Котел тп-14а.

Предназначен для сжигания бурых углей, а также природного и попутного газа. Сухое шлакоудаление.

Первые котлы на параметры 110ат. и 510^оС. были производительностью 170 и 230тн/час. – двухбарабанные ТП-170-1 и ТП-230-2. В дальнейшем, усовершенствование химводоочистки и повышении качества питательной воды позволило перейти к однобарабанным котлам, в частности: ТП-14 220тн/час. Рраб.= 100 кгс/см².

Котел устанавливается с молотковыми углеразмольными мельницами. Твердое топливо пода­ется через четыре горелки щелевого типа, расположенные с фронтовой части топочной камеры. Газообразное – через четыре вихревые горелки, установленные симметрично на обеих боковых стенах топки.

Пароперегреватель состоит из левой и правой независимых симметричных частей, в которых раздельно регулируется температура перегретого пара. Он целиком размещен в вертикальном по­воротном газоходе. Рис.2.1.

Схема пароперегревателя.

Барабан – потолочный пароперегреватель над топкой, крайние пакеты ширм – средние пакеты ширм – потолочный пароперегреватель над конвективной шахтой – конвективные прдвыходные пакеты – конвективные выходные пакеты пароперегревателя (по ходу газов).

Впрыскивающий пароохладитель – между предвыходным и выходным пакетами пароперегрева­теля. Температура подогрева воздуха – 400^оС. Последняя ступень воздухоподогревателя – перед ВЭК по ходу газов.

3. Тепловой баланс и кпд паровых котлов.

Тепловой баланс парового котла.

Тепловой баланс парового котла заключается в установлении равенства между поступившим в агрегат при сжигании топлива количеством теплоты, называемым располагаемой теплотой, Q_р^р и суммой использованной теплоты Q₁ и тепловых потерь. На основе теплового баланса находят КПД и расход топлива.

При установившемся режиме работы агрегата тепловой баланс для 1 кг или 1 м³ сжигаемого топлива записывается как

Q^p_p = Q₁+Q₂+Q₃+Q₄+Q₅+Q₆.

где – Q^p_p – располагаемая теплота, приходящаяся на 1 кг твердого или жидкого топлива или 1 м³ газообразного топлива, – кДж/кг или кДж/м³.

Q₁ – использованная теплота;Q₂ – потери теплоты с уходящими из агрегата газами;

Q_{3 –} потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива;

Q₄ – потери теплоты от механической неполноты сгорания;

Q₅ – потери теплоты в окружающую среду через внешнее ограждение котла;

Q₆ – потери теплоты с физической теплотой шлака.

Обычно в расчётах используется уравнение теплового баланса, выраженное в процентах по отношению к располагаемой теплоте, принимаемой за100% (Q_р^р = 100%):

100 = q₁+ q₂+ q₃+ q₄+ q₅+ q_6,

где q₁= (Q₁: Q^p_p) х 100 и т. д.

Располагаемая теплота включает все виды теплоты, внесённые в топку вместе с топливом:

Q_р^р = Q_н^р + Q_ф.т + Q_в.вн + Q_ф – Q_карб,

Где Q_ф.т –физическая теплота топлива, включая полученную при подсушке и подогреве;

Q_в.вн – теплота воздуха, полученная им при подогреве вне котла;

Q_ф – теплота, вносимая в топку с распыливающим форсуночным паром;

Q_карб – теплота, необходимая для разложения карбонатов при сжигании сланцев.

Использованная теплота Q₁ воспринимается поверхностями нагрева в топочной камере котла и его конвективных газоходах, передаётся рабочему телу и расходуется на подогрев воды до температуры фазового перехода, испарение и перегрев пара.Тепловые потери парового котла.

Эффективность использования топлива определяется в основном полнотой сгорания топлива и глубиной охлаждения продуктов сгорания в паровом котле.

Потери теплоты с уходящими газами Q₂ являются наибольшими.

Для современных паровых котлов величина q₂ находится в пределах 5 – 8 % располагаемой теплоты и возрастает при увеличении t_ух, a_ух, и объёма уходящих газов. Объём уходящих газов возрастает при увеличении влажности топлива и а_ух, которые зависят от а_т и присосов воздуха по газовому тракту. Рост а_ух способствует также увеличению t_ух. Снижение t_ух примерно на 14 – 15^оС – приводит к уменьшению q₂ ~ на 1%. Глубокое охлаждение уходящих газов требует больших поверхностей нагрева. Оптимальное значение температуры уходящих газов для каждого топлива устанавливается на основании технико-экономических расчётов, в которых сопоставляются стоимости дополнительных поверхностей нагрева и увеличение затрат на собственные нужды (в данном случае на преодоление гидравлических сопротивлений движению газов в них) с получаемой экономией топлива.

Потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива Q₃ – это теплота, которая осталась химически связанной в продуктах неполного горения. Потери теплоты от химической неполноты сгорания обычно зависят от качества смесеобразования и локальных недостаточных количеств кислорода для полного сгорания. Cледовательно, q₃ зависит от а_т. Наименьшие значения а_т, при которых q₃ практических отсутствуют, зависят от вида топлива и организации режима горения. При камерном сжигании жидких и газообразных топлив с а_т=1.1 величина q₃ не превышает 0,5%. Минимальная величина а_т, при которой q₃ ~ 0, для твёрдых топлив выше, чем для мазута и природного газа. При слоевом сжигании твёрдого топлива q₃ >= 0.5 – 1.0 %. q₃ = 1% соответствует примерно потерям 6% располагаемой теплоты.

Химическая неполнота сгорания сопровождается всегда сажеобразованием, недопустимым в работе котла.

Потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива Q₄ – это теплота топлива, которая при камерном сжигании уносится продуктами сгорания в газоходы котла или остаётся в шлаке, а прислоевом сжигании и в провале через колосниковую решётку.

Величина q₄ зависит от метода сжигания и способа удаления шлака, а также свойств топлива. При хорошо отлаженном процессе горения твёрдого топлива в камерных топках q₄ ~ 0,3 – 0,6 для топлив с большим выходом летучих, для АШ q₄>= 2%.

При слоевом сжигании для каменных углей q₄ = 3,5 (из них 1% приходится на потери со шлаком, а 2,5 % - с уносом), для бурых – q₄ = 4 %. q₄ увеличивается при уменьшении или увеличении а_т от оптимального значения.

Потери теплоты в окружающую среду Q₅ – зависят от площади наружной поверхности агрегата и разности температур поверхности и окружающего воздуха. При росте номинальной нагрузки котла q₅ уменьшается. Для котлов единичной производительностью более

260 кг/с (300 МВт) величину q₅ принимают равной 0,2%. При снижении нагрузки котла ниже номинальной q₅ растёт примерно обратно пропорционально нагрузке.

Потери тепла с физической теплотой шлака – Q₆ – происходят за счёт удаления из топки шлака, температура которого может быть достаточно высокой. В пылеугольных топках с твёрдым шлакоудалением температура шлака 600 – 700^оС, а с жидким – (t_з + 100)^оС.

Потери с физической теплотой шлака учитываются при слоевом сжигании, при камерном сжигании и жидком шлакоудалении, а при твёрдом шлакоудалении только для высокозольных топлив с приведённой зольностью А^п > Q_н^р/100, так как у малозольных топлив q₆ < 0.2 % и в расчётах не учитывается.

Выше показано, что основными потерями теплоты в котле являются q₂, q₃ и q₄, зависящие от а_т.. Суммирование этих потерь при различных значениях а_т позволяет найти оптимальное значение а_т, соответствующее миниумуму потерь теплоты.

Коэффициент полезного действия.

Совершенство тепловой работы парового котла оценивается коэффициентом полезного действия брутто _к^бр, %. Так, по прямому балансу

_к^бр = q₁ = Q₁ х 100 / Q_р^р = Q_r / Q_р^р х В,

где Q_к, кДж/с, - теплота, полезно отданная котлу и выраженная через тепловосприятие поверхностей нагрева.

КПД^бр_к,% = q₁= Q₁: Q^Р_Р х 100% = Q_к : (Q^р_р х В) х 100%.

Метод обратного баланса: КПД^бр_к = 100 – (q₂ + q₃ + q₄ + q₅ + q₆).

Кроме КПД брутто, используется КПД нетто, показывающий эксплуатационное совершенство агрегата

КПД^нет._к = КПД^бр_к – q_с.н., где q_с.н. – суммарный расход теплоты на собственные нужды котла, т. е., расход электрической энергии на привод на привод вспомогательных механизмов (вентиляторов, насосов и т. д.), расход пара на обдувку и распыл мазута, подсчитанных в % от располагаемой теплоты. Расход подаваемого в топку топлива В, кг/с,

В = Q_r х 100 / Q_р^р_к^бр.

Борьба с присосами – методические указания ПРП.

ПТЭ утв. 19.06.2003г. и введенные в действие с 30.06.2003г.

4.3.31. Присосы воздуха в топку и газовый тракт до выхода из пароперегревателя для газомазут­ных котлов: Д < 420тн/час. <= 5%. Д > 420тн/час. <= 3%.

для пылеугольных котлов: 8% и 5% - соответственно.

от входа в ВЭК (п.уг. в ВП) - до выхода из дымососа (без учета золоулавливающей установки)

при трубчатом ВП <= 10%, при РВП <= 25%.

Водогрейные котлы.

Присосы в топку и газовый тракт: газомазутные <= 5%., пылеугольные (без учета золоулавливаю­щих установок) <= 10%.

Присосы в электрофильтры <= 10%.

в золоулавливающие установки <= 5%.

Присосы контролируются 1 раз в месяц. В топку – 1 раз в год. До ремонта и после ремонта.

Увеличение присосов в топку на 20% приводит к снижению КПД более чем на 1%.

Увеличение присосов в конвективную шахту на 10% приводит к снижению КПД на 0,6%.