Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ состояния вопроса о роли системы регенерации для турбоустановок различных классов 12
1.1 Конденсационные установки 12
1.2 Теплофикационные турбоустановки 15
1.3 Влажнопаровые турбоустановки АЭС 18
1.4 Парогазовые установки 19
1.5 Совершенствование теплообменного оборудования систем регенерации 21
1.6 Выводы 23
Глава 2. Теоретическое обоснование системы регенеративного подогрева питательной воды 25
2.1 Теоретическое обоснование эффективности регенеративного цикла. Предельный регенеративный цикл 25
2.2 Эффективность регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установках 29
2.3 Оптимальная и предельная температура регенерации 31
2.4 Коэффициент регенерации 34
2.5 Регенеративный подогрев в установках с промперегревом 38
2.6 Выводы 40
Глава 3. Разработка технических предложений по повышению эффективности РППВ для блоков КЭС 42
3.1 Эффективность работы системы РППВ при частичных нагрузках конденсационных турбоустановок 42
3.2 Тепловые характеристики котла при его работе на частичньгх нагрузках 44
3.3 Описание расчетных схем 46
3.4 Результаты расчета показателей конденсационной турбоустановки 48
3.5 Выводы 53
Глава 4. Работа системы регенерации энергоблоков ТЭЦ . 54
4.1 Режимы работы турбоустановок ТЭЦ 54
4.2 Влияние работы системы РППВ на полный КПД турбоустановки 55
4.3 Влияние работы системы РППВ на работу котлоагрегати 56
4.4 Тепловые процессы в поверхностях нагрева котла при снижении температуры питательной воды и постоянном расходе топлива 59
4.5 Зависимость температуры уходящих газов котла от температуры питательной воды 62
4.6 Характеристики турбоустановки при отключении ПВД 64
4.7 Работа теплофикационной турбоустановки с отключенными ПВД 70
4.8 Работа теплофикационной турбоустановки по тепловому графику нагрузок с отключенными ПВД 72
4.9 Исследование характеристик парогазовой установки с вытеснением пара регенеративных отборов 74
4.10 Определение оптимального режима работы системы РППВ при работе турбоустановок ТЭЦ с пропуском пара в конденсатор 81
4.11 Выводы 84
Глава 5. Результаты испытаний паротурбинной установки ПТ-25-90 на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго» 86
5Л Результаты испытаний турбоустановки ПТ-25-90 86
5.2 Сравнение расчетных результатов с экспериментальными 92
5.3 Выводы 94
Выводы 96
Список использованных источников
- Теплофикационные турбоустановки
- Эффективность регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установках
- Тепловые характеристики котла при его работе на частичньгх нагрузках
- Тепловые процессы в поверхностях нагрева котла при снижении температуры питательной воды и постоянном расходе топлива
Введение к работе
Настоящая работа выполнена на кафедре «Промышленная теплоэнергетика» Санкт-Петербургского государственного политехнического университета в период с 2003 по 2005 г.
Актуальность работы.
Современные тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием режимов работы. В связи с изменением структуры энергопотребления и разуплотнением графиков электрических нагрузок оборудование, работавшее в базовом режиме, привлекается для регулирования нагрузок и переходит в полупиковый режим работы, что приводит к необходимости глубоких разгрузок.
Неотъемлемой частью любой современной паротурбинной установки является система регенеративного подогрева питательной воды. Применение регенеративного подогрева на ТЭС увеличивает КПД конденсационных турбоустановок, приводит к росту электрической выработки на тепловом потреблении для теплофикационных установок.
Системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановок разрабатывались достаточно давно. Их характеристики и режимы работы соответствовали режимам работы соответствующих блоков. Роль систем регенерации для установок различных классов неодинакова, она меняется в зависимости от режима работы установки.
В связи с этим актуальной является задача оценки роли регенерации и влияния ее на экономичность ПТУ на ряде режимов: роль регенерации при работе конденсационной ПТУ на частичных нагрузках исследована недостаточно; для ТЭЦ остается неясной роль регенерации при работе на режимах с малыми пропусками пара в конденсатор. Эти режимы являются практически основными для ПТУ, работающих по тепловому графику нагрузок.
5 Цель работы.
Оценка влияния регенерации на эффективность конденсационных и теплофикационных турбоустановок, работающих на ряде характерных режимов; определение оптимальных коэффициентов регенерации при работе на этих режимах; разработка технических предложений по повышению эффективности системы регенерации конденсационных и теплофикационных блоков; разработка технических предложений по модернизации теплофикационных энергоблоков по парогазовой схеме с учетом работы системы РППВ.
Научная новизна работы. исследована работа конденсационной турбоустановки на частичных режимах, теплофикационной турбоустановки на режимах с малыми пропусками пара в конденсатор; выявлено влияние режимов работы системы РППВ на показатели и эффективность работы котла, определена зависимость температуры уходящих газов котла от температуры питательной воды, обоснована возможность работы котла с пониженной температурой уходящих газов (до 353 К (80 С)); определены оптимальные режимы работы системы РППВ для теплофикационных и конденсационных ПТУ, определены оптимальные коэффициенты регенерации для этих турбоустановок, определено влияние режима работы системы РППВ на эффективность ТЭЦ; в ходе испытаний на турбине ПТ-25-90 ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго» выявлены ограничения, имеющие место при переводе турбины на режим с отключенными подогревателями высокого давления. Определены особенности работы ПТУ с отключенными ПВД на неблочных ТЭЦ.
Практическая ценность работы. заключена в разработке технических предложений по повышению эффективности работы энергоблоков КЭС на частичных нагрузках и ТЭЦ на режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор: для энергоблоков КЭС: переключение последнего по ходу питательной воды ПВД на дополнительный отбор, подключение дополнительного ПВД; для энергоблоков ТЭЦ: отключение последнего по ходу питательной воды ПВД в целях вытеснения пара отбора в проточную часть и получения дополнительной мощности без потерь в конденсаторе; снижение температуры уходящих газов котла теплофикационных блоков при отключении ПВД; - проработка технических решений по модернизации теплофикацион ных блоков по схеме ПГУ с вытеснением регенерации.
Надежность и достоверность полученных результатов обеспечиваются: проведением расчётных и экспериментальных исследований в соответствии с действующими в России стандартами, методиками и нормативными документами; применением современной электронно-вычислительной техники и программного обеспечения. Полученные результаты хорошо согласуются с экспериментальными данными, полученными в результате испытаний на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго».
Апробация работы.
Апробация результатов работы проводилась - на научно-технической конференции «Проблемы развития централи зованного теплоснабжения», г. Самара, 2004 г; - на научно-техническом совете кафедры «Промышленная тепло энергетика» Санкт-Петербургского политехнического университета (СПбГПУ) - в ходе испытаний на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго».
7 В диссертационной работе лично автором: проанализировано состояние вопроса о роли системы регенеративного подогрева питательной воды для турбоустановок различных классов; проведена оценка влияния работы системы регенерации на эффективность конденсационных и теплофикационных турбоустановок на различных режимах их работы; исследовано влияние режима работы системы регенерации на характеристики котла; разработаны мероприятия по повышению эффективности работы системы регенерации турбоустановок теплофикационных блоков при их работе на режиме с малым пропуском пара в конденсатор; исследованы характеристики теплофикационной парогазовой установки, выполненной по схеме с вытеснением пара регенеративных отборов; принималось непосредственное участие в проведении испытаний турбоустановки ПТ-25-90 ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго» с отключенными ПВД, проведена обработка и анализ их результатов; проведен анализ и обобщение результатов исследований и сформулированы выводы.
Автор защищает: результаты расчетного исследования работы системы РППВ конденсационных турбоустановок при их работе на частичных режимах; системы РППВ теплофикационных установок при их работе режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор; способ увеличения КПД конденсационной турбоустановки при ее работе на частичных режимах; способ увеличения электрической и тепловой мощности теплофикационных энергоблоков при работе их турбоустановок на режимах с минимальны- ми пропусками пара в конденсатор, а также при увеличении этого расхода до максимального; результаты расчета показателей работы теплофикационной парогазовой установки с вытеснением пара регенеративных отборов; результаты испытаний турбоустановки ПТ-25-90 ТЭЦ-7 ОАО «Лен-энерго» при ее работе с отключенными ПВД, результаты сравнения полученных показателей с расчетными.
Результаты работы изложены в публикациях [17, 20, 65, 68] Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов и списка использованных источников (102 наименования). Объем -113 страниц, 22 рисунка, 11 таблиц, 2 приложения.
Теплофикационные турбоустановки
Теплофикационные системы, т.е. такие, в которых в качестве источника теплоснабжения используется ТЭЦ, нашли широкое применение в России и за рубежом. В основном они используются для теплоснабжения больших и средних городов. По данным [50, 51], в России в 2000 г. централизованными источниками было выработано 1500 млн. Гкал тепловой энергии, при этом выработка ТЭС составили 650 млн. Гкал. Теплофикация является одним из важнейших способов экономии топлива, и используется многими западными странами. Так, доля электрической мощности, вырабатываемой на тепловом потреблении в Германии [97], Финляндии, Дании [50,74] и ряде других стран достигла 50%. В среднем по России эта доля составляет около 30%, но в ряде региональных энергосистем доля ТЭЦ в структуре генерирующих мощностей доходит до 90%. Распространенное в настоящее время мнение о не конкурентоспособности теплофикационных систем по отношению к автономным возникло в результате целого комплекса причин, основной из которых является моральный и физический износ основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ [51, 92]. Замена на новое, более совершенное оборудование способствуют повышению их конкурентоспособности, однако в текущих экономических условиях, говорить о возможности быстрой замены устаревших турбоустановок на более совершенные не приходится [15, 31]. Поэтому важной задачей является поиск оптимальных решений для модернизации ТЭЦ.
Не менее эффективным способом повысить эффективность ТЭЦ является совершенствование режимов работы основного и вспомогательного оборудования.
Так как теплофикационные паротурбинные установки имеют возможность работы и по электрическому, и по тепловому графикам нагрузок, их режимы очень разнообразны.
Главной особенностью этих установок является возможность работы без потерь тепла в холодном источнике (конденсаторе), что делает их наиболее экономичными из всех типов ПТУ [13, 79]. Все теплофикационные ПТУ имеют развитые системы регенерации.
Среди работ и публикаций, посвященных теплофикационным паротурбинным установкам, отметим работы, связанные со снижением потерь тепла в конденсаторе при работе турбины по тепловому графику, утилизацией этой теплоты во встроенном пучке, а также посвященные работе турбин с ухудшенным вакуумом в конденсаторе. В работе [90] предложена методика определение эффективности встроенных пучков. В работе [78] рассматриваются возможности снижения потерь теплоты в конденсаторе путем уменьшения вентиляционного пропуска пара. Работа турбины с ухудшенным вакуумом позволит исключить потери в холодном источнике; возникающие при этом технические вопросы, связанные с увеличением температуры ротора, выхлопных патрубков и заднего подшипника, подробно рассматривались в ряде публикаций [7, 80]. В работе [7] для уменьшения потерь на трение для вентиляционного потока пара предлагается замена штатного ротора ЦНД на ротор-проставку, отличающийся отсутствием рабочих лопаток.
В упомянутых работах приведены способы увеличения экономичности теплофикационных ПТУ, однако роль системы регенерации при исключении потерь теплоты в конденсаторе не показана.
Большое внимание уделяется в литературе и способам повышения маневренности теплофикационных турбоустановок, в том числе путем изменения схемы режима работы системы регенерации [16, 28, 76, 91,-94]. Одним из методов повышения маневренности теплофикационной установки является отключение ПВД. Хотя в данных работах и приведены рекомендации и результаты испытаний турбоустановок, влияние системы регенерации на их показатели исследовано не достаточно.
При проектировании теплофикационных ПТУ одним из принципов была максимальная унификация с конденсационными установками того же класса мощности [14]. Этот принцип относился и к схемам систем РППВ, и к их оборудованию. Однако влияние системы регенерации на экономичность теплофикационной ПТУ неодинаково на разных режимах при различных соотношениях тепловой и электрической нагрузки. Если при отсутствии тепловой нафузки и пропуске всего потока пара в ЦНД и далее в конденсатор система РППВ выполняет те же функции, что и в конденсационной ПТУ, то на режиме, когда пропуска пара в конденсатор минимален или отсутствует (и соответственно, потерь практически нет), ее роль остается неясной. Выявление этой роли позволит более эффективно организовать работу систем РППВ действующих ПТУ, а также усовершенствовать тепловые схемы вновь создаваемых ПТУ.
Эффективность регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установках
Предельный регенеративный цикл мог бы быть осуществлен, если процесс расширения пара ниже точки Г разбить на участки с бесконечно малыми теплоперепадами и чередовать расширение и теплообмен в бесконечно большом количестве подогревателей, через которое будет протекать весь пар. Если количество подогревателей ограничено, то этот процесс будет носить ступенчатый характер. КПД такого цикла, как и 7]t, зависит от температуры питательной воды Тпв, т.е. от давления в первом отборе. Однако он всегда будет меньше 7js, что связано с потерями от необратимости теплообмена в подогревателях.
Действительно, если вода поступает в подогреватель с температурой V, а выходит из него с температурой 7"\ то для нагрева вода до этой температуры требуется пар с температурой Тп = Т" + ST, т.е. более высокой чем Т",
Даже если принять, что ST — 0 и Тп = Т", то и тогда разность температур пара и воды в начале процесса подогрева AT =Tn—T — Т" Т приведет к потерям от необратимости теплообмена, которые будут тем больше, чем больше величина АГ. Средний подогрев в одной ступени (Т -Т) ДФ V па к ср z При заданном значении Тпв он уменьшается с увеличением числа ступеней подогрева z. Уменьшается при этом необратимость теплообмена, а КПД возрастает, стремясь к j]t, при z -» со. Однако увеличение числа подогревателей удорожает турбоустановку, что не всегда оправдывается увеличением тепловой экономичности.
Наличие максимума термического КПД регенеративного цикла вызывается тем, что, уменьшая внешнюю необратимость при теплообмене между теплоносителем и водой, регенерация приводит к дополнительным потерям из-за внутренней необратимости процесса вследствие наличия разности температур воды и греющего пара в подогревателях, которые увеличиваются с ростом температуры подогрева воды. Максимум термического КПД соответствует условиям, когда суммарные необратимые потери минимальны.
Важным следствием применения регенеративного подогрева воды является сокращение расхода пара в конденсатор, а следовательно, через последнюю ступень турбины, что существенно повышает предельную мощность турбины. Считают, что сокращение расхода пара в конденсатор равно сумме регенеративных отборов, достигающих 25—30% от общего расхода свежего пара [69, 74]. Однако при заданной мощности турбины и принятых начальных параметрах пара отборы на регенерацию вызывают уменьшение удельной работы пара. Это приводит к увеличению расхода свежего пара, в результате чего сокращение расхода пара в конденсатор меньше суммы расходов в регенеративные отборы. Увеличение расхода свежего пара при сокращении расхода в конденсатор благоприятно, так как это позволяет увеличить длину лопаток первых ступеней. Что касается определения изменения расхода пара через последнюю ступень, то этот расход пропорционален теплоте, отданной в конденсатор: Q, G2 = гг- г Учитывая, что г2 х2 = const, уменьшение расхода пара G2 из-за регенеративного подогрева воды для турбины данной мощности найдем по количеству теплоты Q2, отдаваемой в конденсатор, в зависимости от КПД регенеративного цикла [45]: (\ — \ Q2=Qo-xl=Ni — , где Q0 - количество теплоты, подводимой к турбине, fy - внутренняя мощность турбины, 7]oi- внутренний относительный КПД турбины.
При N. = const с ростом КПД цикла вследствие регенерации снижается Q2. Пропорционально Q2 снижается и расход пара через последнюю ступень турбины.
Поскольку снижение расхода пара через последнюю ступень определяется лишь приростом, термического КПД цикла, минимум расхода пара в конденсатор при принятом числе отборов также соответствует максимуму КПД регенеративного цикла. Повышение температуры регенеративного подогрева воды сверх соответствующей максимуму КПД хотя и приведет к увеличению суммы регенеративных отборов, но увеличит расход пара в конденсатор.
В реальных циклах имеется такое значение температуры регенеративного подогрева рабочего тела Трег, при которой достигается наибольшая экономия топлива в установке. При учете других экономических факторов, в частности капитальных вложений, минимум всех расходов оказывается при несколько меньшем ее значении (Тв ), которое и называется оптимальным. Чем меньше размеры капитальных вложений, тем ближе оказывается Тд к Трег. Поэтому Т - предельная температура регенеративного подогрева рабочего тела (Тпр).
В паровых циклах Тлр-Т5=Т1, однако в реальных необратимых циклах величина Тпред всегда оказывается значительно меньшей.
Рассмотрим внешне необратимый цикл 1-2-3-4 (рис. 2.2). При наличии регенерации процесс расширения идет по кривой 1-а-Ь-с. Отвод тепла на регенерацию осуществляется по кривой а-Ь. Это же тепло подводится на участке 4-е.
Тепловые характеристики котла при его работе на частичньгх нагрузках
Для оценки изменения параметров котла при его работе на частично нагрузке воспользуемся построением Qi9 — диаграмм по газоходам котла. В QT5 -диаграмме котельного агрегата (рис 3.1) по оси ординат откладывается температура газов т5, а по оси абсцисс — располагаемое или использованное тепло всего агрегата и отдельных его элементов Q.
Точка А на оси ординат отвечает теоретической температуре сгорания топлива г?я при выбранном избытке воздуха в топке ат.
Началу координат соответствует температура окружающего воздуха. Точка М на оси абсцисс соответствует полному располагаемому количеству тепла QP при расходе топлива #, кг/ч, с теплотой сгорания QPH кДж/кг (кДж/м3 для газообразного топлива), т.е.
Промежуточные точки AM будут отвечать значениям температуры газов в разных участках котлоагрегата: 3 . - на выходе из топки, - после фестона, &"пп - за пароперегревателем, & к - за экономайзером, &УХ - на выходе из котлоагрегата.
Как показано ранее, температура питательной воды tm снижается при уменьшении нагрузки турбины, что приводит к снижению коэффициента регенерации и соответственно, внутреннего КПД турбоустановки. На КПД котла при работе блока на частичных нагрузках будут оказывать влияние два фактора: снижение паропроизводительности и снижение tm.
Рассмотрим, как влияет снижение паропроизводительности на тепловые характеристики котла, приняв неизменным значение температуры питательной воды. На Qi9 — диаграмме котла (рис. 3.1 [19]) линия 1 — номинальный режим работы котла, линия 2 — режим работы на пониженной нагрузке и tm =const.
Условно примем, что энтальпия питательной воды постоянна. Параметры перегретого пара сохраняют свои значения.
Как видно из диаграммы, при уменьшении нагрузки котла снижаются температуры газов за поверхностями, в том числе и температура уходящих газов ( . Поэтому КПД котла брутто при прочих равных условиях увеличится.
Отсюда следует, что расход топлива при снижении нагрузки котла должен уменьшаться больше, чем паропроизводительность, т.е. В-, G-, В, G,
Для поддержания заданной паро производительности котла необходимо увеличивать расхода топлива. На Qt9 - диаграмме показано изменение пара метров котла при снижении температуры питательной воды (рис.3.1, линия 3). Такой процесс равносилен режиму подъема нагрузки, соответственно, температура уходящих газов снова увеличится и КПД котла будет уменьшаться. Из сказанного можно сделать вывод, что изменение КПД котла при снижении нагрузки и одновременном снижении tm не может быть однозначно определено.
Например, в [19] показано, что в таком случае до нагрузки G2=0,85Gi КПД котла растет, после чего начинает снижаться.
Использование пара дополнительного отбора позволит увеличить tnB. В этом случае параметры по газовому тракту котла будут соответствовать линии 2 и КПД котла увеличится.
Рассмотрим два варианта использования теплоты пара дополнительного отбора: переключение на него последнего по ходу питательной воды ПВД (рис. 3.2) и подключение дополнительного ПВД (рис. 3.3).
Вариант 1. При снижении нагрузки турбины давления пара в нерегулируемых отборах уменьшаются. Переключение последнего ПВД на дополнительный отбор производится тогда, когда давление в нем станет равно давлению в основном отборе при номинальной нагрузке.
Вариант 2. Дополнительный ПВД при номинальной нагрузке турбины включен параллельно по пару с основным подогревателем. При снижении нагрузки, когда давление в дополнительном отборе станет равным давлению в основном на номинальной нагрузке, производится переключение дополнительного ПВД на верхний отбор.
Расчетная тепловая схема базового варианта включает в себя 3 ПВД, деаэратор и 4 ПЫД. Деаэратор подкгаочен к тому же отбору, что и ПВД-б. При расчете давление в конденсаторе принималось равным 7-Ю"3 МПа. На частичных нагрузках из-за падения давления в отборе, к которому подключен деаэратор, давление в нем снижалось от 1,23 МПа до 0,3 МПа. При этом переключение деаэратора на отбор с более высоким давлением не производилось, т.е. после снижения давления пара в отборе ниже 0,6 МПа деаэратор работал в режиме со скользящим давлением.
Изменение нагрузки производилось снижением расхода пара на входе в турбину с 126,3 кг/с до 42,9 кг/с, что соответствовало изменению мощности турбины от 126,5 МВт до 47,3 МВт в базовом варианте. При этом изменение давления пара в камерах нерегулируемых отборов учитывалось с помощью формулы Стодолы [39, 86]: 5L= АОУІО 1 P\ - РІ Go V Pivi Шо-/ ) где Gx, /?,, vt - расход, давление и удельный объем пара в данном отборе на текущем режиме, р2- давление пара в нижнем по поду пара отборе, о Рю vio Р20 " параметры пара на номинальном режиме.
Для оценки эффективности турбоустановки применялся КПД турбоустановки брутто с учетом регенеративного подогрева питательной воды: Т Т гг , к Расчет тепловой схемы выполнялся методом решения уравнений теплового баланса элементов тепловой схемы в соответствии с принятыми методиками [25, 81] с применением программного вычислительного пакета MathCADll [61].
Тепловые процессы в поверхностях нагрева котла при снижении температуры питательной воды и постоянном расходе топлива
В общем виде можно написать уравнение для тепловосприятия в котле В$іЧш = G{hs -hm -qno) + BQnn, где qIIQ - съем тепла питательной водой в поверхностном пароохладителе, кДж/кг; G - паропроизводительность котла, кг/с; hs - энтальпия насыщения питательной воды; Qnn - удельное тепловосприятие пароперегревателя, кДж/ч. Здесь первое слагаемое представляет собой тепло на подогрев и испарение воды, а второе — на перегрев пара. Отсюда D hs Ks =-7:(QHTl-Qnn) + 4no кДж/кг.
Из этого уравнения видно, что при сохранении прежнего расхода топлива В понижение температуры (и соответственно энтальпии) питательной воды hng вызывает уменьшение паропроизводителыюсти G котла при неизменном расходе топлива; для сохранения прежней паропроизводительности необходимо увеличить расход топлива.
Для анализа тепловых процессов по поверхностям нагрева котла при сохранении постоянного расхода топлива (и снижения паропроизводительности) применим Qr5 - диаграмму котла (рис. АЛ).
Понижение температуры питательной воды влияет в первую очередь на работу водяного экономайзера: в нем увеличивается температурный напор, а следовательно, и удельное тепловосприятие Q K. Температура газов при постоянном расходе топлива уменьшается как за водяным экономайзером, так и за котлом, поэтому КПД котла увеличивается. Температурный напор в зоне воздухоподогревателя понижается, и вследствие этого подогрев воздуха уменьшается, что понижает общее тепловыделение в топке, а следовательно, и теоретическую температуру. Поэтому на Q6 - диаграмме теоретическая температура в топке (точка Аг) при новой температуре питательной воды указана ниже первоначальной (А(). Поскольку количество располагаемой теплоты топлива не изменилось, конечная точка процесса М останется, а линия диаграммы при новом режиме пройдет ниже первой.
Анализируя представленную диаграмму, видим, что температуры газов на выходе из топки и за пароперегревателем немного понижаются. Радиационное тепловосприятие в топке тоже несколько снижается (так как уменьшилась теоретическая температура сгорания), однако рост КПД котла, свидетельствующий О ПОВЫШеНИИ Общего удеЛЬНОГО ТеПЛОВОСПрИЯТИЯ (Qpad+QK04e), достигается за счет более интенсивного увеличения конвективного тепловос-приятия. Тепловосприятие пароперегревателя (BQnn) практически не меняется, однако вследствие понижения паропроизводительности котла происходит повышение температуры перегретого пара.
Индекс «1» соответствует параметрам при номинальной tnB, индекс «2» - при сниженной.
Увеличение общего и удельного тепловосприятий в водяном экономайзере при уменьшении tm и постоянном расходе топлива расходуется на подогрев воды, поэтому в кипящем экономайзере уменьшается процент парообразования, а в некипящем понижается температура воды на выходе из экономайзера.
Определим зависимость температуры уходящих газов котла от температуры питательной воды. Уравнение теплового баланса котла Qp Чка где ВР — расход топлива котлом, м /с; Qm - тепловая производительность котла; Qp =37,46 МДж/м3— рабочая располагаемая теплота сгорания топлива [10]; 7]ка — КПД котлоагрегата. где / и hne - энтальпии соответственно свежего пара на выходе из котла и питательной воды на входе в котел. Выразим КПД котла через QKa, значение которой определяется температурой питательной воды: 0,( -0-100 п- Q;-BP (4J) Расход топлива при работе котла на номинальном режиме определяется по формуле (4.2).
При расчете параметров котла принято, что расход топлива принимается постоянным и не изменяется при изменении температуры питательной во ды. При уменьшении температуры питательной воды тепловая производительность котла растет, следовательно, растет и КПД котла. КПД котла можно выразить также через температуру его уходящих газов. гі а=ш-Чг-Ч2- ІА-Чь-Чб где q2,% - потери теплоты с уходящими газами, %,qA,q$,qb потери теплоты с химическим, механическим недожогом, на наружное охлаждение и со шлаком соответственно. _(Я„-а„-Я,, )(100-) где Ну; - энтальпия уходящих газов, кДж/м3, Нхв — энтальпия холодного воздуха, кДж/м , подаваемого на вход воздухоподогревателя, а — коэффициент избытка воздуха в уходящих газах.
