Глава пятая

БАЛАНСОВЫЕ  ИСПЫТАНИЯ  КОТЛОВ

 

5.1. СОСТАВЛЕНИЕ  ТЕПЛОВОГО  БАЛАНСА  КОТЛА

 

Испытания котлов выполняют обычно в установившемся тепловом состоянии, поскольку основная нагрузка промышлен­ной котельной изменяется только в связи с включением и выключением отдельных потребителей. Если же режим потреб­ления пара меняется постоянно, то такой режим следует считать установившимся и проводить при нем испытания и наладку котлов. Отопительная нагрузка изменяется в течение суток всего несколько раз, и отопительные котлы практически всегда работают в стабильном тепловом режиме.

По закону сохранения энергии в установившемся тепло­вом состоянии общее количество теплоты, входящей в какой-либо ограниченный объем пространства, должно быть рав­ным количеству энергии, выходящей из этого объема. Для составления теплового баланса котельной установки необхо­димо обеспечить стабильный тепловой режим, четко ограничить объем пространства, для которого составляется тепловой баланс, и определить все входящие и выходящие потоки теплоты.

На рис. 5.1 приведена схема теплового баланса типичного промышленного парового котла с отдельно стоящим экономай­зером. Тепловой баланс такой котельной установки составляют обычно для контура АБВГДЕ, охватывающего котел вместе с экономайзером.


 

Рис. 5.1. Тепловой баланс парового котла:

ПК — паровой котел; Э — экономайзер; ГМГ — горелка

 

Из приходных частей баланса учитывают прежде всего теплоту сгорания топлива. В СССР принято учитывать низшую теплоту сгорания Qрн, которая не учитывает теплоты конденса­ции водяных паров, образующихся при сгорании топлива. В приходную часть баланса входит также физическая теплота (энтальпия) всех входящих в расчетный объем потоков массы — питательной воды, топлива, дутьевого и присосанного воздуха, распыливающего пара. В расходной части баланса важнейшими составляющими являются энтальпии произведенного котлом пара и продуктов сгорания. Необходимо также учесть уноси­мую  продуктами  сгорания  неиспользованную  в  котельной установке теплоту сгорания топлива,  которая определяется наличием в дымовых газах продуктов неполного сгорания — оксида углерода, водорода, метана. Возможно и наличие в продуктах сгорания недогоревших частиц углерода. Для неболь­ших котлов может быть достаточно заметной и потеря теплоты в  окружающую  среду  наружными  ограждениями  котла  и трубопроводов за счет излучения и конвекции. Энтальпию продувочной  воды  следует  определять  по  температуре,  с которой она уходит из данного балансового объема, т. е. при температуре насыщения в котле.

Тепловой баланс котельной установки по объему АБВГДЕ можно представить в виде

BQрн + Нт + Нд.в. + Нпр.в. + Нп.в  = Dhп + Нпр + Нух + Q3 + Q4 + Q5,                 (5.1)

где В — расход топлива; Qрн — низшая теплота сгорания топли­ва; Нт — энтальпия входящего топлива; Нд.в., Нпр.в — энтальпии воздуха, поступающего в котел от дутьевого вентилятора и с присосами соответственно; Q3 , Q4 , Q5 — абсолютные потери теплоты соответственно с химической и механической неполно­той горения и в окружающую среду; Нух, Нп.в, Нпр — энтальпии уходящих газов, питательной и продувочной воды; D — расход пара, выработанного котлом; hп — удельная энтальпия пара.

Энтальпии воздуха, поступающего в котел от дутьевого вентилятора и с присосами, указаны раздельно, поскольку температура этих потоков может быть различной, а количество присосанного воздуха для промышленных котельных может быть весьма существенным. Теплота распыливающего пара в тепловой баланс котла должна быть включена как в приходной части, так и в расходной. Однако удельная энтальпия этого пара на входе и выходе в обычных условиях работы промыш­ленных котлов практически одинакова, так как температура его мало меняется.

Например, при использовании для распыливания мазута пара с давлением 0,7 МПа его удельная энтальпия равна 2764 кДж/кг, а на выходе из котла при температуре 140 °С и при парциальном давлении водяного пара 0,01 МПа также равна 2764 кДж/кг. Поэтому соответствующие члены в уравне­нии баланса сокращаются и для обычных условий энтальпию распыливающего пара в тепловой баланс котла можно не включать. Весьма существенный расход теплоты топлива на паровой распыл мазута и обдувку следует учитывать в тепло­вом балансе котельной в целом (см. гл. 8).

Энтальпию самого топлива учитывают в случае сжигания мазута и включают в располагаемую теплоту топлива [16], так что

BQрр = B(Qрн + см tм)                                                      (5.1 а)

где см — теплоемкость мазута (примерно 1,9 кДж/кг); tм — температура его подогрева, °С.

В случае сжигания мазута вместо Qрн следует подставлять Qрр во все расчетные формулы.

Уравнение (5.1) можно представить в виде

BQрн = (Dhп + Нпр Hп.в) + (Нух Нд.в Нпр.в) + Q3 + Q4 + Q5

Выражение в первой скобке представляет собой теплоту, полезно использованную котлом [16]:

Q1 = DНп + Нпр Hп.в                                                        (5.2)

Выражение во второй скобке представляет собой потери теплоты с физической теплотой уходящих газов:

Q2 = Нух Нд.в Нпр.в                                                                               (5.3)

С учетом всех этих обозначений уравнение (5.1) примет вид

BQрн = Q1 + Q2 + Q3 + Q4  + Q5

После деления на BQрн получим традиционную форму тепло­вого баланса котельной установки:

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

где все составляющие выражены в процентах BQрн.

КПД котельной установки равен отношению полезно ис­пользованной теплоты Q1 к теплоте сгорания  сожженного  топлива BQрн:

                                                              (5.4)

 

где Dnp — расход продувочной воды; hп, hп.в и hк.в — удельные энтальпии пара, питательной и котловой воды.

КПД котла можно определить по (5.4), если возможно достаточно точно измерить значения всех входящих в нее величин. Такой способ принято называть определением КПД котла по прямому  балансу.

Практические трудности при таком определении связаны с недостаточной точностью измерения расходов. В частности, при измерении расхода насыщенного пара обычно используемые дроссельные расходомеры не учитывают наличия в паре капельной влаги [3]. Измерение расхода мазута (обычно по разности уровней в емкости) также выполняется обычно недостаточно точно. Кроме того, необходимо точное опреде­ление Qрн  для условий опыта, что требует отбора и анализа проб топлива. По этим причинам в практике наладочных работ КПД котлов по прямому балансу обычно не определяют. Такие оценки КПД по прямому балансу целесообразно выполнять при предварительных обследованиях. При этом нереальные значе­ния КПД будут указывать, в частности, на недостаточную точность эксплуатационных измерений выработки теплоты и расхода топлива.

КПД котельных установок по обратному балансу опреде­ляют по формуле

h = q1 = 100 = q1 + q2 + q3 + q4 + q5                                                                       (5.5)

в которой по результатам непосредственных измерений показа­телей работы котла определяют составляющие тепловых потерь. Относительно точное определение тепловых потерь позволяет с большей точностью, чем по прямому балансу, определить КПД котла. С другой стороны, определение конкретных тепловых потерь позволяет провести их анализ и разработать мероприятия по повышению эффективности ко­тельной установки. Кроме того, современные методики опреде­ления тепловых потерь не требуют измерения расходов пара, топлива, воздуха, а также отбора проб топлива и их анализа. Все это существенно упрощает балансовые испытания котлов.

Верхней границей балансового объема обычно принимают плоскость, близкую к верхней части топки, — линия АБ на рис. 5.1. При заборе воздуха на дутье хотя бы частично из верхней зоны котельной этот воздух обтекает наружные ограждения котла и нагревается, иногда довольно значительно, за счет теряемой ими теплоты.

При использовании в качестве балансовой плоскости АБ принимается, что этот теплообмен происходит за пределами расчетного балансового объема, и в расходную часть теплового баланса следует включать полную потерю теплоты в окружаю­щую среду q5, а в приходную часть — энтальпию дутьевого воздуха при температуре, измеренной на входе в котельную установку — обычно перед горелками, а при наличии воздухо­подогревателя — перед ним.

Можно провести балансовую плоскость на уровне забора воздуха из верхней зоны котельной — по линии ЖЕ на рис. 5.1. В этом случае энтальпию дутьевого воздуха необходимо определять по температуре наружного воздуха (за пределами котельной), а потеря теплоты q5 будет соответственно меньше на количество теплоты, полезно использованной для нагрева дутьевого воздуха; это количество может составлять значительную долю потери теплоты q5 — до 80% [62]. Потери теплоты в окружающую среду для этого случая определяются по формуле

Q'5 = Q5 свх  V0 aд (tдв tн)В                                                          (5.6)

где свх — удельная теплоемкость воздуха; V0 — теоретически необходимый объем воздуха; aд — коэффициент избытка воздуха по расходу его через горелки; tдв — температура воздуха перед горелками (воздухоподогревателем); tн — температура наружного воздуха.

Необходимо иметь в виду, что подогрев воздуха от tн до tдв может иметь место не только за счет потерь теплоты в окружающую среду данным котлом, но и за счет отопления котельной, за счет q5s соседних котлов и общекотельного оборудования. Поэтому на практике используют в качестве границы балансо­вого объема верхнюю границу котла — плоскость АБ, а для теплового баланса котлов используют температуру воздуха перед горелками (воздухоподогрева­телем). Полезное использование части теплоты q5 для подогрева дутьевого воздуха наиболее просто можно учесть при определении экономичности котельной в целом — см. гл. 8.

В общем случае при составлении теплового баланса котель­ной установки по объему АБВГДЕ потери с уходящими газами q2 определяются за экономайзером. Иногда же из-за трудности отбора проб и измерения температуры газов за экономайзером приходится составлять тепловой баланс для объема АБДЕ, не включающего экономайзер. В этом случае потери теплоты с энтальпией уходящих газов q2 следует определять по темпера­туре газов за котлом. Потери теплоты в окружающую среду следует учитывать только для объема АБДЕ, т. е. без потерь теплоты поверхностями экономайзера и труб в пределах объема БВГД. Температуру питательной воды следует принимать равной значению на входе в балансовый объем, т. е. после подогрева в экономайзере.

КПД собственно котла без экономайзера можно определить по формуле

hк = 100 – qк2 q3q4qк5                                                    (5.7)

где потери qк2 и qк5 представляют собой потери теплоты с физической теплотой уходящих газов и в окружающую среду только для самого котла без экономайзера.

Для определения КПД котельной установки  hк.y необходимо рассчитать по известным значениям КПД котла  и  полезно использованной теплоты Qк1 общую теплоту сожженного топлива:

                                                 (5.8)

и по прямому балансу определить теплоту топлива, полезно использованную в экономайзере:

Qэк = (D + Dпр)(hкп.в hп.в)                                                           (5.9)

Верхний индекс «к» указывает на то, что величина относится к объему АБДЕ, т. е. к котлу без экономайзера.

Приращение КПД котельной установки за счет использова­ния экономайзера составит

Dhэ = Qэк / (BQрн)

и полный КПД котельной установки  hк.у определится как сумма

hк.у = hк + Dhэ                                                                                      (5.10)

Этим методом расчета КПД котельной установки можно пользоваться и при составлении теплового баланса котла с контактным или конденсационным экономайзером, в которых происходит конденсация водяных паров из продуктов сгорания. В этом случае изложенные далее методы расчета q2 по составу и температуре продуктов сгорания непригодны, так как они не учитывают конденсации части водяных паров из продуктов сгорания. Подробные методики расчетов и полных испытаний таких «мокрых» теплообменников приведены в [23]. Однако по формулам (5.8) и (5.10) можно легко определить КПД котельной установки с контактным или конденсационным экономайзером. При подогреве в экономайзере посторонней для котельной установки воды (например, технологической) полезно использованная в экономайзере теплота определяется анало­гично формуле (5.9) по расходу этой воды и степени ее подогрева (разности температур) в экономайзере.

Для расчета КПД котельных установок с конденсационными теплообменниками КПД установки hк.у, найденный по Qрн, следует пересчитывать на Qрв — высшую теплоту сгорания топлива, учитывающую теплоту конденсации водяных паров, по формуле

 

 

где верхние индексы «в» и «н» относятся соответственно к КПД, определенным по верхней и нижней теплоте сгорания.

Разница между верхней и нижней теплотой сгорания, кДж/кг, зависит от содержания водорода и  влажности  топлива, которые определяют количество водяных паров в продуктах сгорания:

Qв = Qн + 25(W + 9Н),

где W и Н — соответственно влажность и содержание водорода в топливе, %.

Ориентировочно можно принимать Qв = 1,11Qн для газа и Qв=1,06 Qн – для необводненного мазута.

Типичная схема теплового баланса водогрейного котла представлена на рис. 5.2. Уравнение теплового баланса по объему АБВГ имеет вид

BQрн = Gв Dhв + Q2 + Q3 + Q4 + Q5                                                 (5.11)

где Gв — расход воды через котел; Dhв — разность удельных энтальпий на выходе и входе воды в котел.

Потери теплоты с уходящими газами Q2 = HухHвх. Энтальпия воздуха Нвх определена по температуре воздуха на входе в котел (перед горелками). После деления на BQрн получим

 

                                            (5.12)

 

Потери теплоты в окружающую среду для водогрейных котлов обычно намного меньше, чем для паровых, из-за плотного экранирования всех ограждений и из-за относительно низкой температуры среды в трубах. Поэтому заметного подогрева дутьевого воздуха за счет q5 обычно не достигается. Во избежание обледенения воздуховодов и вентиляторов, а также для улучшения процесса сгорания топлива, для подогрева воздуха иногда устанавливают специальные теплообменники (калориферы), как показано на рис. 5.2. Греющей средой обычно является сетевая вода.

Уравнение теплового баланса по объему ВГДЕ имеет вид

 

BQрн + Qвп = BQрр = Gв Dhв + Q'2 + Q3 + Q4 + Q'5                                   (5.13)

 

Теплоту предварительно­го подогрева воздуха внеш­ним теплоносителем Qвп обычно включают в распола­гаемую теплоту Qрр[16]. По­тери теплоты Q'2 определены по температуре наружного воздуха, а потери теплоты в окружающую среду уменьше­ны на теплоту подогрева воз­духа ограждениями котла — см. (5.6). Если весь воздух забирается снаружи, то в урав­нение (5.13) подставляют пол­ную балансовую потерю теп­ лоты Q5. При заборе воздуха снаружи уравнение (5.13) идентично уравнению (5.11), только величина Qвп выделена из Q2(Q2 = Q'2Qвп) и перенесена в левую часть с обратным знаком.

Приведенные выше схемы и расчетные уравнения для теплового баланса котлов являются наиболее типовыми, но, конечно, не

Рис. 5.2. Тепловой баланс

водогрейного котла:

ВК – водогрейный котел;

ПВ – подогреватель воздуха

ис­черпывают всех возможных частных случаев. При организации ис­пытаний котлов необходимо всегда четко определять границы рас­четных объемов и соответственно уточнять уравнения балансов.

В заключение отметим, что определение экономичности одного котла в котельной является частной задачей и необхо­димо в первую очередь для выявления возможностей сокраще­ния тепловых потерь данным котлом. Экономичность котель­ной в целом, т. е. расход условного топлива на единицу отпущенной из котельной тепловой энергии, определяется по результатам всего комплекса наладочных работ по котельной с учетом общекотельных потерь и расходов теплоты. При этом по приведенным выше тепловым балансам отдельных котлов определяются и увязываются расходы топлива и выработка теплоты котлами. Кроме того, для определения экономичности котельной помимо КПД котла необходимо определить также коэффициент использования топлива r – см. формулу (8.8).

 

5.2. ОРГАНИЗАЦИЯ БАЛАНСОВЫХ ИСПЫТАНИЙ

 

Выбор режимов. Балансовые испытания котлов, как правило, должны проводиться до и после наладки каждого котла. Перед балансовыми испытаниями до наладки должны быть выполне­ны предварительные изменения по определению присосов, пределов регулирования и т. п.— см. гл. 2. Режимы для балансовых опытов до наладки выбирают в соответствии с условиями, зафиксированными в эксплуатационной документа­ции (см. § 3.1), а после наладки — по результатам наладки котлов.

Наиболее целесообразно, как уже указывалось, проводить режимно-наладочные испытания котлов совместно с наладкой систем автоматизации. Автоматизация горения позволяет под­держивать оптимальное соотношение «топливо — воздух» при всех изменениях нагрузок, автоматически регулировать подачу топлива, поддерживать разрежение в топке котла постоянным при всех режимах и нагрузках. В связи с этим целесообразно проводить балансовые опыты после наладки при включенных системах автоматизации горения, отрегулированных по резуль­татам наладки.

Объем измерений. Для сведения теплового баланса котла в соответствии с § 5.1 необходим определенный минимум измере­ний, которые можно назвать балансовыми. Сюда входят измерения расходов воды, пара, топлива, анализы продуктов сгорания на выходе из котельной установки, измерения темпе­ратур всех входящих и выходящих потоков, температуры наружных ограждений котла для определения потерь в окружающую среду. Кроме того, для составления полной характе­ристики котла при балансовых испытаниях измеряют также давления и разрежения по газовоздушному и пароводяному трактам котла, определяющие надежность его работы и степень загрязнения.

Измерения производительности (выработки теплоты) паро­выми котлами без пароперегревателя всегда связаны с опреде­ленными трудностями из-за возможного значительного уноса котловой воды с паром. Измерения расхода пара дроссельными диафрагмами не учитывают наличия жидкой фазы [3], а измерения расхода питательной воды учитывают не только расход пара, но и непрерывную продувку, унос котловой воды с паром, а также отмечающийся в эксплуатации пропуск проду­вочных клапанов. Кроме того, система автоматизации котлов часто отрегулирована не лучшим образом, и расход питатель­ной воды может сильно колебаться. Следует также отметить, что действующие нормы проектирования [5] требуют для котлов паропроизводительностью до 30 т/ч измерения только общего расхода в общем паропроводе котельной, и в боль­шинстве случаев индивидуальные паромеры на котлах отсут­ствуют. Измерения расхода мазута по измерению уровня в баках хранения не всегда могут быть выполнены с необходимой точностью. Качество сжигаемого мазута при измерении его расхода должно определяться лабораторным путем, так как в емкостях хранения возможно смешение мазутов разных марок, и в большинстве случаев мазут при сливе из цистерн обводняется до 5–10%. При измерении расхода газа следует учитывать поправки на давление и температуру, а также его действительную теплоту сгорания, которая может заметно меняться в некоторых городах. Для газа более или менее стабильного состава необходимые данные (теплота сгорания и плотность при нормальных условиях) могут быть получены от местной газоснабжающей организации.

С учетом изложенных соображений при организации испыта­ний необходимо обеспечить надежное измерение производитель­ности котла по расходу пара, воды или топлива. При измерении одной из этих величин все другие могут быть найдены из теплового баланса, но для надежности необходимо выполнить, если возможно, хотя бы контрольные измерения и других величин. При этом расход воды на непрерывную продувку (включая и унос котловой воды с паром и утечки через неплотности в продувочных клапанах) для установившегося теплового и водно-химического режима можно оценить по солевому балансу.

Химическая неполнота сгорания может фиксироваться при балансовых испытаниях как с помощью хроматографов, так и с помощью индикаторных трубок на оксид углерода. При использовании трубок можно надежно выявить отсутствие СО в продуктах сгорания.

При выборе для балансовых опытов после наладки режимов с химическим недожогом его необходимо определять только с помощью хроматографа (или равноценного прибора). Необ­ходимость выбора режимов с химическим недожогом   для одного-двух  балансовых опытов может быть связана,  на-

 

 

 

Рис. 5.3. Схема измерения расходов пара, газа и питательной воды при испытаниях парового котла:

В - воздух; ДВ - дутьевой вентилятор; Г – газ; ГМГ- горелка; К- котел; НПр - непре­рывная продувка; ПВ — питательная вола;  Д – дымосос; Э - экономайзер; цифры соответ­ствуют номерам позиций в табл. 5.1


 

Рис. 5.4. Схема измерений при испытаниях водогрейного котла:

В — воздух;  ДВ — дутьевой вентилятор; Г — газ; К — котел: КЧ — конвективная часть;  Д — дымосос; СВ — сетевая вода; цифры соответствуют номерам позиций табл. 5.2

 

 

пример, с наладкой систем автоматизации на минимальные коэффи­циенты избытка воздуха во всем рабочем диапазоне нагрузок.

Примеры схем измерений для испытаний котлов ДКВР и КВ-ГМ на газе приведены на рис. 5.3 и 5.4. В табл. 5.1 и 5.2 приведены соответствующие спецификации измерений. Такие схемы и таблицы должны прилагаться к согласованной с представителями предприятия программе испытаний.

Для конкретных условий выбор метода измерения произво­дительности котла определяется из задач испытаний и имею­щихся возможностей.

При балансовых испытаниях котла важно определить наибо­лее надежную балансовую точку в газовом тракте, в которой должна определяться основная балансовая потеря теплоты с уходящими газами. В этой точке необходимо выполнять анализ газов и измерение их температуры. Наиболее просто выполнять эти измерения за дымососом, но необходимо иметь в виду, что в подземных боровах от экономайзера до дымососа возможно наличие воды, а это влияет на температуру и состав газов. Возможны также существенные присосы воздуха в газоходах от экономайзера до дымососа. Измерения за экономайзе­ром иногда вообще невозможны из-за трудности установ­ки отборных трубок и измерителей температуры, особенно при установке нижних труб экономайзера непосредственно на уровне пола. Если измерения за экономайзером и дымосо­сом по этим причинам не очень надежны, то можно взять в качестве балансовой точки газоход от котла до экономай­зера и свести полный тепловой баланс котла по формулам (5.7) – (5.9).

 

Таблица  5.1. Спецификация  измерений  при  балансовых  испытаниях  котла ДКВр-10  на  газе

Измеряемая величина

Средство измерения

Примечание

1. Расход газа

Узел коммерческого учета

Госповерка, дата

2. Давление газа в коллекторе у котла

ТДЖ

Установка на нуль перед каждым опытом

3. Давление газа перед горелками

ТДЖ

То же

4. Давление воздуха перед горелками

ТДЖ

»   »

5. Температура дутьевого воздуха

Ртутный термометр

 

6. Температура наружного воздуха

То же

 

7. Температура  питательной воды

»   »

 

8. Температура питательной воды после экономайзера

»   »

 

9. Давление пара

Котловой манометр

 

10. Расход пара

ДМ и КСД2

Дублируются ДТ-50

11. Расход питательной воды

ДМ и КСД2

Госповерка, дата

12. Давление питательной воды до и после экономайзера

ОБМ

То же

13. Температура газов за котлом

ТСМ и ЛП-63

»   »

14. Температура газов  за экономайзером

То же

»   »

15. Температура  газов за дымососом

Ртутный термометр

 

16. Разрежение в топке

 

ТНЖ

То же

U-образный манометр

То же

Установка на нуль перед каждым опытом

17. Разрежение за котлом

18. Разрежение за экономайзером

19. Разрежение перед экономайзером

20. Разрежение перед вентилятором

»   »

 

21. Давление (разрежение) за дымососом

»   »

 

22. Расход воды в линии непрерывной продувки

По солевому балансу

 

 

23. Давление за вентилятором

U-образный манометр

 

24. Анализ газов за котлом

ГХП-Зм

«Газохром-3101»

 

 

25. Анализ газов за экономайзером

ГХП-3м

 

26. Анализ газов за дымососом

То же

 

 

Таблица  5.2. Спецификация измерения при балансовых испытаниях котла КВ-ГМ-20 на газе

Измеряемая величина

Средство измерения

Примечание

1. Расход газа

Узел коммерческого учета

Госповерка, дата

2. Давление газа  перед горелкой

НМ-П1

При малых нагруз­ках —

U-образный  ма­нометр

3. Давление воздуха перед горелкой

НМ-П1

При малых  нагруз­ках— ТНЖ

4. Температура дутьевого воздуха

Ртутный манометр

 

5. Температура наружного воздуха

То же

 

6. Температура сетевой воды на входе

»   »

 

7. Температура сетевой воды на выходе

»   »

 

8. Давление сетевой воды на входе

ОБМ

 

9. Давление сетевой воды на выходе

ОБМ

 

10. Расход воды через котел

ДМ и КСД2

Госповерка, дата

11. Разрежение в топке

ТНЖ

Установка на нуль перед каждым опытом

12. Разрежение за котлом

 

13. Разрежение перед дымососом

U-образные   манометры

 

14. Давление за дымососом

 

 

15. Температура газов  за котлом

ТСМ и ЛП-63

Госповерка, дата

16. Температура газов за дымососом

Ртутный термометр

 

17. Анализ  газов  за  ды­мососом

ГХП-3м  «Газохром-3101»

 

18. Разрежение перед вен­тилятором

U-образный мано­метр

 

 

 

Дополнительно к балансовым измерениям определяют также давления и температуры воды и пара, а также разрежение, состав и температуру продуктов сгорания по тракту установки. Необходимо также фиксировать условия горения (цвет и форму факела, касание факелом экранных труб и др.), а при необходимости вести также измерения температуры мазутного факела и вторичных излучателей при сжигании газа.

Организация измерений. Все измеряемые при испытаниях показатели должны быть разделены по рабочим местам наблюдателей. Количество наблюдателей устанавливается ис­ходя из объема измерений и производственных возможностей данной бригады. Возможно привлечение наблюдателей из эксплуатационного персонала котельной — учеников, работни­ков службы КИП и др. Поручать дежурным операторам (кочегарам) котла вести какие-либо дополнительные записи запрещается. Обучение всех наблюдателей производится до начала опытов.

До начала балансовых опытов необходимо подготовить рабочие места наблюдателей. Следует разделить между ними измерения и свести к этим местам дистанционные переносные приборы для измерения давления и разрежения, расхода, температуры, анализа газов.

Анализ газов на газоанализаторе ГХП следует, как правило, поручать опытному наблюдателю и рабочее место для него готовить особенно тщательно, в частности обеспечить необхо­димое освещение прибора на просвет. Все шланги и провода должны быть связаны и надежно прикреплены к неподвижным частям котла. Шланги должны быть смонтированы без «меш­ков», в которых возможно образование конденсатных пробок. Опыт работы показывает, что тщательная подготовка рабочих мест наблюдателей (жесткая фиксация приборов, проводов и шлангов, использование специальных штуцеров, разъемов, кранов, переключателей и т. п.), а также предварительная отработка маршрутов для снятия показаний местных приборов позволяют значительно сократить общее время на подготовку и проведение испытаний, а также повысить надежность измерений.

Для каждого наблюдателя должны быть подготовлены листки наблюдений, например, по типу приведенного в табл. 5.3, с указанием порученных ему измерений. Записи общих наблюдений (вид и положение факела, цвет дыма и т. п.) должны выполняться руководителем испытаний. Все без исклю­чения записи при испытаниях должны производиться на листках наблюдений. Перед началом каждого опыта на листке указы­вают номер опыта, дату, нагрузку и характерные условия. В конце опыта проводят черту, под которой записывают средние за опыт значения величин. На каждом листке наблюде­ний должна быть подпись и фамилия наблюдателя. Все листки наблюдений являются первичными документами испытаний и должны храниться в архиве наладочной организации.

 

Таблица 5.3. Листок  наблюдений

Предприятие __________________________________________

Котельная ____________________________________________

Объект испытания _____________________________________

Дата _________________________________________________

 

Время,

мин

Измеряемые  величины

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Длительность балансовых опытов устанавливается в преде­лах 1,5 – 3 ч в зависимости от возможности стабильного поддержания на данном котле заданной производительности. Кроме того, время от момента установки режима до начала балансового опыта должно быть достаточным для стабилиза­ции температуры уходящих газов. Если при испытании водо­грейных котлов не удается добиться стабильной температуры уходящих газов из-за постоянного роста или снижения темпера­туры обратной сетевой воды, то следует обеспечить стабилиза­цию разности температур уходящих газов и сетевой воды.

Обработка материалов балансовых опытов должна, как правило, производиться до начала следующего опыта. Это позволяет в последующих опытах устранить ошибки и недо­статки, выявленные при обработке результатов. Кроме того, при обработке результатов после окончания всех измерений, иногда через длительный период времени, забываются многие важные факторы, некоторые записи не удается расшифровать. Перед обработкой материалы наблюдений и диаграммы ре­гистрирующих приборов группируют по режимам и увязывают с записями в листке общих наблюдений, где обязательно должны быть зафиксированы по времени все изменения режима, определяют необходимые поправки к результатам измерений, например на высоту столба жидкости для сниженных мано­метров, на давление и температуру среды для расходомеров, на тарировочный коэффициент при измерении расходов пневмо-метрическими трубками.

Имитация нагрузок. Наиболее целесообразно проводить испытания котлов в период, когда суммарная нагрузка котель­ной превышает максимальную расчетную нагрузку одного котла. При этом испытуемый котел работает при заданной нагрузке, а остальную нагрузку несут другие работающие котлы. Эксплуатационный персонал должен, в частности, обеспечить постоянную заданную нагрузку на испытуемом котле при колебаниях общей нагрузки котельной.

Тем не менее по производственным возможностям нала­дочных бригад приходится выполнять испытания котлов при таких температурах наружного воздуха, когда работа даже одного из котлов при максимальных нагрузках невозможна. В этих случаях либо согласовывают с администрацией пред­приятия время дополнительных испытаний при максимальной нагрузке, либо решают вопрос об имитации нагрузок. Эти решения должны быть записаны в согласованной программе испытаний.

Для паровых котлов в принципе возможно сбрасывать пар через рабочий предохранительный клапан данного котла. Грузовой предохранительный клапан может быть зафиксирован практически при любой степени открытия. При этом, однако, невозможно измерение расхода пара. По этой причине удобнее сбрасывать пар через грузовые предохранительные клапаны на паропроводах после измерительных диафрагм. Иногда для возможности измерения расхода пара его сбрасывают через предохранительный клапан соседнего неработающего котла. При этом, однако, этот котел должен быть прогрет и находиться в горячем резерве (под давлением), иначе возможно возникновение недопустимых термических напряжений в ба­рабане.

При испытаниях водогрейных котлов при относительно высоких температурах наружного воздуха кратковременное повышение нагрузки может быть создано за счет снижения температуры воды в тепловой сети ниже расчетного темпера­турного графика (обычно ночью) и последующего интенсивного ее нагрева утром. Таким образом, можно имитировать и нагрузки паровых котлов, работающих на отопление.

Режимные карты. По результатам испытаний котлов после наладки разрабатываются режимные карты, в которых фикси­руются найденные при наладке оптимальные режимы. Эта режимная карта должна в дальнейшем служить руководящим документом в процессе эксплуатации котла после окончания наладочных работ. Отклонения от режимных карт в процессе эксплуатации являются нарушением установленных требований и строго контролируются инспектирующими органами. В связи с этим к составлению режимных карт следует подходить со всей ответственностью.

В режимную карту вносятся только такие режимы, которые могут быть реализованы в течение полных смен в эксплуата­ционных условиях при существующем оборудовании котла. При необходимости можно включить и режимы, которые могут быть реализованы при установке дополнительных приборов, указателей, фиксаторов и т. п., но лучше, чтобы эти дополни­тельные устройства уже начали использоваться обслуживаю­щим персоналом. В любом случае все включаемые в режимные карты режимы должны быть опробованы наладчиками при балансовых испытаниях котла. Требования к дополнительному оборудованию котла, необходимому для реализации включен­ных в режимные карты режимов, должны быть обсуждены с администрацией котельной и решение по этому вопросу должно быть зафиксировано в протоколе технического совещания по результатам работ.

Включаемые в режимные карты показатели не должны дублироваться. Не следует указывать, например, степень откры­тия регулирующего органа, если указан контролируемый им параметр. Если указанные в режимной карте режимы отличны от принятых в эксплуатации до наладки, то необходимо указать их особенности,  например:  регулирование подачи воздуха производится шиберами у горелок при

 

Таблица 5.4. Режимная карта котла ДКВр-10 № 2 на газе

Показатель

Нагрузка котла, т/ч

6

8

10

12,5

Давление пара в барабане, МПа

 

0,6 - 0,7

 

75 - 85

125 - 135

 

Температура питательной воды, °С:

 

 

  до экономайзера

 

 

  после экономайзера

 

 

Часовой расход газа, м3

478

630

788

990

Теплота сгорания газа, МДж/м3

33,3

33,3

33,3

33,3

Давление газа перед горелками, Па

330

620

960

1460

Температура дутьевого воздуха, ºС

 

25

 

Давление воздуха перед горелками, Па

100

180

250

400

Разрежение, Па:

 

 

 

 

  в топке

20

20

20

25

  за экономайзером

180

230

280

400

Коэффициент избытка воздуха:

 

 

 

 

  за котлом

1,43

1,27

1,18

1,18

  за экономайзером

1,87

1,61

1,59

1,48

Температура продуктов сгорания, °С:

 

 

 

 

  за котлом

270

290

315

330

  за экономайзером

100

108

115

125

Состав продуктов сгорания (СО22), %:

  за котлом

8,1/6,8

9,1/4,8

9,8/3,6

9,8/3,6

  за экономайзером

6,0/10,3

7/8,5

7,2/8,2

7,3/8,0

КПД котла брутто, %

91,7

92,7

92,8

92,3

Удельный расход условного топлива, кг/ГДж

37,21

36,81

36,77

36,97


Примечания: 1. Котел эксплуатируется 18 лет.

2. Относительно низкая температура продуктов сгорания и повышенный КПД определяются большой поверхностью нагрева экономайзера (413 м2) и наличием водо-водяного теплообменника между атмосферным деаэратором и питательным насосом.

 


полностью открытом направляющем аппарате вентилятора. Необходимо указывать вид топлива и теплоту его сгорания. Пример режимной карты приведен в табл. 5.4.

 

5.3. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

 

Обычная методика расчета по данным анализов топлива приведена во всех руководствах по испытаниям котлов на твердом топливе — см., например, [77]. При наладке промыш­ленных газомазутных котельных практически все необходимые результаты могут быть получены без элементарного анализа топлива по методике [65].

Результаты газового анализа следует проверять на макси­мальное содержание RO2:

 

                                       (5.14)

 

При полном горении (без химического недожога, когда СО = Н2 = СН4 = 0)

                                                            (5.15)

Вообще под RO2 понимают сумму объемных концентраций СО2 и SO2, поглощаемых одновременно щелочным раствором гидроксида калия в газоанализаторе типа Орса (ГХП). Величи­на RO2макс представляет собой максимально возможную кон­центрацию RO2 в продуктах сгорания, которая наблюдалась бы при полном сгорании топлива в стехиометрическом количестве воздуха. При разбавлении продуктов сгорания избыточным воздухом, как это имеет место на практике, действительное значение RO2 < RO2макс. Само значение RO2макс определяется долей водорода в горючей массе топлива. Если бы горючая масса состояла из одного углерода, то при его полном сгорании в стехиометрическом количестве воздуха весь кислород его перешел бы в СО2 и объемная концентрация СО2 в продуктах сгорания была бы равна 21%. Однако в топливе обычно имеется также водород, который при сгорании переходит в водяной пар Н2О,  на что расходуется часть   кислорода дутьевого воздуха. Водяные пары из продуктов сгорания конденсируются в запирающей жидкости газоанализатора, и анализируются только сухие продукты сгорания. На величину RO2макс оказывает влияние также содержание кислорода и азота в топливе.  Все эти факторы учитываются характеристикой топлива b, определяемой по составу топлива:

 

                                                  (5.16)

Величина RO2макc связана с характеристикой топлива b соотно­шением

RO2макc = 21/(1+β).                                                               (5.17)

Значения b и RО2макс определяются, как видно из уравнений (5.16) и (5.17), только элементарным составом топлива и не зависят от разбавления продуктов сгорания воздухом. Поэтому для всех анализов продуктов сгорания данного топлива значения RO2макс, определенные по формулам (5.15), должны быть одинаковы. Отклонения могут объясняться только измене­нием состава топлива в течение опыта или ошибками анализа. Для природного газа концентрация RО2макс лежит в пределах 11,7–12,5%, для мазутов — от 15 до 16,5%.

Для контроля анализов при полном сгорании топлива удобно также пользоваться лучевой диаграммой (рис. 5.5), построенной по уравнению полного  горения

RO2 + O2 + b RO2 = 21.                                                        (5.18)


Рис. 5.5.  Лучевая  диаграмма  для  проверки  газового анализа

 

 

Все значения RO2 + O2 должны ложи­ться на один из лучей, соединяющих точку 21% на оси ординат с точкой, соответствующей значению RO2макc для данного топлива. Для практичес­ких целей удобнее пользоваться со­ответствующей частью диаграм­мы – рис. 5.6.

Теплотехнические характеристи­ки мазутов некоторых заводов при­ведены в табл. 5.5.

Коэффициент избытка воздуха представляет собой отношение дей­ствительного расхода воздуха на   образование продуктов сгорания данного состава V к стехиометрическому количеству воздуха:

                                                    a = V / V0

Рис.5.6. Рабочая часть лучевой

диаграммы

Коэффициент избытка воздуха при полном сгорании можно определить по составу продуктов сгорания по любой из трех точных формул [62]:

 

                                                             (5.19)

 

                               (5.20)

 

                                                          (5.21)

 

Таблица 5.5. Теплотехнические характеристики топочных мазутов |75|

Нефтеперерабатывающий  завод

Марка мазута

Теплота

сгорания. МДж/кг

RО2макс

Саратовский

Ново-Куйбышевский

40

40

40,15

40,32

16,21

16,26

Уфимский

40

40,35

16,32

Орский

40

40,80

16,23

Сызранский

40

40,50

16,33

Московский

Саратовский

100

100

39,90

39,60

16,28

16,55

Ново-Куйбышевский

100

39,90

16,41

Омский

100

39,74

16,40

Краснодарский

100

40,28

16,35

Уфимский

100

39,14

16,38

 

В первых двух формулах — «углекислотной» (5.19) и «кис­лородной» (5.20) — используется концентрация одного опре­деляющего газа, а в третьей - «азотной» (5.21) — концентра­ция двух газов. Поэтому для полного учета особенностей топлива в первые формулы приходится вводить характеристи­ки топлива β и RO2макс. При неполном горении вместо RO2 следует подставлять (RO2 + CO + СН4), а вместо О2 — выра­жение (О2 — 0,5 СО — 0,5 Н2 — 2СН4). На практике используют обычно самую простую азотную формулу (5.21), которую для удобства расчетов приводят к виду

                                                   (5.21а)

В случае сжигания смеси топлив удобнее пользоваться кислородной формулой (5.20).  Ее приближенное выражение имеет вид

                                                         (5.21б)

Формула (5.21б) дает завышенное значение а по сравнению с точным, определенным по формуле (5.20), причем ошибка больше для природного газа, чем для мазута, и возрастает с ростом α. Для О2<5% ошибка Δα не превышает 0,03, но при О2 = 10%  Da может быть равна 0,1. Практически, точные значения a могут быть получены по формулам [62]:

для  газа

для  мазута

 

Таблица 5.6. Состав продуктов полного сгорания природного газа и

коэффициент  избытка  воздуха

Состав, %

a

Состав, %

a

Состав, %

a

CO2

О2

CO2

О2

CO2

O2

11,8

11,6

11,4

11,2

11,0

10,8

10,6

10,4

10,2

10,0

9,8

9,6

9,4

9,2

9,0

8,8

8,6

0,0

0,4

0,7

1,1

1,4

1,8

2,1

2,5

2,8

3,2

3,6

3,9

4,2

4,6

5,0

5,3

5,7

1,00

1,02

1,03

1,05

1,06

1,08

1,10

1,12

1,14

1,16

1,18

1,20

1,22

1,25

1,28

1,30

1,33

8,4

8,2

8,0

 7,8

 7,6

 7,4

 7,2

 7,0

 6,8

 6,6

 6,4

 6,2

 6,0

 5,8

 5,6

 5,4

 5,2

 6,1

 6,4

 6,8

 7,1

 7,5

 7,8

 8,2

 8,5

 8,9

 9,2

 9,6

 10,0

 10,3

 10,7

 11,0

 11,4

 11,8

1,36

 1,40

1,43

 1,46

 1,50

 1,53

 1,57

 1,61

 1,66

 1,71

 1,76

 1,82

 1,87

 1,94

 2,00

 2,07

 2,15

 5,0

 4,8

 4,6

 4,4

 4,2

 4,0

 3,8

 3,6

 3,4

 3,2

 3,0

 2,8

 2,6

 2,4

 2,2

 2,0

 1,8

 12,1

 12,5

 12,8

 13,2

 13,5

 13,9

 14,2

 14,6

 15,0

 15,3

 15,7

 16,0

 16,4

 16,7

 17,1

 17,4

 17,8

 2,22

 2,31

 2,41

 2,51

 2,62

 2,75

 2,90

 3,05

 3,20

 3,40

 3,65

 3,90

 4,20

 4,50

 4,90

 5,40

 6,00


Для оценок в процессе испытаний часто используют прибли­женную углекислотную формулу

a = RO2макс / RO2,

которая дает такую же погрешность, как и формула (5.21б). Практически точная формула этого типа предложена в [65]:

                                                                   (5.22)

где п имеет следующие значения:

Природный  газ…………………..2,00

Мазут  сернистый………………..1,40

Мазут  малосернистый………….1,35

Данные по составу продуктов сгорания газа и мазута и расчетные значения a приведены в табл. 5.6 и 5.7.

Потери теплоты с физической теплотой уходящих газов при наладке газомазутных котельных обычно определяют по мето­дике М. Б. Равича [65]:

 

                               (5.23а)

 

                                        (5.23б)

 

Таблица 5.7.  Состав продуктов полного сгорания тяжелого мазута

(малосернистого и высокосернистого) и коэффициент избытка воздуха

Состав, %

a

Состав, %

a

Состав, %

a

RO2

О2

RO2

О2

RO2

О2

16,5

16,3

16,0

15,8

15,6

15,4

15,2

15,0

14,8

14,6

14,4

14,2

14,0

13,8

13,6

13,4

13,2

13,0

12,8

12,6

0,0

0,3

0,6

0,9

1,2

1,4

1,7

1,9

2,2

2,4

2,7

2,9

3,2

3,4

3,7

4,0

4,2

4,5

4,7

5,0

1,00

1,01

1,03

1,05

1,06

1,07

1,08

1,09

1,10

1,12

1,14

1,15

1,17

1,19

1,20

1,22

1,24

1,25

1,27

1,29

12,4

12,2

12,0

11,8

11,6

11,4

11,2

11,0

10,8

10,6

10,4

10,2

10,0

9,8

9,6

9,4

9,2

9,0

8,8

8,6

5,2

5,5

5,7

6,0

6,2

6,5

6,7

7,0

7,2

7,5

7,8

8,0

8,3

8,5

8,8

9,0

9,3

9,5

9,8

10,0

1,31

1,33

1,35

1,38

1,40

1,42

1,45

1,47

1,50

1,52

1,55

1,58

1,61

1,64

1,68

1,71

1,75

1,79

1,82

1,87

8,4

8,2

8,0

7,8

7,6

7,4

7,2

7,0

6,8

6,6

6,4

6,2

6,0

5,8

5,6

5,4

5,2

5,0

4,8

4,6

10,3

10,5

10,8

11,00

11,3

11,6

11,8

12,1

12,3

12,6

12,8

13,0

13,3

13,6

13,9

14,1

14,4

14,6

14,9

15,1

1,92

1,95

2,00

2,06

2,10

2,16

2,22

2,28

2,35

2,42

2,50

2,57

2,66

2,74

2,85

2,95

3,06

3,18

3,30

3,44

 

 

Коэффициент разбавлениея продуктов сгорания воздухом т определяется по формуле

 

                                                    (5.24)

 

Усредненные характеристики топлива даны ниже:

 

tмax, ºС

В

l

Природный газ

Мазут малосернистый

Мазут сернистый

2010

2100

2100

0,80

0,88

0,87

0,85

0,90

0,90

 

Поправочные коэффициенты СК зависят от температуры продуктов сгорания:

 

Температура, ºС

С'

К

100

200

300

400

500

0,82

0,83

0,84

0,86

0,87

0,78

0,78

0,79

0,80

0,81

 

Для предварительных оценок можно определять q2 по формуле:

 

q2 = 0,01 (tухtвх) Z.                                                        (5.25)

 

Значения величины Z для продуктов сгорания мазута и природного газа приведены в табл. 5.8 и 5.9.

 

Таблица 5.8. Значения величины Z для продуктов сгорания природного газа [65]

СО2+СО

Температурный интервал

 Dt, ºС

СО2+СО

Dt, ºС

СО2+СО

Dt, ºС

0–250

250–350

350–500

0–250

250–350

0–250

11,0

4,35

4,40

4,50

9,0

5,10

5,15

7,0

6,22

10,9

4,40

4,43

4,53

8,9

5,13

5,22

6,9

6,35

10,8

4,43

4,47

4,57

8,8

5,17

5,26

6,8

6,45

10,7

4,45

4,50

4,60

8,7

5,22

5,30

6,7

6,50

10,6

4,48

4,53

4,65

8,6

5,27

5,35

6,6

6,55

10,5

4,50

4,56

4,67

8,5

5,30

5,40

6,5

6,65

10,4

4,53

4,60

4,70

8,4

5,35

5,45

6,4

6,70

10,3

4,57

4,63

4,75

8,3

5,40

5,55

6,3

6,80

10,2

4,60

4,65

4,78

8,2

5,45

5,55

6,2

6,95

10,1

4,63

4,70

4,80

8,1

5,50

5,60

6,1

7,05

10,0

4,67

4,75

4,85

8,0

5,57

5,67

6,0

7,15

9,9

4,70

4,80

4,90

7,9

5,62

5,72

5,9

7,25

9,8

4,75

4,83

4,93

7,8

5,68

5,80

5,8

7,40

9,7

4,80

4,87

4,97

7,7

5,75

5,85

5,7

7,45

9,6

4,84

4,90

5,00

7,6

5,80

5,90

5,6

7,55

9,5

4,88

4,95

5,05

7,5

5,85

6,00

5,5

7,70

9,4

4,93

5,00

5,10

7,4

5,90

6,05

5,4

7,85

9,3

4,97

5,05

5,15

7,3

6,0

6,10

5,3

7,95

9,2

5,02

5,07

5,20

7,2

6,05

6,15

5,2

8,05

9,1

5,07

5,10

5,25

7,1

6,10

6,25

5,1

8,20

 

Таблица 5.9. Значения величины Z для продуктов сгорания топочного мазута [65]

RО2+СО

Температурный интервал

Dt, ºС

RО2+СО

Dt, ºС

RО2+СО

Dt, ºС

0–250

250–350

350–500

0–250

250–350

0–250

15,6

4,14

4,18

4,22

12,2

5,10

5,17

9,0

6,70

15,2

4,22

4,27

4,32

12,0

5,17

5,25

8,8

6,85

15,0

4,27

4,32

4,37

11,8

5,25

5,34

8,6

7,00

14,8

4,32

4,37

4,42

11,6

5,34

5,40

8,4

7,15

14,6

4,37

4,42

4,47

11,4

5,43

5,50

8,2

7,30

14,4

4,42

4,47

4,52

11,2

5,52

5,60

8,0

7,45

14,2

4,47

4,52

4,57

11,0

5,61

5,68

7,8

7,60

14,0

4,52

4,57

4,63

10,8

5,70

5,75

7,6

7,75

13,8

4,57

4,63

4,70

10,6

5,79

5,83

7,4

7,90

13,6

4,63

4,70

4,75

10,4

5,88

5,92

7,2

8,10

13,4

4,70

4,75

4,81

10,2

5,97

6,06

7,0

8,35

13,2

4,75

4,81

4,88

10,0

6,05

6,16

6,8

8,60

13,0

4,81

4,88

4,96

9,8

6,16

6,27

6,6

8,85

12,8

4,88

4,96

5,05

9,6

6,27

6,36

6,4

9,10

12,6

4,96

5,03

5,10

9,4

6,40

6,48

6,2

9,35

12,4

5,03

5,10

5,17

9,2

6,55

6,65

6,0

9,60

 

Выбор температуры воздуха для определения q2 по форму­лам (5.23) должен производиться в соответствии с соображе­ниями, приведенными в § 5.1. В частности, в случаях, когда можно пренебречь разницей температур дутьевого и присосан­ного воздуха (из-за малых присосов или незначительной разницы температур), в формулы (5.23) подставляется темпера­тура дутьевого воздуха по измерениям перед горелками или после вентилятора. Если же присосы по газовому тракту значительны, а температура воздуха, поступающего с присосами в газовый тракт, заметно отличается от температуры дутьевого воздуха, то расчетную температуру находят путем усреднения:

                                                        (5.26)

где aд — коэффициент избытка воздуха у горелок по дутью; tд — температура дутьевого воздуха; Daп — присосы по га­зовому тракту; tвк — температура воздуха внутри котельной; aух = a0+Daп— коэффициент избытка воздуха в уходящих газах.

Для определения q2, можно пользоваться также формулами [62]:

для  газа

                                 (5.27а)

для  мазута

                                  (5.27б)


где At = 0,996÷1,004 при tух = 120÷180 °С; А t= 1,008÷1,017 при tух = 220÷300 °С.

Температура воздуха tвх и в этом случае должна опреде­ляться по формуле (5.26).

При наличии в мазуте влаги часть теплоты сгорания топлива расходуется на ее испарение, и потери с уходящими продуктами сгорания будут включать дополнительную потерю теплоты q2вл, %, определяемую по формуле

 

где tух — температура уходящих газов, °С; tм — температура мазута перед форсунками, °С; Wp — влажность мазута перед форсунками, %; Wрс — влажность мазута по сертификату, %; Qнр — низшая теплота сгорания мазута по сертификату, кДж/кг. При сжигании мазута следует учитывать теплоту его подогрева Qм, кДж/кг, примерно равную 2,2 tм. По упрощенной методике [65] можно не определять Qрр по формуле (5.1 а), а на удельную теплоту подогрева мазута qм2, %, принимаемую равной tм /200, уменьшают общую потерю теплоты с продукта­ми сгорания, поскольку эта теплота входит в балансовый объем, а не выходит из него, как q2.

Например, мазут, который по сертификату имеет Qрн = 40 200 кДж/кг и влажность Wрс = 2%, подается в котел с температурой tм=100 °С и влажностью Wрс = 6%. Температура продуктов сгорания tух = 180 °С. По этой температуре и анализу газов определяем по (5.24) потери q2 = 7,6%. Дополнительная потеря теплоты за счет влажности мазута

 

 

Полные потери теплоты с продуктами сгорания с учетом дополнительного поступления теплоты в котел с нагретым мазутом (qм2 = 100/200 = 0,5%) составят

q2 + q2вл qм = 7,6 + 0,4 – 0,5 = 7,5%.

Расход теплоты на подогрев мазута и на мазутное хозяйство учитывается при определении экономичности котельной в целом — см. гл. 8.

Потери теплоты с химической неполнотой горения опреде­ляются в соответствии с методикой [65] по формуле

                                                             (5.28)

где Qнп = 126,5 СО + 108,1 Н2 + 358,2 СН4 представляет собой по­тенциальную теплоту сгорания продуктов неполного горения, кДж/м3; Р — характеристика топлива, равная для природного газа, малосернистого и сернистого мазута соответственно 4200, 4053 и 4074 кДж/м3.

По [62] q3, %, может быть определена по aух:

для  газа

q3 = 0,11(aух – 0,05)Qн.п;                                                           (5.29а)

для  мазута

q3 = 0,11(aух – 0,10)Qн.п.                                                          (5.29б)

На практике далеко не всегда имеется возможность полного анализа продуктов сгорания, поскольку хроматографы, исполь­зуемые для этих целей, являются относительно сложными приборами и не всегда доступны. При наличии индикаторных трубок на СО можно достаточно точно оценить содержание в продуктах сгорания оксида углерода, однако для определения q3 этого недостаточно. Для приближенной оценки содержания в продуктах неполного горения водорода можно пользоваться зависимостью [68]

Н2/СО = 0,332 + 0,028 СО.                                                         (5.30)

При aт = 0,78÷1,27 метан в продуктах сгорания не обнаружи­вался [68].

При наличии в продуктах сгорания значительного количе­ства СО и невозможности выполнить анализ на хроматографе следует полученное по формуле (5.30) значение Н2 использовать и для определения a.

Потери от механической неполноты сгорания при сжигании газа и мазута связаны с образованием сажистых частиц. Наличие частиц сажи легко обнаруживается по цвету дыма. При совершенно прозрачных продуктах сгорания сажистый недожог не превышает 0,2%. При сером прозрачном дыме сажистый недожог составляет 0,2 — 0,5%, а при плотном черном дыме может составлять 0,5—1%  и  более [61].

В случаях, когда в продуктах сгорания имеются крупные золовые и коксовые частицы, слабо влияющие на оптическую плотность дыма, общий механический недожог может значи­тельно превышать указанные значения.

Для качественного контроля за выбросами сажи использу­ют дымомеры. Точный метод измерения недожога топлива по содержанию углерода в уходящих газах основан на прин­ципе фильтрации определенного объема анализируемого газа через термостойкий фильтр с последующим дожиганием сажис­тых частиц, осевших на фильтре [61]. Для наладки промыш­ленных котельных достаточна оценка q4 по числу Бахараха — см. гл. 4.

Расход теплоты на подогрев продувочной воды до температу­ры насыщения, при которой она сбрасывается из котла, при сведении теплового баланса включают в полезно использован­ную теплоту [16]. Определение этого расхода необходимо как для сведения теплового баланса котла (§ 5.1), так и для сведения теплового баланса котельной в целом (гл. 8).

В промышленных котельных расход продувочной воды не измеряют. Для стабилизированного теплового и водно-химиче­ского режима работы котла расход продувки в процентах выработки пара можно определить по солевому балансу:

 

                                                                     (5.31)

 

где Sп.в — солесодержание питательной воды, мг/кг; Sк.в — солесодержание котловой воды, мг/кг.

В формулу (5.31) можно вместо солесодержания подставлять соответствующие значения общей щелочности питательной и котловой воды. Следует иметь в виду, что формула (5.31) дает общий расход сбросной котловой воды, т. е. учитывает не только непрерывную продувку, но и унос котловой воды с паром и утечки котловой воды через неплотности клапанов периодической продувки.

Общий расход продувочной воды

Dпр = 0,01рD.

Потери теплоты с продувкой, %, которые необходимо учитывать в тепловом балансе данного котла, можно опреде­лить по формуле

                                                         (5.32)

Представление результатов балансовых испытаний. По ре­зультатам испытаний котла прежде всего определяют его КПД по формуле (5.5). Пример графического определения КПД приведен на рис. 5.7. По результатам испытаний находят потери теплоты q2 и q3 и соответствующие точки наносят на график. Затем по точкам проводят линии q2 = f2(D) и q3 = f3(D), аппроксимирующие полученные точки. Далее по результатам измерений или расчетов строят зависимость q5 =f5 (D).

Приведенная в верхней части рис. 5.7 зависимость КПД котла от нагрузки получается вычитанием из 100% потерь q2, q3 и q5, значения которых берут с соответствующих графиков по линиям  (не по точкам!). Для сопоставления результатов балансовых опытов до и после наладки целесообразно при­вести



Рис. 5.8. Коэффициент избытка воз­духа за котлом до и после наладки

 

 

 

Рис. 5.7. Графическое построение зависимости КПД котла от нагрузки

Рис. 5.9. Удельный расход топлива на  выработку теплоты

 

 

 

их результаты на одном графике, как показано на рис. 5.7.

Все результаты балансовых опытов вносят в сводную ведомость. Обычно по результатам испытаний строят также графики зависимости основных показателей работы котла (расхода топлива, температуры продуктов сгорания, разрежения по газовому тракту и др.) от нагрузки, иллюстрирующие результаты, приведенные в сводной ведомости. На рис. 5.8 приведен пример зависимости коэффициента избытка воздуха за котлом от нагрузки до и после наладки.

Для дальнейшей работы по определению экономичности котельной и для оптимального распределения нагрузок между котлами необходимо построить зависимость удельного расхода условного топлива на единицу выработанной котлом тепловой энергии. Этот удельный расход непосредственно связан с КПД котла – см. формулы (2.8). Пример графика зависимости удельного расхода топлива от нагрузки котла (в различных системах единиц) приведен на рис. 5.9.

Для дальнейшего определения экономичности котельной в целом аналогично рис. 5.7 должен быть построен график зависимости коэффициента использования топлива ρ от тепло­вой мощности по (8.26) для характерных температур наружного воздуха.

 

5.4.  ОПРЕДЕЛЕНИЕ  ПОТЕРЬ  ТЕПЛОТЫ  ЧЕРЕЗ  НАРУЖНЫЕ

ОГРАЖДЕНИЯ  КОТЛОВ

 

Потери теплоты через наружные ограждения котлов q5 определяют обычно по графику из [20]. Для определения q5 при нагрузках ниже номинальной принимают, что по абсолютному значению эта потеря при всех нагрузках остается одинаковой, так как она определяется только уровнем температур на внутренней и наружной границах ограждений. Из этого пред­положения следует, что значение q5 в процентах BQрн увеличи­вается с уменьшением нагрузки котла по формуле

q5 = qн5Dн/D,                                                               (5.33)

где qн5 — величина q5 при номинальной нагрузке котла Dн; D — нагрузка в данном опыте.

Для энергетических котлов значение qs при всех возможных нагрузках невелико и не превышает 1%, а для мощных котлов современных электростанций составляет 0,2 – 0,4%, поэтому при испытаниях котлов электростанций уточнять столь низкие значения нет необходимости.

Для промышленных и отопительных котлов значение q5 по графику норм [20] составляет 1 – 3%, а при неполной загрузке котлов, что часто имеет место в промышленных котельных, она может достигать 5–10% [по (5.33)].

Во многих случаях эта потеря сопоставима по значению с основной балансовой потерей с физической теплотой уходящих газов q2 и для балансовых испытаний промышленных котлов необходимо определять значение q5 по данным непосредствен­ных измерений. Это связано с тем, что современные конструк­ции паровых и водогрейных котлов имеют обычно плотное экранирование.

Например, топки водогрейных котлов типа ПТВМ и КВ-ГМ экранированы трубами диаметром 60 с шагом 64 мм, котлы типа ДЕ–трубами диаметром 51 с шагом 55 мм. Обмуровка таких котлов представляет собой, по сути дела, эффективную теплоизо­ляцию на относительно холодных трубах. Для водогрейных кот­лов характерна также относительно низкая (по сравнению с паровыми котлами) температура среды в трубах, определяющая температуру на внутренней поверхности ограждений. Понижен­ные по сравнению с нормативным графиком потери теплоты в ок­ружающую среду неоднократно отмечались в литературе [53, 81].

По этим причинам при балансовых испытаниях котлов следует определять потери теплоты через наружные ограждения по измерению температуры наружной поверхности котла, газоходов, трубопроводов и арматуры в пределах балансового объема. Для этого следует измерить температуры наружной поверхности элементов котла и его вспомогательного оборудо­вания и температуру воздуха вблизи этих поверхностей, например, с помощью прибора ЭТП-М. Всю площадь по­верхности следует разделить на участки, в пределах которых температуру поверхности и воздуха можно принять постоян­ными. Для этих участков определяется площадь поверхности теплоотдачи непосредственным измерением.

Полный коэффициент теплоотдачи aн равен сумме ко­эффициентов теплоотдачи конвекцией aк и излучением aл, Вт/(м2∙К):

aн = aк + aл

для вертикальной плоской поверхности  αк = 2,6

для горизонтальной поверхности  αк = 3,3

Коэффициент теплоотдачи излучением

 

 

где Dt — разность температуры поверхности и окружающего воздуха; Tн и Tвх — абсолютные температуры, К, поверхности  и  воздуха; коэффициент С, Вт/(м2∙К4), имеет следующие значения:

 

Стальная обшивка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4,1– 4,7

Строительный красный кирпич . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5,3

Шероховатая  штукатурка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4,9 – 5,0

Алюминиевый неполированный лист . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2,3 – 2,9

 

Для упрощенных расчетов можно пользоваться форму­лой [45]

aк = 9,8 + 0,07(tн tвх)                                                         (5.34)

Количество теплоты, теряемой с поверхности i-го участка,

Q(i)5 = aiн Fi Dti                                                               (5.35)

Полное количество теплоты Q5  определяется  как  сумма  потерь всех участков:

Q5 = ∑Q(i)5                                                                   (5.36)

Балансовая потеря теплоты

q5 = 100 Q5 /(BQрн).                                                           (5.37)

В табл. 5.10 приведены расчетные потери теплоты изолиро­ванными трубопроводами, а в табл. 5.11 и 5.12 — неизолирован­ными трубопроводами и арматурой.

Потери теплоты через наружные ограждения для котлов старых типов, не имеющих очень плотного экранирования, могут  быть  близки к значениям, приведенным на нормативном графике (рис. 5.10).

 

Таблица 5.10. Ориентировочные значения тепловых потерь, Вт/м, изолированными поверхностями с 1 м длины трубы и с 1 м2 плоской поверхности, Вт/м2 [43], при температуре окружающего воздуха 25 °С

Наружный диа­метр трубы, мм

Температура теплоносителя, °С

50

75

100

150

200

250

300

350

400

450

10

26

43

60

78

96

114

133

151

17

30

50

71

90

111

131

151

173

28

26

37

59

81

103

125

147

169

192

38

30

42

65

88

111

135

158

182

206

48

34

46

71

95

119

145

169

193

218

57

26

39

52

75

99

122

151

174

197

226

76

29

46

58

81

110

133

162

191

220

250

108

35

58

70

99

128

157

186

220

255

284

133

41

64

75

105

139

168

203

243

278

313

159

46

70

87

116

151

186

220

261

302

336

219

58

87

105

145

186

226

267

313

360

400

273

70

99

122

168

215

261

307

360

412

458

325

81

116

145

197

250

302

354

406

464

516

376

93

133

162

215

273

331

389

447

505

563

426

105

145

174

238

302

360

418

481

527

603

529

116

174

197

267

336

406

475

551

621

696

Плоская поверхность

64

75

87

110

133

157

180

203

220

243

 

Таблица 5.11. Потери теплоты неизолированными стенками и трубопроводами при температуре окружающего воздуха 25 °С [43]

Температура теплоносителя, °С

Потери теплоты, Вт/м. трубопроводами с внутренним диаметром, мм

Потери теплоты плоской стенкой, Вт/м2

75

100

150

200

250

300

350

400

100

262

343

483

669

744

896

1006

1151

1116

125

372

523

744

930

1116

1337

1564

1710

1675

150

483

686

965

1258

1489

1791

2082

2314

2233

175

634

896

1268

1640

2012

2314

2675

3047

2908

200

820

1116

1564

2082

2535

2977

3419

3791

3652

250

1221

1675

2535

3198

3873

4466

5140

5815

5361

300

1710

2303

3349

4466

5361

6397

7211

8193

7443

 

Таблица 5.12. Потери теплоты неизолированными клапанами и задвижками, Вт, при температуре наружного воздуха 25 °С [43]

Диаметр

условного

прохода, мм

Температура теплоносителя, °С

100

150

200

250

300

350

400

50

308

552

890

1221

1756

2314

2931

100

433

768

1227

1721

2419

3187

4094

200

733

1291

2024

2861

3908

5280

6745

300

1111

1956

3059

4303

5873

7734

9886

400

1465

2617

4071

5768

7792

10293

12909

 

Расчетные значения потери теплоты q5 для котлов ДКВр приведены на рис. 5.11 для всех типоразмеров этих котлов и для различных значений нагрузок. Для котельной установки с экономайзером полученные по графику рис. 5.11 значения следует умножить на 1,25. Необходимо иметь в виду, что на графике рис. 5.11 указаны ориентировочные значения потерь теплоты, которые можно использовать для предвари­тельных оценок.

При значениях q5 > 1,5 ÷ 2% необходимо выполнять не­посредственные измерения температур наружной поверхности обмуровки и воздуха и находить q5 по формулам (5.36) и (5.37).

Тепловые расчеты обмуровок котлов типа ДЕ по [45] дают следующие значения q5 в процентах ВQрн при номинальной нагрузке:

 

 

ДЕ-4

ДЕ-6,5

ДЕ-10

ДЕ-16

ДЕ-25

Собственно котел

0,3

0,21

0,19

0,13

0,11

Котел с экономайзером

0,4

0,29

0,25

0,17

0,14

 

Для некоторых водогрейных котлов с плотным экранирова­нием расчетные значения q5 при полной нагрузке и температу­рах воды   150 – 70 °С приведены ниже:

 

 

                                               

Рис. 5.10. Нормативные значения потери теплоты в окружающую среду:

 1 — котел с хвостовыми поверхностями нагрева; 2 — собственно котел

Рис. 5.11. Потери теплоты в окружающую среду для котлов ДКВр (цифрами на графике отмечена номинальная производительность)

 

                 

 

КВ-ГМ-10

КВ-ГМ-20

КВ-ГМ-30

ПТВМ-30

q5, %

0,10

0,06

0,05

0,06


 

Непосредственныеизмерения q5 на котлах ПТВМ-100 и КВ-ГМ-100, выполненные Союзтехэнерго [53], дали значения q5, равные 0,026 и 0,042% соответственно. Эти цифры близки к приведенным выше расчетным значениям q5 для тех же котлов меньшей производительности.

Все приведенные выше значения q5 относятся к номинальной нагрузке водогрейных котлов и к номинальной температуре воды, определяющей температуру на внутренней поверхности обмуровки. При уменьшении нагрузки водогрейного котла обычно уменьшается и температура воды в трубах, так что тепловые потери в окружающую среду по абсолютному значению также снижаются. По этой причине для водогрейных котлов значение q5 не растет обратно пропорционально нагрузке по формуле (5.33). По измерениям [53] с уменьшением нагрузки котла в 4 раза значение q5 увеличилось в 2,5 раза.

Формулу (5.33) для водогрейных котлов можно уточнить с учетом температуры воды в котле:

                                                      (5.38)

где  tcp – средняя  температура воды в котле.  Величины с верхним индексом «н» относятся к номинальной нагрузке.

Следует иметь в виду, что все расчетные значения q5  приведены выше для ориентировочных оценок. Низкие значения q5 для котлов с плотным экранированием реализуются только при проектном выполнении обмуровки; различные недоделки и дефекты монтажа (например, плохое уплотнение стыков монтажных блоков) могут привести к повышенным значениям q5. Поэтому во всех случаях использования приведенных выше низких значений q5 необходимы контрольные измерения тем­ператур наружной поверхности обмуровки. При температурах выше 40 – 45 ºС следует выполнять расчеты q5 по формулам (5.36) и (5.37). Для котлов типа ДКВр указанные на рис. 5.11 значения q5 относятся к тяжелой обмуровке. При использовании облегченной обмуровки с хорошо выполненной наружной тепловой изоляцией потери теплоты через наружные огражде­ния могут быть ниже указанных значений. При понижении давления пара в паровых котлах общие потери теплоты Q5 также могут снижаться из-за снижения температуры среды в трубах и барабанах.

Для поддержания высоких теплоизоляционных свойств об­муровки в процессе эксплуатации котлов необходимо периоди­чески ее проверять и ремонтировать. Выявление условий содержания обмуровки в процессе обследования котла вместе с измерениями наружной температуры позволит дать обоснован­ные предложения по этому вопросу.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

84

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

85

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

86

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

87

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

88

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

89

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

90

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

91

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

92

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

93

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

94

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

95

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

96

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

97

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

98

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

99

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

100

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

101

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

102

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

103

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

104

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

105

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

106

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

107

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

108

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

109

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

110

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

111

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

112

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

113

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

115



Далее...