Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?


Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






Источники потерь. 4 page





Номинальным режимом электротехнического оборудования называется режим, для эксплуатации в котором оно предназначено заводом-изготовителем. Рекомендуется также учитывать род установки электрооборудования, которое по этому признаку подразделяется на оборудование для закрытых (ЗРУ) и открытых (ОРУ) распределительных устройств. Род установки электротехнического оборудования дается в маркировке. Из экономических соображений принято применять ЗРУ до 35 кВ включительно, а также для агрессивных сред до 220 кВ. Распределительные устройства 110 кВ и выше, как правило, открытого типа. Для ОРУ необходимо использовать оборудование, предназначенное для наружной установки.

При выборе аппаратов по номинальному напряжению Uном должно выполняться условие

Uном ³ Uуст, (3.1)

где Uуст – номинальное напряжение электротехнического оборудования (установки), для которого выбирается электрический аппарат.

Напряжение Uуст можно трактовать и как линейное напряжение участка сети, где предусмотрена установка аппарата. Номинальный ток электрического аппарата должен быть не ниже тока продолжительного режима оборудования, для которого он предназначен, а сам аппарат не должен отключаться при предусмотренных эксплуатационных (технологических) перегрузках.

Таким образом, расчетный ток Iрас продолжительного режима цепи, для которой предусмотрен электрический аппарат должен удовлетворять условию

Iрас £ Iнорм, (3.2)

где Iном – длительный номинальный ток электрического аппарата.

Величина Iрас определяется из наиболее тяжелых (неблагоприятных) условий эксплуатации и его можно трактовать как рабочий максимальный ток цепи, где предусмотрена установка аппарата, т.е. Iрас=Iрм=Imax. Например, в том случае, если система электроснабжения включает две параллельных линии, то при выходе из строя одной из них, Iрас определится из условия, что оставшаяся линия должна обеспечить надежное электроснабжение всех приемников, т.е.

Iрас=2·Iраб=2·Iнорм,

где Iраб - длительный рабочий ток одной линии, в нормальном режиме.

Вынужденный (утяжеленный) режим эксплуатации может также возникать и в цепях трансформаторов - для подстанций с двумя трансформаторами при отключении одного из низ (авария, ремонт) и работе оставшегося трансформатора с допустимой эксплуатационной перегрузкой. Как правило, эта возможная перегрузка составляет 50 %, т.е. Iрас=1,5·Iраб, где Iраб – длительный рабочий ток, протекающий через один трансформатор при нормальной работе подстанции с двумя действующими трансформаторами.

Указанная перегрузка трансформатора на 50 % принята для приближенных расчетов. При более точном определении возможной перегрузки трансформатора необходимо учитывать целый ряд факторов (среднегодовую температуру, первоначальную нагрузку трансформатора, длительные перегрузки, вид системы охлаждения и т. д.).

Для цепей секционных и многосоединительных выключателей, а также сборных шин с учетом ремонтных условий ток Iрас принимается равным длительному рабочему току самого генератора или трансформатора, подключенного к этим шинам.

3.2. Выбор силовых трансформаторов систем электроснабжения

При выборе силовых трансформаторов необходимо, чтобы выполнялись условия:

Uв.ном ³ Uуст.в, (3.3)

Uн.ном ³ Uуст.н, (3.4)

Sном.тр ³ Sуст.max, (3.5)

где Uв.ном – номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора;

Uн.ном – номинальное напряжение обмотки низкого напряжения трансформатора;

Sном.тр – номинальная полная мощность трансформатора (мощность, для работы с которой предназначен трансформатор заводом-изготовителем в номинальном режиме работы);

Uуст.в – высокое и низкое напряжение сети в месте установки трансформатора;

Sуст.max – полная мощность, протекающая по сети через трансформатор в рабочем максимальном режиме.

Если в послеаварийном режиме выполняется условие Sном.а > Sном.тр, то необходимо проверить трансформатор по перегрузочной способности, что обеспечивается при справедливости неравенства:

Sном.а /Sном.тр £ 1,5, (3.6)

где Sном.а /Sном.тр = kп – коэффициент допустимой перегрузки,

Sном.а - полная мощность, передаваемая по сети через трансформатор в послеаварийном режиме. В том случае, когда kп >1,5, следует по справочнику выбрать другой трансформатор ближайшей большей мощности.

3.3. Выбор кабелей

Под действием протекающего тока провода и кабели нагреваются. По закону Джоуля-Ленца количество теплоты, выделенной током в проводнике, определяется по формуле:

Q=r·I2·t, (3.7)

где r– активное сопротивление проводника, I – действующее значение переменного тока, t – время прохождения тока.

Часть выделенной теплоты идет на повышение температуры кабеля, а часть рассеивается в окружающую среду. Тепловое действие тока при определенных условиях может привести к негативным последствиям:

1) обрыву цепи за счет расплавления проводов или нарушению контакта от окисления в местах соединений;

2) пожару при загорании изоляции;

3) уменьшению срока службы кабелей, обусловленному старением их изоляции, которая от чрезмерного повышения температуры теряет электрические и механические свойства, возникновению коротких замыканий из-за теплового нарушения изоляции.

Наибольшая температура, при которой проводник или кабель сохраняет свои электрические и механические свойства, называется допустимой температурой. Значения допустимой температуры зависят от материала проводника, вида изоляции, номинального напряжения и ряда других факторов, но, как правило, не превышают 60–80oС.

Электрический ток, при котором кабель нагревается до допустимой температуры, называется допустимым током Iдоп. Номинальные значения допустимых токов Iном.доп, для различных видов кабелей в зависимости от их сечения приведены в справочнике.

В связи с тем, что сопротивление проводника r обратно пропорционально его сечению, то правильный выбор проводов и кабелей сводится, прежде всего, к определению таких сечений, которые должны обеспечить:

– нагрев, не превышающий допустимой температуры;

– потерю напряжения не более 5% для силовых и 2,5% для осветительных цепей.

Кроме этого, рациональный выбор сечений проводов и кабелей должен удовлетворять достаточной механической прочности линии и надежной безопасности обслуживающего персонала.

Выбранное сечение кабелей должно быть проверено по экономической плотности тока Jэк. Экономически целесообразная площадь сечения кабелей qэ, определяется из соотношения:

qэ = I/Jэк, (3.8)

где I =Iрас – расчетный (рабочий) ток нормального режима без учета увеличения тока в послеаварийных и ремонтных режимах работы, Jэк – нормированная плотность тока, А/мм2 (табл. 3.1). Сечение qэ, найденное по (3.8) округляется до ближайшего значения из стандартного ряда.

Таблица 3.1.

Проводники Экономическая плотность тока, А/мм2, при числе использования максимума нагрузки в год,Tmax,ч
  более 1000 до 3000 более 3000 до 5000 более 5000
Неизолированные провода и шины: медные алюминевые 2,5 1,3 2,1 1,1 1,8 1,0
Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами: медными алюминевыми 3,0 1,6 2,5 1,4 2,0 1,2
Кабели с резиновой и пласт-массовой изоляцией с жилами: медными алюминевыми 3,5 1,9 3,1 1,7 2,7 1,6

Для нормального режима работы выбор кабелей заключается в выполнении следующих условий:

Uуст £ Uном, (3.9)

Imax £ Iдоп, (3.10)

qэc» qэ, (3.11)

где Uном – номинальное напряжение кабеля;

Uуст– номинальное напряжение участка цепи, на котором необходимо проложить кабель;

qэс – ближайшее к qэ сечение из стандартного ряда сечений;

Imax=Iрем – максимальное значение тока при эксплуатации кабеля (ток утяжеленного режима – послеаварийного или ремонтного).

Значение Iдоп можно определить по формуле:

Iдоп=k1·k2·Iдоп.ном, (3.12)

где Iдоп – длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом проложенных кабелей k1 и температуру окружающей среды k2, Iдоп.ном – длительно допустимый ток на один кабель при номинальной разности температур между кабелем и окружающей средой.

Поправочные коэффициенты k1 и k2 могут быть определены по справочнику или ПУЭ применительно к конкретным условиям эксплуатации кабеля. Однако с целью упрощения выполнения индивидуальных заданий (см. приложение П3) k1 и k2 приняты равными единице. Следовательно, расчет Iдоп следует проводить по формуле:

Iдоп = Iдоп.ном. (3.13)

Выбранные по нормальному режиму кабели необходимо проверить на термическое действие тока КЗ. Однако эта проверка здесь не проводится.

Рекомендуется следующая последовательность действий при выборе сечения кабеля:

1) определить Imax и Iнорм, считая, что все потребители подключены и работают в нормальном режиме;

2) выбрать марку кабеля, учитывая номинальное напряжение, характеристику окружающей среды и способ прокладки;

3) найти Jэк (с учетом типа изоляции материала жилы кабеля);

4) по уравнению (3.8) найти qэ и по справочнику выбрать qэc, а также Iдоп;

5) проверить для найденного значения Iдоп выполнение условия (3.11).

Если Iмах не превышает Iдоп, то искомое сечение равно qэc. В противном случае, т. е. при справедливости неравенства Imax > Iдоп, необходимо по справочнику выбрать сечение кабеля q¢c > qcэ, длительно допустимый ток которого I¢доп > Iдоп, удовлетворял бы условию

Imax £ I¢доп. (3.15)

Внешние условия окружающей среды

6.1 ВЭУ, ВЭС, ВДЭС подвержены воздействию окружающей среды и электрических нагрузок, которые оказывают на них силовое воздействие, влияют на срок службы и определяют особенности эксплуатации.

Для обеспечения надлежащего уровня безопасности и надежности при эксплуатации, техническом обслуживании и проведении ремонтных работ на ВЭУ, ВЭС, ВДЭС должны быть учтены условия окружающей среды, электрические параметры, электрические, механические и химические свойства грунта в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009.

6.2 Условия окружающей среды делятся на ветровой режим и прочие факторы окружающей среды в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009.

6.3 В соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009 любой вид внешних условий подразделяется на нормальные и экстремальные условия. Нормальные внешние условия воздействуют на ВЭУ длительное время, вызывают возникновение в элементах конструкций номинальных усилий и напряжений, а также определяют процесс эксплуатации и технического обслуживания в нормальных условиях. Экстремальные внешние условия возникают реже, но являются потенциально опасными эксплуатационными ситуациями.

6.4 Оборудование и конструкция ВЭУ должны соответствовать режимам ветра и климатическим условиям на площадке размещения ВЭУ, ВЭС, ВДЭС, выдерживать режимы ветра и прочие климатические факторы, определенные классом принадлежности ВЭУ в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009.

Проектные характеристики ветрового режима должны быть отражены в руководстве по эксплуатации и соответствующих чертежах оборудования:

- характеристики ветрового режима, соответствующие нормальным условиям эксплуатации;

- характеристики ветрового режима, соответствующие экстремальным условиям эксплуатации.

Нормальные условия эксплуатации обусловлены скоростями ветра, имеющими высокую частоту повторяемости в процессе нормальной длительной эксплуатации ВЭУ. Экстремальные условия, рассматриваемые в данном стандарте, имеют частоту повторяемости N1 (случаются один раз в году) и N50 (случаются один раз в 50 лет).

6.5 Прочие климатические факторы окружающей среды оказывают температурное, фотохимическое, коррозионное, механическое, электрическое и прочие физические и физико-химические воздействия на процесс эксплуатации и технического обслуживания ВЭУ, ВЭС, ВДЭС и ее безопасность. Различные комбинации перечисленных факторов могут увеличивать результирующее воздействие и должны быть учтены в руководствах и инструкциях по эксплуатации и техническому обслуживанию в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009.

В инструкции по эксплуатации обязательно должны быть учтены и предусмотрены меры по снижению негативного воздействия на процесс эксплуатации следующих факторов окружающей среды:

- перепадов температур;

- влажности;

- плотности воздуха;

- атмосферных осадков (дождя, града, снега, инея, обледенения);

- атмосферных химически активных веществ;

- запыленности атмосферы (наличия механических частиц);

- грозы;

- угрозы землетрясения (для сейсмически опасных районов);

- соляного тумана и наличия плесневых грибов (для тропиков и морских прибрежных условий) в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009.

6.6 Изготовитель оборудования должен указать максимально допустимые значения факторов окружающей среды, таких как:

- скорость ветра;

- диапазон температур;

- степень волнения моря (для ВЭС морского базирования);

- при осуществлении технического обслуживания и ремонта ВЭУ, мачт и метеорологического оборудования.

6.7 Свойства грунтов должны быть учтены при эксплуатации и техническом обслуживании фундаментов и цепей заземления.

6.8 В течение всего периода эксплуатации ВЭУ, ВЭС, ВДЭС должно вестись наблюдение за режимами ветра, температурой, давлением на площадке размещения ВЭУ путем многократных контролируемых измерений. Данные должны постоянно передаваться системе управления и безопасности ВЭУ, ВЭС, ВДЭС. Время простоев по условиям окружающей среды должно определяться и документироваться в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009.

6.9 Для ВЭС должна быть проведена оценка взаимного влияния установленных рядом друг с другом ВЭУ в соответствии СТО 70238424.27.100.059-2009.

6.10 Для ВЭУ, ВЭС, ВДЭС, подключенных к электрической сети, электрические параметры должны согласовываться с параметрами сети, к которой подключается ВЭУ, ВЭС, ВДЭС.

6.11 Минимальным набором параметров, которые должны быть учтены и выдержаны в процессе эксплуатации, являются:

- рабочее питающее напряжение и его диапазон;

- рабочая частота тока питающей сети и ее диапазон;

- асимметрия напряжений;

- симметричный и несимметричный спад напряжения (короткое замыкание);

- число отключений электрической передающей и распределяющей сети;

- циклы повторных автоматических включений;

- полное сопротивление короткого замыкания на клеммах ветроагрегата;

- несинусоидальность кривой выходного напряжения в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009.

Электрические режимы, возникающие во внутренней сети ВЭУ, ВЭС, ВДЭС, в точках подключения к внешней электрической сети, должны быть определены. В соответствии с ГОСТ 13109 должна быть обеспечена совместимость оборудования ВЭУ с любым электротехническим оборудованием, расположенным между ВЭУ и внешней электрической сетью в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009.

6.12 Условия, накладываемые сетью электроснабжения:

В процессе эксплуатации на концевых кабельных муфтах ВЭУ должны выдерживаться характеристики, заложенные при проектировании и соответствующие нормальным условиям эксплуатации в соответствии с СТО 70238424.27.100.059.

Количество отключений от сети электроснабжения в год и наибольшая суммарная продолжительность отключений не должны превышать значений установленных в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009.

6.13 Для ВЭУ (ВЭС), работающей в автономном режиме, характеристики - по ГОСТ Р 51991.

6.14 В процессе эксплуатации допускаемая перегрузка генератора ВЭУ по току и мощности и время работы при перегрузках должны соответствовать требованиям стандартов или технических условий на генератор конкретного вида - по ГОСТ Р 51991.

6.15 Мощность собственных нужд ВЭУ в процессе эксплуатации не должна превышать 10 % установленной мощности генераторов ВЭУ.

6.16 Для автономных ВЭУ мощностью свыше 5 кВт и ВЭУ гарантированного электроснабжения установившееся отклонение частоты тока при работе на нагрузку в рабочем диапазоне скоростей ветра и изменении нагрузки от холостого хода до мощности, удовлетворяющей расчетной характеристике ВЭУ при соответствующей скорости ветра должно быть в соответствии СТО 70238424.27.100.059-2009 (п. 11.16.1).

6.17 Переходное отклонение частоты тока по ГОСТ Р 51991 должно быть в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009 (п. 11.16.1).

6.18 Для автономных ВЭУ мощностью свыше 5 кВт различного назначения установившееся отклонение напряжения на клеммах ВЭУ в рабочем диапазоне скорости ветра при снижении и увеличении нагрузки от холостого хода до мощности, удовлетворяющей расчетной характеристике ВЭУ при соответствующей скорости ветра, должно быть в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009 (п. 11.16.2).

6.19 Переходное отклонение напряжения на клеммах ВЭУ в рабочем диапазоне скорости ветра при снижении и увеличении нагрузки до мощности, удовлетворяющей расчетной характеристике ВЭУ при соответствующей скорости ветра, должно быть в соответствии СТО 70238424.27.100.059-2009 (п. 11.16.3).

6.20 Время переходного процесса при снижении и увеличении нагрузки от холостого хода до мощности удовлетворяющей расчетной характеристике ВЭУ при соответствующей скорости ветра, в рабочем диапазоне скорости, должно быть в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009 (п. 11.16.4).

6.21 Коэффициент несинусоидальности кривой выходного напряжения для ВЭУ трехфазного тока частотой 50 Гц и для ВЭУ однофазного тока и трехфазного тока частотой свыше 50 Гц должен быть в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009 (п. 11.16.5).

6.22 Коэффициент несинусоидальности кривой тока в линии «ВЭС - электрическая сеть» должен быть в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009 (п. 11.16.6).

6.23 Коэффициент небаланса линейных напряжений при несимметричной нагрузке фаз с коэффициентом небаланса тока нагрузки 25 % номинального значения (при условии, что ни в одной из фаз ток не превышает номинального значения) должен быть в соответствии с СТО 70238424.27.100.059-2009 (п. 11.16.7).

6.24 При работе ВЭУ совместно с дизель - электрическими агрегатами должны соблюдаться условия эксплуатации дизельных двигателей согласно стандартам и техническим условиям на изделия конкретных видов, а также в соответствии с СТО 70238424.27.100.056-2009.

46. Тепловой баланс котельного агрегата устанавливает равенство между поступающим в агрегат количеством теплоты и его расходом. На основании теплового баланса котельного агрегата определяют расход топлива и вычисляют коэффициент полезного действия, который является важнейшей характеристикой энергетической эффективности работы котла.

В котельном агрегате химически связанная энергия топлива в процессе горения преобразуется в физическую теплоту горючих продуктов сгорания. Эта теплота расходуется на выработку и перегрев пара или нагревание воды. Вследствие неизбежных потерь при передаче теплоты и преобразовании энергии вырабатываемый продукт (пар, вода и т.д.) воспринимает только часть теплоты. Другую часть составляют потери, которые зависят от эффективности организации процессов преобразования энергии (сжигания топлива) и передачи теплоты вырабатываемому продукту.

Тепловой баланс котельного агрегата заключается в установлении равенства между поступившим в агрегат количеством теплоты и суммой использованной теплоты и тепловых потерь. Тепловой баланс котельного агрегата составляется на 1 кг твердого или жидкого топлива или для 1 м3 газа. Уравнение, при котором тепловой баланс котельного агрегата для установившегося теплового состояния агрегата записывают в следующем виде:

Qр/р = Q1 + ∑Qn

или

Qp/p= Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6 (19.3)

Где Qр/р - теплота, которой располагают; Q1 - использованная теплота; ∑Qn - общие потери; Q2 - потери теплоты с уходящими газами; Q3 - потери теплоты от химического недожога; Q4 - потери теплоты от механической неполноты сгорания; Q5 - потери теплоты в окружающую среду; Q6 - потери теплоты с физической теплотой шлаков.

Если каждое слагаемое правой части уравнения (19.3) разделить Qp/p и умножить на 100%, получим второй вид уравнения, при котором тепловой баланс котельного агрегата:

q1 + q2 + q3 + q4 + q5 + q6 = 100% (19.4)

В уравнении (19.4) величина q1 представляет собой коэффициент полезного действия установки "брутто". Он не учитывает затраты энергии на обслуживание котельной установки: привод дымососов, вентиляторов, питательных насосов и прочие расходы. Коэффициент полезного действия "нетто" меньше КПД "брутто", так как он учитывает затраты энергии на собственные нужды установки.

Левая приходная часть уравнения теплового баланса (19.3) является суммой следующих величин:

Qp/p = Qp/н + Qв.вн + Qпар+ Qфиз.т (19.5)

где QB.BH - теплота, вносимая в котлоагрегат с воздухом на 1 кг топлива. Эта теплота учитывается тогда, когда воздух нагревается вне котельного агрегата (например, в паровых или электрических калориферах, устанавливаемых до воздухоподогревателя); если воздух нагревается только в воздухоподогревателе, то эта теплота не учитывается, так как она возвращается в топку агрегата; Qпap - теплота, вносимая в топку с дутьевым (форсуночным) паром на 1 кг топлива; Qфиз.т - физическая теплота 1 кг или 1 м3 топлива.

Теплоту, вносимую с воздухом, рассчитывают по равенству

QВ.BH = β V0Срг.вз - Тх.вз)

где β - отношение количества воздуха на входе в воздухоподогреватель к теоретически необходимому; ср - средняя объемная изобарная теплоемкость воздуха; при температуре воздуха до 600 К можно считать ср = 1,33 кДж/(м3К); Тг.вз - температура нагретого воздуха, К; Тх.вз - температура холодного воздуха, принимаемая обычно равной 300 К.

Теплоту, вносимую с паром для распыления мазута (форсуночный пар), находят по формуле:

Qпар = Wф(iф - r)

где Wф - расход форсуночного пара, равный 0,3 - 0,4 кг/кг; iф - энтальпия форсуночного пара, кДж/кг; r - теплота парообразования, кДж/кг.

Физическая теплота 1 кг топлива:

Qфиз.т - стт - 273),

где ст - теплоемкость топлива, кДж/(кгК); Тт - температура топлива, К.

Значение величины Qфиз. т обычно незначительно и в расчетах учитывается редко. Исключением являются мазут и низкокалорийный горючий газ, для которых значение Qфиз.т существенно и должно обязательно учитываться.

Если предварительный подогрев воздуха и топлива отсутствует и пар для распыления топлива не используется, то Qp/р = Qр/н. Слагаемые потерь тепла в уравнении теплового баланса котельного агрегата подсчитывают на основании равенств, приводимых ниже.

1. Потерю теплоты с уходящими газами Q2(q2) определяют как разность между энтальпией газов на выходе из котельного агрегата и воздуха, поступающего в котельный агрегат (двоздухоподогревателя), т.е.

где Vr - объем продуктов сгорания 1 кг топлива, определяемый по формуле (18.46), м3/кг; cр.r, ср.в - средние объемные изобарные теплоемкости продуктов сгорания топлива и воздуха, определяемые как теплоемкости газовой смеси (§ 1.3) с помощью таблиц (см. прил. 1); Тух, Тх.вз - температуры уходящих газов и холодного воздуха; а - коэффициент, учитывающий потери от механического недожога топлива.

Котельные агрегаты и промышленные печи работают, как правило, под некоторым разрежением, которое создается дымососами и дымовой трубой. Вследствие этого через не плотности в ограждениях, а также через смотровые лючки и т.д. подсасывается из атмосферы некоторое количество воздуха, объем которого необходимо учитывать при расчете Iух.

Энтальпию всего поступающего в агрегат воздуха (с учетом присосов) определяют по коэффициенту избытка воздуха на выходе из установки αух = αт + ∆α.

Общий подсос воздуха в котельных установках не должен превышать ∆α = 0,2 ÷ 0,3.

Из всех потерь теплоты величина Q2 - самая значительная. Величина Q2 возрастает с увеличением коэффициента избытка воздуха, температуры уходящих газов, влажности твердого топлива и забалластированности негорючими газами газообразного топлива. Снижение присосов воздуха и улучшение качества горения приводят к некоторому уменьшению потери теплоты Q2. Основным определяющим фактором, влияющим на потерю теплоты уходящими газами, является их температура. Для снижения Тух увеличивают площадь теплоиспользующих поверхностей нагрева - воздухоподогревателей и экономайзеров.

Величина Тух влияет не только на КПД агрегата, но и на капитальные затраты, необходимые для установки воздухоподогревателей или экономайзеров. С уменьшением Тух возрастает КПД и снижаются расход топлива и затраты на него. Однако при этом возрастают площади теплоиспользующих поверхностей (при малом температурном напоре площадь поверхности теплообмена необходимо увеличивать; см. § 16.1), в результате чего повышаются стоимость установки и эксплуатационные расходы. Поэтому для вновь проектируемых котельных агрегатов или других теплопотребляющих установок значение Тух определяют из технико - экономического расчета, в котором учитывается влияние Tух не только на КПД, но и на величину капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

Другой важный фактор, влияющий на выбор Тух, - содержание серы в топливе. При низкой температуре (меньше, чем температура точки росы дымовых газов) возможна конденсация водяных паров на трубах поверхностей нагрева. При взаимодействии с сернистым и серным ангидридами, которые присутствуют в продуктах сгорания, образуются сернистая и серная кислоты. В результате этого поверхности нагрева подвергаются интенсивной коррозии.

Современные котельные агрегаты и печи для обжига строительных материалов имеют Тух = 390 - 470 К. При сжигании газа и твердых топлив с небольшой влажностью Тух - 390 - 400 К, влажных углей

Тух = 410 - 420 К, мазута Тух = 440 - 460 К.

Влажность топлива и негорючие газообразные примеси являются газообразующим балластом, который увеличивает количество получающихся при горении топлива продуктов сгорания. При этом повышаются потери Q2.

При использовании формулы (19.6) следует иметь в виду, что объемы продуктов сгорания рассчитывают без учета механического недожога топлива. Фактическое количество продуктов сгорания с учетом механической неполноты горения будет меньше. Это обстоятельство учитывают, вводя в формулу (19.6) поправочный коэффициент a = 1 - р4/100.

2. Потеря теплоты от химического недожога Q3(q3). Газы на выходе из топки могут содержать продукты неполного горения топлива СО, Н2, СН4, теплота сгорания которых не использована в топочном объеме и далее по тракту котлоагрегата. Суммарная теплота сгорания этих газов и обусловливает химический недожог. Причинами появления химического недожога могут быть:

  • недостаток окислителя (α <; 1);
  • плохое перемешивание топлива с окислителем (α ≥ 1);
  • большой избыток воздуха;
  • малое или чрезмерно высокое удельное энерговыделение в топочной камере qv, кВт/м3.

Недостаток воздуха приводит в тому, что часть горючих элементов газообразных продуктов неполного горения топлива может вообще не сгорать из-за отсутствия окислителя.

Плохое перемешивание топлива с воздухом является причиной или местного недостатка кислорода в зоне горения, или, наоборот, большого его избытка. Большой избыток воздуха вызывает снижение температуры горения, что уменьшает скорости реакций горения и делает процесс сжигания неустойчивым.

Малое удельное тепловыделение в топке (qv = BQp/Vт, где В - расход топлива; VT - объем топки) является причиной сильного рас сеяния теплоты в топочном объеме и ведет к снижению температуры. Завышенные значения qv также вызывают появление химического недожога. Объясняется это тем, что для завершения реакции горения требуется определенное время, а при значительно завышенном значении qv время нахождения топливовоздушной смеси в топочном объеме (т.е. в зоне наиболее высоких температур) оказывается недостаточным и ведет к появлению в газообразных продуктах сгорания горючих составляющих. В топках современных котельных агрегатов допустимое значение qv достигает 170 - 350 кВт/м3 (см. § 19.2).

Date: 2015-08-15; view: 597; Нарушение авторских прав; Помощь в написании работы --> СЮДА...



mydocx.ru - 2015-2024 year. (0.006 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию