соответствует его подогреву вне КА от tХВ
до tВ.

Значение
QВ рассчитывается следующим образом:

, (9.14)

где
VВ — объемный расход воздуха, поступающего в КА, нм3 /
с;

 —
средняя объемная теплоемкость воздуха при постоянном давлении, кДж /(нм3 · К);

VД —
действительный расход воздуха на сжигание 1 кг топлива, нм3 / кг;

VО —
теоретически необходимый расход воздуха на сжигание 1 кг топлива, нм3 / кг;

α — коэффициент избытка воздуха.

Учитывая
выражение (9.13) введем следующее обозначение:

 + QТ + QВ,
(9.15)

где
 − называется располагаемая теплота, кДж / кг.

В
результате уравнение теплового баланса КА в виде (9.12) с учетом (9.13) и
(9.15) преобразуется к виду:

ВТ
· = (QПП + QНП + QПР − QПВ) + (QДГ − QВ
ХОЛ) +

+
QХНТ + QМНТ + QНО + QШЛ, кВт. (9.16)

Рассмотрим,
как рассчитываются величины в правой части равенства (9.16).

Слагаемые
в первой круглой скобке определяются очевидными соотношениями:

QПП = DПП ·
iПП, кВт;(9.17)

QНП = DНП ·
iНП, кВт;(9.18)

QПР = DПР ·
iКВ, кВт;(9.19)

QПВ = DПВ ·
iПВ, кВт,(9.20)

где
DПП − расход выработанного перегретого пара, кг /
с;

iПП −
удельная энтальпия перегретого пара у главной парозапорной задвижки, кДж / кг,
находится по давлению и температуре (по таблицам или i-s
диаграмме водяного пара);

DНП −
расход насыщенного пара, отданного помимо пароперегревателя, кг / с;

iНП −
удельная энтальпия насыщенного пара в барабане, кДж / кг, находится по давлению
(по таблицам или i-s диаграмме водяного пара);

DПР −
расход котловой воды на продувку котла, кг / с;

iКВ −
удельная энтальпия котловой воды, кДж / кг, находится по давлению в барабане
(только по таблицам);

DПВ −
расход питательной воды на входе в КА, кг / с;

iПВ −
удельная энтальпия питательной воды, кДж / кг, находится по ее температуре tПВ,
оС.

Воспользовавшись
уравнением материального баланса (9.2) выражение (9.20) можно представить в
виде:

QПВ = (DПП +
DНП + DПР) · iПВ, кВт.(9.21)

С
учетом (9.17) — (9.19) и (9.21) выражение в первой круглой скобке (9.16) можно
преобразовать к виду:

(QПП +
QНП + QПР − QПВ) = DПП (iПП −
iПВ) + DНП (iНП − iПВ ) +

+
DПР (iКВ − iПВ), кВт. (9.22)

Разделив
(9.22) на ВТ и введя обозначение Q1, получим:

,,(9.23)

где
Q1 — полезно используемая теплота в КА, кДж / кг, т.е.
теплота, которая израсходована на производство пара (нагрев воды, испарение и
перегрев пара).

Примечание:

DПР можно
выразить через коэффициент непрерывной продувки Р, который задается в %:

 (9.24)

Коэффициент
непрерывной продувки характеризует в % расход питательной воды, теряемой в
процессе непрерывной продувки и восполняемой подпиточной водой.

В
формуле (9.8) значение энергии, теряемой в единицу времени из-за механического
недожога топлива QМНТ, рассчитывается как произведение:

QМНТ = BМНТ ∙
, кВт, (9.25)

где
ВМНТ — расход теряемого из-за механического недожога топлива, кг / с.

Разделив
(9.25) на ВТ и введя обозначение Q4, получим:

Q4 = ,(9.26)

где
Q4 — потеря теплоты от механического недожога топлива,
кДж / кг.

Примечание:

Из
(9.26) следует, что:

 (9.27)

Из-за
механического недожога топлива (недожог топлива в шлаке, просыпь топлива через
колосниковую решетку, унос мелких частиц топлива газовым потоком) расход
реально сгорающего топлива ВТ реал оказывается несколько меньше ВТ — расхода
топлива, подаваемого в КА:

ВТ
реал = ВТ — ВМНТ =  (9.28)

С
учетом (9.27) из (9.28) можно получить формулу:

ВТ
реал =  (9.29)

Очевидно,
что величина ВМНТ складывается из двух составляющих:

ВМНТ
= ВУН + ВПР + ШЛ, кг / с,(9.30)

где
ВУН — расход топлива, уносимого газами;

ВПР
+ ШЛ — расход топлива, уносимого за счет просыпи и шлака.

Для
характеристики уноса вводится величина — содержание топлива в уносе ГУН:

(9.31)

где
 расход золы, уносимой газами, кг / с.

Из
(9.31) можно получить, что:

 (9.32)

Аналогично
вводится величина — содержание топлива в просыпе и шлаке ГПР + ШЛ:

 (9.33)

где
 расход золы в просыпе и шлаке, кг / с.

Из
(9.33) можно получить:

 (9.34)

Значение
 рассчитывается по формуле:

 = aУН ·
GЗОЛ, кг / с.(9.35)

где
GЗОЛ — расход всей золы, образующейся при сгорании
топлива в единицу времени, кг / с;

aУН — доля золы
уноса от всей золы топлива (безразмерная величина).

Значение
 рассчитывается аналогичным образом по формуле:

= aПР +
ШЛ · GЗОЛ, кг / с.(9.36)

где
aПР + ШЛ — доля золы в просыпи и шлаке от всей золы
топлива.

Значение
 определяется очевидной формулой:

 кг / с,
(9.37)

где
АР — зольность рабочего топлива, %.

Подставляя
(9.30) — (9.37) в (9.26) получаем:

(9.38)

При
подсчете Q4 по формуле (9.38) рекомендуется [8] вместо  использовать значение средней низшей теплоты сгорания
топлива, содержащегося в уносе, провале и шлаке, со значением = 32700 кДж / кг. Соответственно формула (9.38)
принимает вид:

(9.39)

Примечание:

При
сжигании газообразного топлива принимается Q4 = 0.

Очевидно,
что расходы воздуха на горение топлива и дымовых газов, образовавшихся в
результате этого горения, определяются расходом реально сгорающего в единицу
времени топлива ВТ реал (формула (9.29)):

 (9.40)

(9.41)

где
VB и VДГ — объемные расходы воздуха и дымовых газов, нм3 /
с;

объем
действительного воздуха, затрачиваемого на сжигание 1 кг (или 1 нм3) топлива,
нм3 / кг (или нм3 / нм3), рассчитывается с помощью формул (6.3), (6.14) и
(6.30);

VГ — объем
дымовых газов, образующихся при сжигании 1 кг (или 1 нм3) топлива, нм3 / кг
(или нм3 / нм3), рассчитывается по формуле (6.31).

Используя
формулы (9.40) и (9.41) можно получить выражение для разности , стоящей во второй круглой скобке (9.13).

При
этом следует отметить, что QДГ включает энергию той части золы, которая уносится
из КА дымовыми газами и имеет такую же, как у них температуру tДГ.
Доля золы уноса определяется коэффициентом aУН. Общее
количество золы реально образующейся в КА определяется расходом реально сгоревшего
в КА топлива ВТ реал, рассчитываемого по формуле (9.29). Соответственно для
уносимой золы можно записать:

 кВт,
(9.42)

где
QЗОЛ — энергия выносимая из КА золой, содержащейся в
дымовых газах, кВт;

сЗОЛ
— средняя удельная теплоемкость золы, кДж / (кг · К).

В
итоге, с учетом (9.40) — (9.42), можем получить:

 кДж / с,
(9.43)

где
и — средние
удельные объемные теплоемкости при постоянном давлении дымовых газов и воздуха
соответственно, кДж / (нм3 · К);

tХВ —
температура холодного воздуха, оС, tХВ = 30 оС [8].

Разделив
(9.43) на ВТ и вводя обозначение Q2, получим:

 кДж /
кг, (9.44)

где
Q2 — потеря теплоты с уходящими газами, кДж / кг или
кДж / нм3;

VГ · с΄рm ДГ · tДГ = Iух — энтальпия дымовых газов, кДж / кг или кДж / нм3;

aУН ·  cЗОЛ · tДГ = IЗЛ — энтальпия золы, уносимой дымовыми газами, кДж /
кг или кДж / нм3;

 · с΄рm В · tХВ = IХВ — энтальпия холодного воздуха, кДж / кг или кДж /
нм3.

С
учетом принятых выше обозначений вместо (9.44) можем записать:

Q2 = (Iух +
Iзл — Iхв) · , кДж /
кг топлива. (9.45)

В
случае наличия в дымовых газах СО часть теплоты теряется вследствие химической
неполноты сгорания QХНТ.

Расчет
потерь теплоты в результате химической неполноты сгорания определяется
соотношением:

QХНТ = VCO ·
,(9.46)

где
VCO — объем окиси углерода, выходящий из КА в единицу
времени, нм3 / с;

−
низшая рабочая теплота сгорания окиси углерода, = 12640
кДж / нм3 [2].

Случаи,
когда помимо СО дымовые газы содержат в качестве продуктов неполного сгорания
Н2, СН4 и др., рассматриваются аналогичным образом.

Значение
VCO определяется по содержанию в сухих дымовых газах
окиси углерода (на практике определяется газоанализатором).

По
определению , откуда

VCO = VCДГ
· , нм3 / с,(9.47)

где
VCДГ — объем сухих дымовых газов, выходящих из КА за
секунду, нм3 / с;

СО
— объемный процент окиси углерода в сухих дымовых газах, %.

Значение
VCДГ рассчитывается через расход реально сгоревшего
топлива ВТ реал:

VCДГ = VCГ ∙
ВТ реал = VCГ ∙ Вт · , нм3 /
с, (9.48)

где
VCГ — объем сухих дымовых газов, образовавшихся при
сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива, нм3 / кг, рассчитывается по формуле
(6.32).

Если
в (9.46) обе части равенства поделить на ВТ и ввести обозначение Q3,
то с учетом (9.47) и (9.48), можно получить:

, кДж /
кг, (9.49)

где
Q3 — потери теплоты от химического недожога топлива.

Для
случая применения твердого или жидкого топлива формула (9.49) упрощается в
части подсчета VСГ. При сгорании 1 кг такого топлива, в частности,
образуются следующие объемы газов, нм3 / кг:  (двуокись
углерода), VCO (окись углерода),  (двуокись
серы).

Для
суммы этих объемов легко можно получить формулу, аналогичную (6.43):

+ VCO +
 = 1,87 · , нм3 /
кг. (9.50)

Поделим
обе части (9.50) на VСГ, в результате чего будем иметь:

,(9.51)

где
 − объемная доля СО2 в сухих дымовых газах;

 −
объемная доля СО в сухих дымовых газах;

 −
объемная доля SО2 в сухих дымовых газах.

Преобразуем
(9.51) к виду:

, нм3 /
кг, (9.52)

где
RO2 = CO2 + SO2.

После
подставления (9.52) в (9.49) получаем для твердого или жидкого топлива:

=

=
, кДж / кг. (9.53)

Примечание:
При сжигании газообразного топлива можно обеспечить его полное горение, поэтому
в расчетах, как правило, принимают Q3 = 0.

Энергия,
теряемая КА из-за наружного охлаждения QНО (см. формулу
(9.18)) через внешние поверхности относительно невелика и с ростом
производительности котла уменьшается. После деления QНО на ВТ
вводится обозначение Q5:

, кДж /
кг, (9.54)

где
Q5 — потеря теплоты в окружающую среду.

Значение
Q5 определяется с помощью графика, построенного на базе
экспериментальных данных [8], рис. 9.3.

Рис.
9.3. График зависимости потери тепла в окружающую среду от производительности
котла

После
деления QШЛ, входящего в правую часть уравнения (9.18) на ВТ
вводится обозначение Q6:

, кДж /
кг, (9.55)

где
Q6 — потеря теплоты со шлаком.

Величина
Q6 рассчитывается при использовании твердых топлив. При
твердом золоудалении значение ее невелико и учитывается только для многозольных
топлив. При жидком щлакоудалении Q6 определяется при любой зольности топлива. Для
расчета Q6 очевидным образом вводится величина aШЛ =
1 — aУН — доля от всей золы топлива в шлаке (остается в
зольнике). Соответственно можно записать:

Q6 = aШЛ ·
· cШЛ · tШЛ, кДж / кг, (9.56)

где
АР — содержание золы в рабочем топливе, %;

cШЛ —
теплоемкость шлака, кДж / (кг · К);

tШЛ —
температура шлака, оС.

Разделим
обе части уравнения теплового баланса КА (9.16) на ВТ и используем, введенные
выше, обозначения для Q1, Q2, … Q6. В результате получим уравнение теплового баланса на
1 кг (или 1 нм3) топлива:

= Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6,
кДж / кг или кДж / нм3. (9.57)

Разделим
обе части равенства (9.57) на  и
умножим на 100 %:

=
q1 + q2 + q3 + q4 + q5 + q6,%, (9.58)

где
 − полезно используемая теплота, %;

 −
потери теплоты с уходящими газами, %;

 −
потери теплоты от химического недожога

топлива,
%;

 −
потери теплоты от механического недожога

топлива,
%;

 −
потери теплоты в окружающую среду, %;

 −
потери теплоты со шлаком, %.

Для
оценки эффективности работы вводится понятие коэффициента полезного действия
(КПД) КА брутто . По определению он равен:

= q1,
%. (9.59)

С
другой стороны, очевидно, что:

q1 = 100 — (q2 + q3 + q4 + q5 + q6) =
, %. (9.60)

Так
как, в соответствии с (9.58) , а Q1
рассчитывается по (9.23), получается:

. (9.61)

Примечание:

.
В случае, если КА вырабатывает только перегретый пар, то формула (9.61) примет
вид (т.к. DНП = 0):

, кДж/кг,
(9.62)

где
Р — коэффициент непрерывной продувки, %.

.
Очевидно, что в случае, когда КА вырабатывает только насыщенный пар в формуле
(9.61) DПП = 0.

.
Из (9.61) также очевидно следует, что теплота, полезно использованная в
водогрейных котлах может быть рассчитана по формуле (т.к. для этого случая DПП =
0 и DНП = 0, а DПР = МВ — расход котловой воды):

, кДж /
кг, (9.63)

где
iПВ и iКВ — соответственно энтальпии воды, поступающей в
котел и выходящей из него, кДж / кг; МВ — расход воды, кг / с.

Из
(9.61) при известном значении  можно
определить расход топлива на КА ВТ:

, кг/с.
(9.64)

Дополнительно
вводится понятие КПД КА нетто . По
определению:

= , %,(9.65)

где
QСН = DПР ∙ (iКВ — iПВ) — расход
теплоты на собственные нужды, кДж / с (очевидно, что QСН = QПР).

Примечание:

.
Из (9.61), в частности, следует, что если конкретный КА работает вначале
какое-то время с одним , затем после проведения на нем каких-то технических
мероприятий с другим − , а
производительность его при этом не меняется, то расходы топлива для этих
режимов относятся обратно пропорционально КПД:

.(9.66)

.
Рассмотрим случай, когда имеется реально работающий КА, и для него требуется
составить тепловой баланс (9.57). При этом значения всех слагаемых, входящих в
уравнение (9.57), определяются путем измерения соответствующих физических
величин. Например, экспериментально определяются температура и расход топлива,
температура и расход воздуха, температура и расход питательной воды,
температура, расход и состав дымовых газов и т.д. Очевидно, что измерения этих
величин выполняются с некоторой погрешностью.

В
результате этого, если подставить значения экспериментально определенных
слагаемых теплового баланса в уравнение (9.57), точного равенства не получится.
Чтобы равенство выполнялось, вводится понятие — невязка теплового баланса ΔQНЕВ,
которая добавляется в правую часть уравнения теплового баланса (9.57).
Фактически ΔQНЕВ
вычисляется как разность:

ΔQНЕВ =  — (Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6), кДж / кг. (9.67)

Очевидно,
что ΔQНЕВ
может иметь как положительное, так и отрицательное значение.

Невязка
теплового баланса может быть определена и в % по выражению:

. (9.68)

Библиографический список

1. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический
эксперимент. Справочник. / Под общ. ред. В.А. Григорьева. 2-е изд. — М.:
Энергоатомиздат. 1988. — 560 с.

. Левченко П.В. Расчеты печей и сушил силикатной
промышленности. — М.: Высшая школа. 1968. — 338 с.

. Лавров Н.В. и др. Введение в теорию горения и газификации
топлива. — М.: Издательство Академии Наук СССР. 1962. — 215 с.

. Равич М.Б. Топливо и эффективность его использования. — М.:
Наука. 1971. — 358 с.

. Петров Я.П. и др. Общая теплотехника. — М.: Лесная
промышленность. 1966. — 466 с.

. Теплотехнический справочник. Под ред. Юренева В.П. Т.1. —
М.: Энергия, 1975. — 744 с.

. Теплотехнический справочник. Под ред. Юренева В.П. Т.2. —
М.: Энергия, 1976. — 896 с.

. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод).
Под ред. Кузнецова Н.В. — М.: Энергия, 1973. — 296 с.

. Глинка Н.Л. Общая химия. — 24-е изд., испр./ Под ред. В.А.
Рабиновича. — Л.: Химия, 1985. — 704 с.

. Панкратов Г.П. Сборник задач по теплотехнике: Учеб.
пособие. — 3-е изд., перераб. и доп.. — М.: Высш. шк., 1995. — 238 с.

. Ковалев А.П. и др. Парогенераторы: Учебник для вузов. — М.:
Энергоатомиздат, 1985. — 376 с.

. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод)./ НПО ЦКТИ —
СПб.: 1998.

. Дмитроц В.А., Левин А.Б., Семенов Ю.П. Теплотехнический
справочник инженера лесного и деревообрабатывающего предприятия /Под ред. А.Б.
Левина/. 2-е изд., испр. — М.: МГУЛ, 2002. — 333 с.

. Топливо твердое минеральное. Обозначение показателей
качества и формулы пересчета результатов анализа для различных состояний
топлива. ГОСТ 27313 — 95.

. Топливо твердое минеральное. Методы определения зольности.
ГОСТ 11022 — 95.

. Топливо твердое минеральное. Методы определения влаги в
аналитической пробе. ГОСТ Р 52917 — 2008.

. Топливо твердое минеральное. Методы определения выхода
летучих веществ. ГОСТ 6382 — 2001.

. Топливо твердое минеральное. Определение высшей теплоты
сгорания и вычисление низшей теплоты сгорания. ГОСТ 147 — 95.

. Иванова И.В., Дюкова И.Н., Смоляков А.Ф. и др. Сборник
задач по технической термодинамике и теплообмену: Учебное пособие для студентов
очной формы обучения. СПб.: СПбГЛТА, 2007. — 200 с.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Описание методики определения зольности топлив

(ГОСТ 11022 —
95)

Предварительно просушенный тигель взвешивают на аналитических весах.
Затем наполняют его топливом в количестве 1 … 2 г. (при анализе древесных
опилок, ввиду незначительной зольности, массу древесины желательно брать
больше) и снова взвешивают.

Затем ставят тигель в разогретую муфельную печь на 1 … 2 ч. Температура
при прокаливании навески топлива должна быть 800 ±25 оС, что контролируют
термоэлектрическим термометром. Для древесного топлива температура при
прокаливании должна быть 600 ± 25 оС.

Об окончании процесса окисления (сжигания) топлива судят по исчезновению
искрения в тигле. После прокаливания тигель вынимают щипцами из муфельной печи
и охлаждают, после чего взвешивают.

Проверку точности определения содержания золы в пробе топлива производят
путем повторных прокаливаний в течение 20 … 30 мин до постоянной массы (пока
изменение массы за время последнего прокаливания не будет менее 0,1 %).

Полученные данные позволяют определить количество золы (%) в топливе по
уравнению:

где
m2 — масса золы в тигле, г; m1 — масса
сухого топлива в тигле до прокаливания, г.

Приложение 2

Описание методики определения влажности топлива

(ГОСТ Р 52917 — 2008)

В термостате просушивают стаканчик (бюкс) с крышкой и, охладив их до
комнатной температуры, взвешивают пустым на аналитических весах.

Затем засыпают в бюкс 1 … 2 г топлива и снова взвешивают (при этом
топливо должно быть предварительно измельчено.

Помещают открытый бюкс с топливом и крышку в нагретый термостат на 1 … 2
ч, чтобы влага могла удалиться из топлива. Во время высушивания топлива
поддерживают температуру воздуха в термостате в пределах 102 …105 оС (если
температура будет выше 110 оС, то из топлива начнут выделяться летучие горючие
вещества, а при температуре ниже 100 оС из топлива не удалится гигроскопическая
влага).

По окончании высушивания топлива бюкс прикрывают крышкой, вынимают из
термостата и ставят в эксикатор, чтобы влага из воздуха не попадала в топливо,
на 5 … 10 мин, чтобы бюкс с топливом остыли приблизительно до комнатной
температуры, т.е. до температуры, при которой производилось первоначальное
взвешивание.

После охлаждения бюкс вынимают из эксикатора и взвешивают.

Для проверки полного удаления влаги бюкс с топливом, открыв крышку, снова
помещают в термостат на 15 … 20 мин и затем вторично охлаждают и взвешивают.
Если после этого разница в массе не превышает 0,001 … 0,003 г на 1 г навески
топлива, считается, что сушка проведена до постоянной массы.

Приложение 3

Описание методики определения выхода летучих и кокса

(ГОСТ 6382 — 2001)

Предварительно просушенный тигель с крышкой взвешивают на аналитических
весах, а затем в тигель помещают брикетированное топливо массой 1 г и накрыв
крышкой взвешивают, затем ставят в разогретую муфельную печь.

Нагревание навески топлива ведут при температуре 850 ±25 оС в течение 7
мин. Температуру в печи контролируют термоэлектрическим термометром.

По окончании прогревания тигель с топливом вынимают щипцами из печи и в
закрытом виде охлаждают сначала в воздухе в течение 5 мин и окончательно в
эксикаторе до комнатной температуры.

После охлаждения тигель с оставшимся в нем коксом взвешивают и определяют
искомые величины.

При указанном режиме нагревания пробы топлива происходит удаление из него
не только летучих горючих веществ, но и всей влаги топлива.

Выход летучих (%) относят к массе аналитической пробы топлива и
определяют по выражению

где
m1 — масса топлива до нагревания, г; m2 —
масса кокса после нагревания, г; Δm — убыль массы
топлива, г; Wa — относительная влажность аналитической пробы
топлива, %.

Содержание
кокса в топливе (%)

Ка
= (100 — Va).

Выход
летучих на условную горючую массу (%)

где
Аа — содержание золы в аналитической пробе топлива, т.е. его сухой массе Аа =
Ас, %.

Выход
горючих летучих веществ на рабочую массу (%)

В
конце опыта рекомендуется осторожно вынуть (высыпать) твердый остаток из тигля
на бумагу и, осмотрев его, указать характер полученного кокса.

Приложение
4

Пересчет
рабочего состава одного топлива при изменении его влажности проводится по
формулам:

где
 начальная влажность топлива, %;  конечная влажность топлива, %;

 —
элементарный рабочий состав при начальной влажности топлива, %;

 —
элементарный рабочий состав при конечной влажности топлива, %.

Приложение
5

Расчет
рабочего состава топлива, состоящего из смеси двух твердых или жидких топлив,
определяется по уравнениям:

.

где
.— элементарный рабочий состав первого топлива, %;

.— элементарный рабочий состав второго топлива, %;

g1 — массовая
доля первого топлива;

(1
— g1) — массовая доля второго топлива.

Приложение
6

Пример
расчета состава рабочей массы

З
а д а ч а.

Определить
состав рабочей массы Донецкого угля марки Д, сжигаемого в котельной установке
леспромхоза, если состав его горючей массы: СГ = 75,6 %; НГ = 5,5 %;  = 4,6 %; NГ = 1,5 %; ОГ = 12,8 %;
зольность сухой массы АС = 25,0 % и влажность рабочая WР = 13,0 %.

Р
е ш е н и е: Пользуясь коэффициентами пересчета (табл. 1.2), определяем
зольность рабочей массы топлива

АР
= АС · = 25,0 · = 21,75
%.

и
находим состав рабочей массы топлива:

СР
= СГ · = 75,6 ·  = 49,33
%;

НР
= НГ · = 5,5 ·  = 3,59
%;

 =  ·  = 4,6 ·  = 3,0 %;

NР = N Г ·
 = 1,5 ·  = 0,98
%;

ОР
= ОГ · = 12,8 ·  = 8,35
%.

Для
проверки точности вычислений найдем сумму составляющих элементов сухой массы
топлива по уравнению (1.4):

CР + HР + OР +  + NР + АР + WР =

=
49,33 + 3,59 + 3,0 + 0,98 + 8,35 + 21,75 + 13 = 100 %.

Приложение
7

Влагосодержание
ω
(г / нм3 сух. газа) при различных
температурах

t	ω	t	ω
0	4,9	26	27,6
1	5,2	27	29,3
2	5,6	28	31,1
3	6,1	29	33,1
4	6,5	30	35,1
5	7,0	31
6	7,5	32	39,6
7	8,0	33	42,0
8	8,6	34	44,5
9	9,2	35	47,3
10	9,9	36	50,1
11	10,5	37	53,1
12	11,3	38	56,2
13	12,1	39	59,6
14	12,9	40	63,1
15	13,8	41	66,8
16	14,7	42	70,8
17	15,7	43	74,9
18	16,7	44	79,3
19	17,8	45	84,0
20	19,0	46	88,8
21	20,2	47	93,0
22	21,5	48	99,5
23	22,9	49	105,0
24	24,4	50	111,0
25	26,0	55	148,0

Приложение 8

Пример расчета рабочего состава природного газа

З а д а ч а. Природный газ Саратовского месторождения.

Состав сухого газа, %

СНС2НС3НС4НС5НСОNСумма, %
94,0	1,2	0,7	0,4	0,2	0,2	3,3	100,0

Принимаем содержание влаги в газе 1,0 %. Пересчитываем состав сухого газа
на влажный рабочий газ по формуле (3.7):

=  94,0 · 0,99 = 93,0 %;

= 1,2 ·
0,99 = 1,188 ≈ 1,2 %;

= 0,7 ·
0,99 = 0,69 ≈ 0,7 %;

= 0,4 ·
0,99 = 0,396 ≈ 0,4 %;

= 0,2 ·
0,99 = 0,198 ≈ 0,2 %;

= 0,2 ·
0,99 = 0,198 ≈ 0,2 %;

= 3,3 ·
0,99 = 3,267 ≈ 3,3 %;

Состав
влажного рабочего газа *, %

СНС2НС3НС4НС5НСОNН2ОВЛСумма, %
93,0	1,2	0,7	0,4	0,2	0,2	3,3	1,0	100,0

Приложение 9

Методика определения теплоты сгорания твердого и газообразного топлива
(ГОСТ 147 — 95)

Теплоту сгорания топлива определяют экспериментально путем сжигания
отобранного топлива в особом приборе, носящим название калориметрической бомбы.
Калориметрическая бомба представляет собой стальной сосуд, плотно закрываемый и
способный выдержать давление 10 МПа. В этом сосуде сжигается в атмосфере
кислорода при давлении 3 МПа брикетик спрессованного топлива массой примерно 1
г. Подсчет выделенного при этом тепла проводится по нагреву воды в калориметре,
в который погружена бомба.

Приложение 10

Пример составления теплового баланса КА

З а д а ч а.

Составить тепловой баланс котельного агрегата, если имеются следующие
данные о его работе.

Топливо
— Донецкий каменный уголь марки Г. Состав рабочей массы: СР = 55,2 %; НР = 3,8
%; NР = 1,0 %; ОР = 5,8 %;  = 3,2 %;
АР = 23 %; WР = 8,0 %.

Паропроизводительность
котельного агрегата DПП = 35 кг / с. Расход топлива ВТ = 5 кг / с.

Температура
топлива на входе в топку tТ = 16 0С. Температура воздуха в котельной, который
подается в топку tВ = 30 0С. Давление перегретого пара рПП = 2,8 МПа,
температура перегретого пара tПП = 420 оС, температура питательной воды tПВ =
180 оС, величина непрерывной продувки Р = 3,5 %, температура уходящих газов на
выходе из последнего газохода tДГ = 200 оС. Коэффициент избытка воздуха в топке 1,4;
за газоходами 1,55.

Теплоемкость:
воды — 4,19 кДж/(кг · К); средняя объемная теплоемкость воздуха при постоянном
давлении с΄рm В = 1,297 кДж/ (м3 ∙ К); средняя объемная
теплоемкость уходящих газов при постоянном давлении с΄рm ДГ = 1,415 кДж / (м3 ∙ К).

Содержание
в уходящих газах: оксида углерода СО = 0,16 % и трехатомных газов RО2 =
12 %.

Доля
золы: в шлаке aПР+ШЛ = 81 %, в уносе aУН = 19 %.
Содержание горючих: в шлаке ГПР+ШЛ = 20 %, в уносе ГУН = 10 %.Температура шлака
tШЛ = 590 оС, теплоемкость шлака сШЛ = 0,934 кДж / (кг
· К).

Р
е ш е н и е:

Тепловой баланс составляется на 1 кг твердого топлива применительно к
установившемуся тепловому режиму котельного агрегата. Уравнение теплового
баланса по (9.57) имеет вид:

= Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6,
кДж / кг,

или
в процентах от располагаемой теплоты топлива (9.58):

q1 + q2 + q3 + q4 + q5 + q6 =
100%,

где
 — располагаемая теплота; Q1 — теплота,
полезно использованная в котлоагрегате на получение пара; Q2 —
потери теплоты с уходящими газами; Q3 — потери теплоты от химической
неполноты сгорания топлива; Q4 — потери теплоты от механической неполноты сгорания
топлива; Q5 — потери теплоты в окружающую среду; Q6 —
потери теплоты с физической теплотой шлака.

Следует
отметить, что реальные данные о работе КА получаются путем проведения прямых и
косвенных измерений соответствующих величин. Соответственно всегда эти величины
определяются с некоторой погрешностью. Это, в свою очередь, приводит к
появлению невязки теплового баланса, которая рассчитывается по формуле (9.67):

ΔQНЕВ =  — (Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6), кДж / кг.

Располагаемая
теплота на 1 кг топлива определяется по формуле (9.15):

 =  + QТ + QВ, кДж / кг,

где
— низшая теплота сгорания рабочей массы твердого
топлива,

кДж
/ кг;

QТ — физическая
теплота топлива, т.е. теплота, затраченная на

нагрев
1 кг топлива в устройствах, не входящих в состав КА,

кДж
/ кг;

QВ — теплота,
вносимая воздухом, кДж / кг.

Низшая
теплота сгорания рабочей массы топлива определяется по выражению (4.4):

 = 338 ·
CР + 1025 · HР — 108,5 · (OР — ) — 25 ·
WР, кДж / кг,

где
CР, HР, OР, , WР —
содержание элементов в рабочей массе топлива, %.

Тогда
 = 338 · 55,2 + 1025 · 3,8 — 108,5 · (5,8 — 3,2) — 25
· 8 =

=
22070,5 кДж / кг.

Физическая
теплота топлива по формуле (9.10):

QТ =  · (tT — 0) =  · tT,

где
 — теплоемкость рабочей массы топлива, кДж / (кг ∙
К); tТ — температура топлива на входе в топку, оС.

Теплоемкость
рабочей массы топлива рассчитывается как теплоемкость смеси сухого топлива и
содержащейся в нем влаги:

, кДж /
(кг ∙ К),

где
,  —
теплоемкости сухой массы твердого топлива и воды соответственно, кДж / (кг ∙
К);

WР — влажность
рабочей массы топлива, %.

Теплоемкости
сухой массы топлива, в зависимости от типа топлива приведены в приложении 11.
Так как по условию задачи топливо — каменный угль, то = 0,962 кДж/(кг ∙ К).

= 1,22
кДж / (кг ∙ К).

Тогда
QТ =  · tТ =
1,22 · 16 = 19,52 кДж / кг.

В
условии задачи не оговаривается, что воздух предварительно нагрет в
устройствах, не входящих в КА, тогда в формуле (9.14) QВ = 0, так как tВ = tХВ.

Таким образом, величина располагаемой теплоты рассчитывается по (9.15):

=  + QТ + QВ = 22070,5 + 19,52 + 0 = 22090,02 ≈ 22090 кДж /
кг.

Теплота,
полезно использованная в котельном агрегате рассчитывается по (9.62), т.к.
отсутствует отбор насыщенного пара (т.е. DНП = 0):

, кДж /
кг,

где
DПП — расход перегретого пара, кг / с; ВТ — расход
натурального топлива, кг / с; iПП, iПВ, iКВ — соответственно энтальпия перегретого пара,
питательной и котловой воды, кДж / кг; Р — коэффициент непрерывной продувки, %.

Энтальпию
перегретого пара находим по is-диаграмме при давлении перегретого пара рПП = 2,8 МПа
и температуре перегретого пара tПП = 420 оС: iПП = 3280 кДж / кг (или по
таблицам перегретого пара [19]);

•
энтальпию питательной воды находим по таблице насыщенного пара и воды [19] при
температуре питательной воды tПВ = 180 оС: iПВ = i ‘ = 763,1 кДж
/ кг;

•
энтальпию котловой воды находим по таблице насыщенного пара и воды [19] по
давлению в котельном агрегате, т.е. при давлении перегретого пара рПП = 2,8
МПа: iКВ = i ‘ = 990,4 кДж / кг.

 =
17681,94 кДж / кг.

Потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива по (9.39):

1680,19
кДж / кг ≈ 1680 кДж / кг.

 = 7,6 %.

, откуда = 0,92.

Это
значение будет использовано в дальнейших расчетах.

Потери теплоты с уходящими газами по (9.44) или (9.45):

, кДж /
кг,

где
VГ — объем уходящих газов на выходе из последнего
газохода котлоагрегата, нм3 / кг;

с΄рm ДГ — средняя объемная теплоемкость уходящих газов при
постоянном давлении, определяемая по tДГ, кДж / (нм3 ∙ К);

tДГ —
температура уходящих газов на выходе из последнего газохода, оС;

 —
действительный объем воздуха, нм3 / кг;

с΄рm В — средняя объемная теплоемкость воздуха, кДж / (нм3
∙ К);

tХВ — начальная
температура холодного воздуха, оС, принимается в расчете tХВ =
30 оС [8].

Потери
теплоты за счет золы в составе дымовых газов пренебрежительно малы, поэтому в
расчете слагаемое  не учитывается.

Теоретический
объем сухого воздуха, необходимый для полного сгорания 1 кг твердого топлива,
определяется по выражению (6.14):

VО = 0,089 · СР
+ 0,226 · НР + 0,033 · (— ОР), нм3 / кг,

где
СР, НР, , ОР — содержание элементов топлива в % на 1 кг
рабочей массы топлива, %.

VО = 0,089 ·
55,2 + 0,226 · 3,8 + 0,033 · (3,2 — 5,8) = 5,69 нм3 / кг.

Определение
объема продуктов сгорания ― это
сумма объемов сухих газов и водяных паров по (6.31):

VГ = VСГ +
, нм3 / кг.

Объем
трехатомных газов согласно (6.43):

=

=
1,052 (нм3 / кг).

Теоретический
объем азота (при α
= 1) по формуле (6.52):

 =

=
4,503 (нм3 / кг).

Действительный
объем двухатомных газов, включая избыточный кислород по формуле (6.55):

= (α — 1) · VО + = (1,55 — 1) · 5,69 + 4,503 = 7,633 (нм3 / кг).

Действительный
объем водяных паров по формуле (6.59):

 = =

=
0,0124 · (9 · 3,8 + + 0,0161 · 1,55 · 5,69 = 0,665 (нм3 / кг).

Тогда
действительный объем продуктов сгорания:

VГ = VСГ +
 =  +  +  = 1,052
+ 7,633 + 0,665 =

=
9,35 нм3 / кг.

Действительный объем воздуха определяем из выражения (6.3):

 = α · VO, нм3 / кг,

где α — коэффициент избытка воздуха за котлоагрегатом; VО — теоретический объем воздуха,
необходимый для сгорания 1 кг топлива, нм3 / кг (определен по (6.14)).

Таким
образом,  = 1,55 · 5,69 = 8,82 нм3 / кг.

=(9,35
· 1,415 · 200 + 0 — 8,82
· 1,297 · 30)×0,92=2118,85≈2119
кДж / кг.

Потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива определяются
содержанием в продуктах горения СО по (9.53):

Q3 = , кДж / кг,

где
CР и —
содержание углерода и серы в топливе, %; СО — содержание оксида углерода в
уходящих газах, %; RO2 = СО2 + SО2 — содержание трехатомных
газов в уходящих продуктах сгорания, %.

Q3 = = 175,80 ≈ 176 кДж / кг.

Потери
теплоты в окружающую среду определяются с помощью графика зависимости потери
теплоты в окружающую среду от производительности котла, рис. 9.3. При
производительности котла D = 35 кг / с определяем q5 = 0,62 %,
откуда по (9.58):

 = 136,96
≈ 137 кДж / кг.

Потери
с физической теплотой шлака по (9.56):

=  = 103,65 ≈ 103 кДж / кг.

Составляющие
теплового баланса:

q1 = = (17682 / 22090) · 100 = 80,05 %;

q2 = = (2119 / 22090) · 100 = 9,59 %;

q3 = = (176 / 22090) · 100 = 0,77 %;

q4 = = (1680 / 22090) · 100 = 7,61 %;

q5 == (137 / 22090) · 100 = 0,62 %;

q6 = = (103 / 22090) · 100 = 0,47 %.

Величина
невязки определяется по формуле (9.67):

ΔQНЕВ =  — (Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6) = 22090 — (17682 +

+
2119 + 176 + 1680 + 144 + 103) = 22090 — 21904 = 858,86 кДж / кг.

При
этом невязка теплового баланса может быть определена и в % по выражению (9.68):

 = = 0,84 %.

Тепловой баланс в % от располагаемой теплоты топлива для этого случая
будет иметь вид:

= q1 + q2 + q3 + q4 + q5 + q6 + ΔqНЕВ =

= 80,05 + 9,59+ 0,77 + 7,61 + 0,65 + 0,47 + 0,84 = 100 %.

Приложение 11

Теплоемкость сухой массы твердого топлива, кДж / (кг · К)

антрацит	каменный уголь	бурый уголь	торф	сланцы
0,921	0,962	1,088	1,297	1,046