Зависимость КПД котла от его нагрузки

Коэффициент полезного действия (КПД) котельного агрегата определяют как отношение полезной теплоты, пошедшей на вы­работку пара (или горячей воды), к располагаемой теплоте (тепло­те, поступившей в котельный агрегат). На практике не вся полез­ная теплота, выработанная котлоагрегатом, направляется потре­бителям. Часть теплоты расходуется на собственные нужды. В зави­симости от этого различают КПД агрегата по выработанной теп­лоте (КПД брутто) и КПД агрегата по теплоте, отпущенной потребителю (КПД нетто).

Разность выработанной и отпущенной теплот представляет со­бой расход на собственные нужды котельной. На собственные нужды расходуется не только теплота, но и электрическая энергия (на­пример, на привод дымососа, вентилятора, питательных насосов, механизмов топливоподачи и пылеприготовления и т.д.), поэтому расход на собственные нужды включает в себя расход всех видов энергии, затраченных на производство пара или горячей воды.

КПД брутто котельного агрегата характеризует степень его тех­нического совершенства, а КПД нетто — коммерческую эконо­мичность.

КПД брутто котельного агрегата η_бр, %, можно определить по уравнению прямого баланса

или по уравнению обратного баланса

,

где Q_пол — полезно используемая теплота, затраченная на выра­ботку пара (или горячей воды); — располагаемая котельным агрегатом теплота; q_y.г, q_х.н, q_м.н, q_н.о, q_ф.ш — относительные потери теплоты по статьям расхода теплоты.

КПД нетто по уравнению обратного баланса определяется как разность

,

где q_c.н — относительный расход энергии на собственные нужды, %.

КПД по уравнению прямого баланса применяется преимуще­ственно при составлении отчетности за отдельный период (дека­да, месяц), а КПД по уравнению обратного баланса — при испы­тании котельных агрегатов. Определение КПД по обратному ба­лансу значительно точнее, так как погрешности при измерении потерь теплоты меньше, чем при определении расхода топлива, особенно при сжигании твердого топлива.

Таким образом, для повышения эффективности котельных аг­регатов недостаточно стремиться к снижению тепловых потерь; необходимо также всемерно сокращать расходы тепловой и элект­рической энергии на собственные нужды. Поэтому сравнение эко­номичности работы различных котельных агрегатов в конечном счете следует проводить по их КПД нетто.

В целом КПД котельного агрегата изменяется в зависимости от его нагрузки. Для построения этой зависимости (рис. 6.20) нужно от 100 % вычесть последовательно все потери котельного агрегата Σq_пот=q_у.г+q_х.н+q_м.н+q_н.о, которые зависят от нагрузки.

Как видно из рис. 6.20, КПД котельного агрегата при определен­ной нагрузке имеет максимальное значение, т.е. работа котла на этой нагрузке наиболее экономична.

ЛИТЕРАТУРА

1. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Панкратов В.С. Оптимизационные расчеты установок воздушного охлаждения газа в АРМ диспетчера КС // Обз. информ.: Сер. Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. - М.: ИРЦ Газпром, 1993. - 35 с.

2. Крылов Г.В., Матвеев А.В., Степанов О.А., Яковлев Е.И. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири. – Л.: Недра, 1985. – 288 с.

3. Методика теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения. - М.: ВНИИнефтемаш, 1982. - 98 с.

4. Шпотаковский М.М. Тепловые режимы магистральных газопроводов: Учебное пособие. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 160 с.

5. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Третьяков В.В. Оптимизация работы установок воздушного охлаждения природного газа // Газовая промышленность. - 1994. - № 9. - С. 8-10.

6. ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Ч.1. Газопроводы: Утв. М-вом газ. пром-сти 1.01.86. - М., 1985. - 220 с.

7. Шпотаковский М.М. Энергосбережение при эксплуатации КС // Газовая промышленность. – 2002. – № 5. – С. 80–82.

8. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М. Оптимизация температурного режима работы АВО газа: Отчет по научно-исследовательской работе. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. – 58 с

9. Карпов С.В., Тункель Г.Е., Максимов И.И. АВО газа: Эффективность использования // Газовая промышленность, 1989 - № 4 - С. 46-48.

10. Ремизов В.В. Экономия ресурсов природного газа: энергоэффективные технологии // Газовая промышленность, 1999, №5, с. 22-24.

11. Теплотехнические расчеты процессов транспорта и регазификации природных газов: Справочное пособие / В.А. Загорученко, Р.Н. Бикчентай, А.А. Вассерман и др. - М.: Недра, 1980. - 320 с.

12. Бахмат Г.В., Еремин Н.В., Степанов О.А. Аппараты воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях. – СПб.: Недра, 1994. – 102 с.

13. Методика расчета аппаратов воздушного охлаждения газа. - М.: ВНИИГАЗ, 1982. - 32 с.

14. Зубарев В.Г. Методические указания для КП по дисциплине “Проектирование и эксплуатация магистральных газонефтепроводов”. Тюмень, ТюмГНГУ, 2005

15. Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Методические указания по курсовому проектированию Тюмень, ТюмГНГУ, 2000

16. Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Приложение к методическим указаниям по курсовому проектированию Тюмень, ТюмГНГУ, 2000

17. Охрана труда при строительстве объектов нефтяной и газовой промышленности: Справочное пособие / под редакцией Карташева.

18. Темчин Л.Г., Ким Б.И., Зоненко В.И. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов.

19. Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие. /Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – ТюмГНГУ, 2002. – 525 с.

20. Жуков А. Изучаем Delphi. – СПб.: Питер, 2002. – 352 с.

21. Гофман В.Э., Хомоненко А.Д. Delphi: быстрый старт. – СПб.: БХВ-Петербург, 2002. – 288 с.

22. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М. Физматгиз, 1963. 708 с.

23. Плановский А.Н., Рамм В.М., Каган С.З. Процессы и аппараты химической технологии. М. Химия, 1968. 847 с.

24. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Л. Химия, 1987. 576 с.

25. Основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие по проектированию. Под ред. Ю.И. Дытнерского. М. Химия, 1983. 273 с.

26. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача.-М.: Энергоиздат,1981.

27. Соколов Б.А. Котельные установки и их эксплуатация. Учебник/М.,Академия,2005.432с.

28. Теплообменники энергетических установок: Учебн.для вузов. Под ред. Ю.М.Бродова. Екатеринбург: изд. «Сократ»,2002-968 с.

29.Дытнерский Ю.И. «Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по проектированию», -М.: Химия, 1983. – 272 с.

30.Скобло А.И., Молоканов Ю.А., Владимиров А.И., Щелкунов В.А. «Процессы и аппарата нефтегазопереработки и нефтехимии» 3-е изд., перераб. и доп. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 677с.

ПРИЛОЖЕНИЯ

П.1. Кожухотрубчатый теплообменник с неподвижными трубными решетками: 1- распределительная камера; 2- кожух; 3-теплообменные трубы;4- поперечная перегородка;5- трубная решетка(доска);6- крышка кожуха;7- опора.

П.2. Кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой: 1- крышка распределительной камеры; 2- распределительная камера; 3- неподвижная трубная решетка; 4- кожух; 5- теплообменные трубы; 6- поперечная перегородка;7-подвижная трубная решетка; 8- крышка кожуха;9- крышка плавающей головки;10- опора; 11- катковая опора трубчатого пучка.

П.3. . Кожухотрубчатый теплообменник с продольной перегородкой: а-общий вид; б, в- варианты уплотнения продльной перегородки с корпусом стальными пластинами (11) и асбошнуром (12). 1- крышка распределительной камеры; 2- распределительная камера; 3- неподвижная трубная решетка;4- кожух; 5- труба; 6- продольная перегородка; 7- поперечные стержневые перегородки(турбулизаторы); 8- подвижная трубная решетка; 9- крышка кожуха; 10- крышка плавающей головки.

П.4. Неразборный однопоточный аппарат типа «труба в трубе»; а- с приварными двойниками на теплообменных трубах; б- со съемными двойниками.1- теплообменная труба; 2-кожуховая труба;3-специальный тройник;4- двойник;5- ниппель;6- гайка;7- штуцер.

П.5.Вертикальный кожухотрубчатый испаритель с неподвижными трубными решетками и температурным компенсатором на корпусе; 1- распределительная камера;2, 8- трубные решетки(доски);3- компенсатор; 4-кожух; 5- опора;6- теплообменная туба;7- поперечная сплошная перегородка; 9- крышка. Потоки: I- испаряющаяся среда; II-конденсат; III- парожидкостная смесь; IV- водяной пар.

П.6.Разборный многопоточный аппарат типа «труба в трубе»: 1- первая распределительная камера; 2- решетка теплообменных труб; 3- вторая распределительная камера; 4- решетка кожуховых труб; 5- опора; 6- теплообменная труба; 7- кожуховая труба; 8- поворотная камера; 9- двойник.

П.7. Схема разборного пластинчатого теплообменника: 1- неподвижная плита; 2- гофрированные пластины; 3- прокладки; 4- нажимная плита. Потоки: I – горячий (греющий) теплоноситель; II- холодный(нагреваемый) теплоноситель.

П.8. Испаритель с паровым пространством (рибойлер): 1- кожух; 2- люк; 3- штуцер предохранительного клапана; 4- трубчатый пучок; 5- горловина; 6- распределительная камера; 7- опора; 8- штуцер дренажа; 9- перегородка; 10- люк для троса лебедки. Потоки: I- испаряемая жидкость; II –остаток; III- пары; IV- теплоноситель.

П.9. Теплообменный аппарат с витыми трубками: 1- кожух; 2- трубная решетка; 3- теплообменная туба; 4- сердечник. I – природный газ; II- метановая фракция.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
1. КЛАССИФИКАЦИЯ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ
2. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС И СУЩНОСТЬ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ
2.1.Исходное уравнение теплового баланса
2.2. Теплопередача между двумя теплоносителями через разделяющую их стенку
2.3. Оптимизация (регулирование) процесса теплопередачи
2.4.Определение средней разности температур
2.5.Обобщенное уравнение теплового баланса в формулировке Н.И.Белоконя
2.6.Теплопроводность в стержне (ребре) постоянного поперечного сечения
2.7.Теплопередача через ребристую плоскую стенку
3.ОСНОВЫ ФИЗИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТАХ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
3.1. Теплообмен при конденсации водяного пара
4. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПОВЕРХНОСТНЫХ АППАРАТОВ
4.1. Конденсаторы паровых турбин
4.1.1. Методика Всероссийского теплотехнического института
4.1.2. Методика института теплообмена (ИТО) США
4.1.3. Методика Калужского турбинного завода (КТЗ)
4.1.4. Методика Уральского государственного технического университета (УГТУ)
4.2.Расчет воздушного конденсатора-холодильника
4.2.1. Расчет и подбор аппарата воздушного охлаждения
4.2.1.1. Определение температуры продукта на входе в аппарат Т1
4.2.1.2 Тепловая нагрузка и предварительный подбор АВО
4.2.1.3. Определение коэффициента теплоотдачи от воздуха к трубам
4.2.1.4. Коэффициент теплоотдачи при конденсации продукта и определение площади поверхности теплообмена в зоне конденсации
4.2.1.5. Определение коэффициента теплоотдачи на участке охлаждения конденсата и поверхности теплообмена этого участка
4.2.1.6. Аэродинамическое сопротивление пучка труб и мощность, потребляемая вентилятором
4.2.1.7. Количество труб в аппарате и для одного хода смеси
5.АППАРАТЫ ВОЗДУШНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
5.1. Необходимость охлаждения газа
5.2. Конструкции аппаратов воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях
5.3. Методика расчета АВО газа
5.3.1. Расчет параметров АВО на выходе
5.3.1.1.Гидравлический расчет
5.3.1.2. Тепловой расчет
6. КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
6.1. Классификация котельных агрегатов
6.2. Паровые котлы
6.3. Водогрейные котлы
6.4. Тепловой баланс котельного агрегата
6.4.1. Общее уравнение теплового баланса котельного агрегата
6.4.2. Полезно используемая теплота для производства пара
6.4.3. Потери теплоты с уходящими газами
6.4.4. Потери теплоты от химической неполноты сгорания
6.4.5. Потери теплоты от механической неполноты сгорания
6.4.6. Потери теплоты от наружного охлаждения
6.4.7. Потери с физической теплотой шлаков
6.4.8. Зависимость КПД котла от его нагрузки
ЛИТЕРАТУРА
ПРИЛОЖЕНИЯ
CОДЕРЖАНИЕ