Потери теплоты в паровом котле

Потери теплоты в паровом или водогрейном котле складываются из потерь теплоты с уходящими газами (Рг), потерь от химической неполноты горения ( з), от механической неполноты горения (Р4), от наружного охлаждения (Св), потерь в виде физической теплоты шлака и потерь на охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла [c.51]

Для повышения температуры питательной воды, поступающей в паровой котел, ее можно предварительно нагреть, используя для этой цели промежуточные отборы пара от паровой турбины. На рис. 1 температура воды, поступающей в паровой котел, в этом случае повысится и будет соответствовать точке 3. При этом тепловая энергия отборного пара, прошедшего через часть проточной части паровой турбины и совершившего соответствующую механическую работу, не теряется из установки с охлаждающей водой в конденсаторе, а используется для подогрева питательной воды, снижая тем самым удельный расход топлива. Таким образом, в паросиловых установках часть пара совершает цикл Ренкина, в котором для превращения в работу тепла t —12 нужно затратить в паровом котле тепло, равное t l — ig. Пар из отборов работает по теплофикационному циклу, в котором теплота парообразования возвращается в паровой котел с подогретой питательной водой. В паровом котле остается восполнить лишь тепло, которое израсходовано отбираемым паром на механическую работу в турбине. В результате термический к. п. д. паросиловой установки повышается. При проектировании установки определяется оптимальная температура питательной воды с учетом параметров пара, величины потерь тепла с уходящими из котла газами и соотношения стоимости топлива и поверхностей нагрева котельного агрегата, [c.7]

В свою очередь в паровом котле при различном подводе теплоты будет изменяться в основном температура уходящих газов, и изменение потерь теплоты с уходящими газами составит [c.230]

Теплота топлива Q расходуется в паровом котле на теплоту получаемого пара Qh.k и покрытие потерь теплоты в котле [c.16]

Теплота, сообщаемая воздуху при сжатии в турбовоздуходувке, используется в паровом котле и учитывается его показателями. Поэтому расход теплоты на турбовоздуходувку определяют аналогично расходу теплоты на турбопривод питательных насосов, т. е. учитывают потери теплоты в конденсаторе и тепловой эквивалент механических потерь в приводной турбине и воздуходувке. [c.280]

Рис. 10-20. Графики для определения потери теплоты в окружающую среду а — для паровых котлов б — для водогрейных и малых паровых котлов / — собственно котел 2 —котел с хвостовыми поверхностями 3 без экономайзера

Рис. 3.1. Зависимость потерь теплоты в окружающую среду 95 от номинальной производительности паровых ) ои (а), водогрейных до 0,4 Гкал/ч (б) и рк=10- -80 Гкал/ч (в), а также чугунных отопительных (г) котлов.

Потери теплоты в окружающую среду 95 определяются ориентировочно по нормативным графикам или принимаются по данным заводских или исследовательских испытаний (рис. 3.1—3.2). Для паровых котлов паропроизводительностью менее 2,5 т/ч [c.100]

Потери теплоты в окружающую среду при номинальной производительности определяют по нормативным данным [161 в зависимости от мощности котлоагрегата и наличия дополнительных поверхностей нагрева (экономайзера). Для паровых котлов производительностью до 2,78 кг/с пара д — 24-4%, до 16,7 кг/с — д — 1—2%, более 16,7 кг/с— — 1—0,5%. [c.365]

В целях снижения потерь теплоты с продувочной водой все паровые котлы производительностью 10 т/ч и выше должны быть оборудованы ступенчатым испарением с оптимальной производительностью парового отсека. [c.101]

Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок, объединяемых общим технологическим циклом, называют парогазовой установкой (ПГУ) электростанции. Соединение этих установок в единое целое позволяет снизить потерю теплоты с уходящими газами ГТУ или парового котла, использовать газы за газовыми турбинами в качестве подогретого окислителя при сжигании топлива, получить дополнительную мощность за счет частичного вытеснения регенерации паротурбинных установок и в конечном итоге повысить КПД парогазовой электростанции по сравнению с паротурбинной и газотурбинной электростанциями. [c.297]

По сравнению с диаграммой на рис. 9.30 для нагрузки ГТУ не более 100 % на рис. 9.31 видно уменьщение мощности парового потока котла при двухступенчатом дожигании из-за увеличения тепловой мощности ГСП при одинаковых потерях теплоты с уходящими газами котла. Эта разница получается в результате повышения температуры газов за экономайзером со 195—200 °С (одна ступень дожигания) до 250 °С (работают обе ступени дожигания). [c.423]

При работе парового или водогрейного котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре Или горячей воде, и на покрытие различных потерь теплоты. Суммарное количество теплоты, поступившее в котельный агрегат, называют располагаемой теплотой и обозначают QpP. Между поступившей в котельный агрегат теплотой (СрР) и покинувшей его теплотой должно существовать равенство. Теплота, покинувшая котельный агрегат, представляет собой сумму полезной теплоты (СО и потерь -теплоты, связанных с технологическим процессом выработки пара или горячей воды. [c.51]

Потеря теплоты с уходящими газами для современных паровых и водогрейных котлов в зависимости от указанных выше факторов составляет 4—10 %. [c.53]

Потеря в виде физической теплоты шлаков имеет место при жидком шлакоудалении, а иногда и при сухом, если сжигается высокозольное топливо. В некоторых конструкциях слоевых топок имеются панели и балки, охлаждаемые водой, которая не используется и сбрасывается в канализацию, что приводит к потере теплоты. У современных паровых и водогрейных котлов панели и балки, охлаждаемые водой, обычно включаются в циркуляционный контур котла. Поэтому в современных агрегатах эта потеря отсутствует. [c.55]

В современных паровых и водогрейных котлах, особенно при сжигании влажных топлив, широко применяются воздухоподогреватели. Подача горячего воздуха в топку котлоагрегата ускоряет воспламенение топлива и интенсифицирует процесс его горения, уменьшая потери теплоты от химической и механической неполноты горения. Установка воздухоподогревателя позволяет также снизить температуру уходящих газов, что особенно существенно при предварительном подогреве питательной воды, поступающей [c.93]

На электростанциях, на которых применяется химический метод подготовки добавочной воды (метод глубокого обессоливания), продувочные воды всех котлов могут собираться и направляться также в испарительную установку, включенную в систему подогрева основного конденсата или сетевой воды. В подавляющем большинстве случаев для этого потребуется установить испарительную установку с одним испарителем на всю электростанцию. При таких схемах потери теплоты и воды с продувочной водой паровых котлов снижаются в десятки раз. [c.184]

Как уже отмечалось, одноступенчатые испарительные установки на электрических станциях всегда включаются в систему подогрева паровых котлов или систему подогрева сетевой воды. Тепловой расчет таких установок всегда начинается с определения температурного напора в испарителе необходимого, чтобы обеспечить заданную производительность. Для конденсационных паротурбинных установок при этом рассматриваются варианты с включением испарителя к различным отборам, от которых отводится пар к регенеративным подогревателям низкого давления. Если испаритель будет работать на воде, умягченной ионированием, то наиболее экономичным окажется вариант, в котором поверхность теплообмена греющей секции меньше, т. е. вариант, при котором требуемая производительность может быть получена при большем значении А исп- По значению температурного напора определяется давление вторичного пара в испарителе, а по и значению сопротивлений в линиях—давление в конденсаторе испарителя (КИ) При принятом значении недогрева потока основного конденсата после КИ Э и температуре насыщения пара в конденсаторе легко установить температуру конденсата после КИ. Все эти расчеты могут быть проведены на ЭВМ по описанной выше программе (см. гл. 7). Полученные при этом данные используются в дальнейшем для установления необходимых поверхностей теплообмена испарителя и КИ. Расход греющего пара, количество теплоты, передаваемой им в греющей секции испарителя, потери с продувочной водой определяются при этом по приведенным выше зависимостям. [c.226]

В случае, когда в эксплуатации одновременно находятся котлы с разной продувкой или паровые и водогрейные, при распределении нагрузки необходимо принимать КПД паровых котлов уменьшенным на потери теплоты с продувочной водой, % при периодической продувке на 1 при непрерывной продувке, равной 5 %, на 0,35 при непрерывной продувке, равной 10 %, на 0,7. [c.110]

Уменьшение эксергии происходит в трубопроводе жа пути от парового котла до турбины в регулировочном клапане ри дросселировании пара, в проточной части турбины, в конденсаторе, за счет трения в подшипниках и, наконец, при передаче превращенных в теплоту потерь в электрогенераторе в окружающую среду. Уменьшение эксергии в трубопроводе [c.159]

Паросиловые установки. В отличие от цикла Ренкина, экономичность которого определяется по отношению к теплоте, затраченной на получение пара, для паросиловой установки в целом она должна оцениваться по отношению к химической энергии сжигаемого в топке парового котла топлива. В паросиловой установке необходимо учитывать все потери, имеющие место в котлоагрегате, паровой турбине и прочих ее элементах. [c.333]

Регулирование непрерывной продувки при размере ее более 1 т/ч желательно автоматизировать по солесодержанию (электропроводности) продуваемой воды. Однако при конденсатно-дистиллятном питании паровых котлов, особенно при номинальной их нагрузке и наличии выносных циклонов, а также при размере продувки до 1% и при полном использовании ее теплоты, размер продувки можно регулировать и вручную, так как колебания концентрации примесей котловой воды солевых продувочных отсеков в пределах 30—100% (200—500 мг/л) не могут ухудшить качество пара и весьма незначительно сказываются на потере теплового потенциала — снижении экономичности работы котла. [c.264]

Экономичность двигателя внутреннего сгорания может быть выражена в виде теплового баланса, который, как и для парового котла, представляет собой распределение теплоты сгорания 1 кг топлива по статьям расхода тепла. Тепловой баланс учитывает следующие статьи полезное тепло — т. е. затраченное на производство полезной (механической) энергии тепло охлаждения, затраченное на охлаждение стенок цилиндра и крышки водой или воздухом тепло отходящих газов, под которыми понимают тепло, которое можно было бы отнять от продуктов сгорания, если их охладить до температуры окружающего воздуха остаточное тепло, куда входят тепло, отданное окружающей среде, потери от химической неполноты горения и другие потери. Ниже приведены приблизительные тепловые балансы двигателей внутреннего сгорания средней мощности разных типов (в %). [c.169]

МАСЛООТДЕЛИТЕЛИ, аппараты, предназначенные для отделения масла от пара, воздуха или иного газа. Для отделения масла необходимо, чтобы оно находилось в паре (воздухе) во взвешенном состоянии в виде мельчайших капелек масляный пар выделить при помощи М. невозможно. Масло, даже будучи в тончайшем слое, препятствует передаче теплоты. Поэтому в нагревательных приборах (змеевиках, перегревателях, поверхностных конденсаторах, паровых котлах и др.) следует пользоваться свободной от масла водой. В паровых машинах очистка отработанного пара от масла совершенно необходима в установках с противодавлением. Значительная часть теплоты, подведенной к машине, теряется с отработанным паром. По Шнейдеру эта потеря составляет. при работе с конденсацией 81—87%, при работе на атмосферу 83—86%. Суммарный кпд машины и нагревательных приборов значительно повышается при использовании отработанного пара для нужд производства, достигая при этом БО—80%, т. е. в 3—5 раз превосходит ипд паровых установок без использования отработанного пара. При работе компрессоров 1 жатые пары хладагента увлекают часть масла, поданного для смазывания цилиндра. Это масло нужно выделить из паров, т. к. оно может загрязнить конденсатор и трубопроводы. [c.272]

Путем регенеративного подогрева температура питательной воды, вообще говоря, могла бы быть повышена до температуры, близкой к температуре насыщения, соответствующей давлению свежего пара. Однако при этом сильно возросли бы потери теплоты с уходящими газами котла. Поэтому в международных нормах типоразмеров паровых турбин рекомендуется выбирать температуру питательной воды на входе в котел равной 0,65— 0,75 температуры насыщения, соответствующей давлению в котле. В России при сверхкритических параметрах пара и начальном давлении его pQ = = 23,5 МПа температура питательной воды принимается равной 265—275 °С. [c.26]

Таким образом, КПД электростанции (энергоблока) т]с зависит непосредственно от КПД турбоустановки, парового котла и трубопроводов. Наибольшее влияние на КПД электростанции оказывает КПД турбоуста новки, учитывающий основную потерю теплоты в цикле производства электроэнергии — потерю в холодном источнике Qk, достигающую 45—50% затрачиваемой теплоты. Остальные потери теплоты на электростанции значительно меньше (Q ° = 6-н 12 /j, Qrp = =1- 2%). [c.16]

Термодинамическая эффективность комбинированного парогазового цикла с высоконапорным котлом, газовой и пароводяной турбинами показана на рис. 15.2. На Г, -диаграмме площади 1-2-3-4-1 — работа газовой ступе- ни г, площадь с(1е1аЬс—работа паровой ступени Ьп, 1-5-6-7-1 — потеря теплоты с уходящими газами сЬ Нс—потеря теплоты в конденсаторе. Газовая ступень частично надстраивается над паровой ступенью, что приводит к значительному увеличению термического КПД установки. [c.324]

Конструкция обмуровки должна обеспечивать минимальные потери теплоты в окружающую среду, быть плотной, противостоять длительному воздействию высоких температур, химическому воздействию продуктов сгорания, золы и шлаков, быть механическп прочной, легкой, простой, дешевой и доступной для ремонта, способствовать выполнению блочного монтажа парового или водогрейного котла. [c.299]

Больше всего эксергии (56 %) теряется в котле, который с энергетической точки зрения выглядит вполне благополучно (потери 9%). Как указывалось в 6.1, химическую энергию, поступающую в паровой котел топлива, принципиально можно полностью превратить в механическую (или электрическую). В процессе горения химическая энергия практически полностью превращается в теплоту, а уже теплоту полностью превратить в работу невозможно. Таким образом, без потерь энергии в окружающую среду теряется работоспособность (эксергия). Способы снижения эксерге-тических потерь для данного примера рассмотрены в 6.1 и 6.2. [c.203]

Вычислить потери теплоты через единицу поверхности кирпичной обмуровки парового котла в зоне размещения водяного экономайзера и температуры на поверхностях стенки, если толщина стенки 6 = 250 мм, температура газов /ня = 700°С и воздуха в котельной />к2 = 30°С. Коэффициент теплоотдачи от газов к поверхности стенки 01 = 23 Вт/(м2.°С) и от стенки к воздуху 2=12 Вт/(м Х Х°С). Коэффициент теплопроводностн стенки Я = 0,7 Вт/(м-°С). [c.10]

Вычислить потери теплоты через единицу поверхности кирпичной обмуровки парового котла в зоне размещения водяного экономайзера, если толщина стенки 5=250мм, температура газов 1у, =700°С и воздуха в котельной 1. <2=30°С. Коэффициент теплоотдачи от газов к поверхности стенки 01=23 Вт/(м -°С) и от стенки к воздуху 02=12 Вт/(м °С), коэффициент теплопроводности стенки Х-0,7 [c.27]

На рис. 4.4 для примера показано изменение температурной функции -TqIT, характеризующей работоспособность (эксергию) теплоносителя при его температуре Т и температуре окружающей среды в зависимости от относительного количества теплоты по элементам ЭТА, вырабатывающего высокотемпературный технологический продукт (обесфторенный фосфат — см. 4.2) и относительно низкотемпературный продукт (водяной пар). На рис. 4.5 приведены аналогичные данные для двух автономных установок - технологической установки и парового котла, вырабатывающих раздельно такую же продукцию, как и ЭТА. Подогревы воздуха в ЭТА и автономной технологической установке приняты одинаковыми (400 °С). Как показывают расчеты, в рассматриваемых условиях эксергетический КПД двух автономных установок, определенный по зависимости (4.7), только 24,7%. Разница в значениях эксергетического КПД для ЭТА и установок с раздельной выработкой аналогичной по количеству и качеству продукции определяется большими потерями эксергии от неравновесного теплообмена для автономных агрегатов. [c.103]

На некоторых электростанциях, использующих как высоковлажное топливо (бурый уголь, лигниты), так п каменный уголь умеренной влажности, применяют разомкнутую систему пылеприготовления. Благодаря более низкой температуре смеси сушильного агента и водяных паров (90—100°С) по сравнению с температурой уходящих газов парового котла (120—140 °С) общая потеря с физической теплотой сбрасываемых в атмосферу газов и паров уменьшается. КПД парового котла при этом существенно возрастает за счет снижения потерь теплоты с уходящими газами и от недожога топлива. Снижаются расходы электроэнергии на тягу и дутье, на пылепри-готовлепие. [c.29]

Горючие ВЭР используются на предприятиях как топливо, заменяя в конечном счете привозное топливо, поэтому энергетическая эффективность их использования определяется однозначно по получаемой экономии привозного топлива, которая обычно выражается в тоннах условного топлива. При расчетах экономии топлива следует учитывать изменения КПД топливопотребляющих агрегатов при сжигании в них ВЭР. Например, КПД обычных паровых котлов на доменном газе ниже, чем при работе их на качественном привозном топливе. Объясняется это тем, что из-за большой забалластированности доменного газа азотом (см. 2.3) его температура горения ниже, чем у других топлив, а доля потери теплоты с уходящими газами больше, так как в котле хуже теплообмен и больше отношение [c.46]

Тепловой баланс парового котла заключается в установлении равенства между поступившим в агрегат при сжигании топлива количеством теплоты, называемым располагаемой теплотой Q , и суммой ыс ользовйнной теплоты и тепловых потерь. На основе теплового баланса находят КПД и расход топлива. [c.178]

По определенным суммарным расходам пара и горячен воды и вида топлива производится выбор типа, производительности и количества котлов. В котельных с общей тепловой мощностью (пар и горячая вода) примерно до 2 0 гДж/ч рекомендуется устанавливать только паровые котлы, а горячую воду для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения получать от пароводяных подогревателей. Для мощных котельных тепловой мощностью более 420 гДж/ч может оказаться рациональным применение комбинированных паровых котлов с гибкой регулировкой паровой и водогрейной нагрузкой. После выбора котлов производится выбор всего необходимого для их вспомогательного оборудования, т. е. теплообхменных аппаратов, аппаратуры водоиодготовки, насосов, баков и пр. Все выбранное оборудование наносится на тепловую схему. Условными линиями изображают трубопроводы для различного вида жидкостей, пара и газа. Сложные тепловые схемы котельных с паровыми, водогрейными и пароводогрейными котлами определяют необходимость расчета тепловых схем методом последовательных приближений. Для каждого элемента тепловой схемы составляют уравнение материального и теплового балансов, рещение которых позволяет определить неизвестные расходы и энтальпии сред. Общая увязка этих уравнений осуществляется составлением материального и теплового балансов деаэратора, в котором сходятся основные потоки рабочего тела. Ряд значений величин, необходимых для увязки тепловой схемы, получают из расчета ее элементов и устройств. Рядом значений величин можно предварительно задаваться. Например, на деаэрацию питательной воды и подогрев сырой и химической воды при закрытой системе водоснабжения от 7 до 10 % суммарного отпуска тепловой энергии внещним потребителям на потери теплоты внутри котельной 2—3 % той же величины. [c.302]

При камерном сжигании с твердым шлакоудалеиием ешл может не учитываться при 4p>2,5QhP-Ю . Учитывая, что промышленные паровые и водогрейные котлы, оборудованные слоевыми топками, работают на малозольных топливах, потерей теплоты и в этом случае можно пренебречь. [c.61]

Паровые форсунки по сравнению с другими создают более тонкое распыливание, работают надежно, редко засоряются и не требуют высоконапорного насоса. К недостаткам их следует отнести большой расход пара (около 3.. . 5 % производительности), потерю теплоты конденсата, большую длину факела, шум при работе. Паровые форсунки применяют в основном для котлов малой производительности или в тех случаях, когда мазутом растапливают пылеугольпые топки. [c.190]

Каждая печь, в которой плавятся материалы с высокой температурой плавления, должна иметь подогреватель воздуха. Это относится и к топкам с жидким шлакоуда-лением, в которых плавится зола сжигаемого угля.. Подогреванием воздуха для горения повышается уровень температуры факела в плавильном пространстве топки, т. е. достигается тот же результат, что и при повышении теплоты сгорания сжигаемого угля. Подогрев воздуха для горения облегчает также воспламенение топлива, поступающего в топку, так как подогретая смесь пыли и воздуха требует для своего нагревания до температуры зажигания уже меньше тепла. Воздух для горения подогревается в большинстве случаев продуктами сгорания, которые выходят из котла, благодаря чему снижается также потеря тепла с уходящими газами. У паровых подогревателей воздуха используется тепло, которое иначе было бы потеряно в конденсаторе турбины. [c.264]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...