Введение (стр. 5 )

полной автоматизацией процессов производства электроэнергии, сводящей до минимума трудовые затраты в процессе эксплуатации ГЭС;

высокой долговечностью сооружений гидроузлов, простотой и на­дежностью их оборудования;

большой маневренностью, т. е. способностью практически мгно­венно и без потерь производить смены режимов работы, быстро прини­мать и сбрасывать нагрузки, покрывать кратковременные пики нагру­зок, регулировать частоту тока в энергосистеме, а также выполнять в ней функции аварийного, резерва.

Мощность ГЭС можно определить по выражению (кВт):

Рис.4.14. Структурная схема парогазовой установки:

- воздух; - острый пар; - продукты сгорания;- питательная вода, конденсат; - пар отборов;

- пар промперегрева.

(4.40)

где Q - расход воды, м/с (мощность потока воды, протекающего через некоторое сечение - створ); Н - напор, м (разность уровней верхне­го и нижнего бассейнов).

Для увеличения напора строят искусственные гидротехнические сооружения. На равнинных реках напор создается с помощью плотины; в горных местностях строят специальные обводные каналы, называемые деривационными. На равнинных реках ГЭС с плотинной схемой создания напора разделяются на два типа: русловые и приплотинные. На ГЭС с напором до 25-36 м здание станции, как и плотина, воспринимает на­пор и располагается в русле реки. Такие ГЭС называются русловыми. При напорах более 30 м здание - ГЭС помещается за плотиной. Такие ГЭС называются приплотинными, на них весь напор воспринимается плотиной. В зависимости от величины напора и мощности на ГЭС ис­пользуют различные типы гидротурбин. На равнинных реках с напором до 20 м широко применяются горизонтальные капсульные гидроагрегаты мощностью до 45МВт. На ГЭС с напором до 80 м успешно работают поворотно-лопастные и пропеллерные турбины мощностью до 200 МВт. При напорах более 80 м применяются радиально - осевые турбины, мощ­ности этих турбин 240, 300, 500 И 640 МВт.

Наиболее крупными ГЭС в РФ являются: Саяно-Шушенская (р. Ени­сейМВт; Красноярская (р. Енисей) - 6000 МВт; Устъ-Илимская (р. АнгараМВт; Братская (р. АнгараМВт; Волжская (р.ВолгаМВт.

Исходя из принципа комплексного использования водных ресур­сов, освоение гидроэнергетических ресурсов в РФ, осуществляют, как правило, путем строительства каскадов ГЭС. Наиболее крупные каска­ды: на Волге - 9 ГЭС, на Иртыше - 4, на Ангаре - 5, на Енисее – 7, на Каме - 4.

Важный ресурс энергосбережения - строительство малых ГЭС. Их можно строить на малых и средних реках. В 1952 г, у нас в стране работало около 10 тыс. малых ГЭС. В настоящее время осталось не более 400, общей мощностью 1,3 млн. кВт. Во Франции действуют 1100, в Швеции - 1200, в Японии - 1300, в Китае около 100000 малых ГЭС.

4.7. Гидроаккумулирующие электрические станции

График нагрузки некоторого района или города, представляющий собой изменение во времени суммарной мощности всех потребителей, имеет провалы и максимумы. Это означает, что в одни часы суток требуется большая суммарная мощность генераторов, а в другие часы часть генераторов или электростанций должна быть отключена или работать с уменьшенной нагрузкой. Количество электростанций и их мощность определяются относительно непродолжительным максиму­мом нагрузки потребителей. Это приводит к недоиспользованию обору­дования и к удорожанию энергосистем. Так, снижение годового числа часов использования установленной мощности крупных ТЭС с 6000 до 4000 приводит к возрастанию себестоимости вырабатываемой электроэ­нергии на 30-35%. Анализ тенденций в потреблении электрической энергии показывает, что в дальнейшем неравномерность потребления будет увеличиваться по мере роста благосостояния населения и связанного с ним увеличения коммунально-бытовой нагрузки; по мере по­вышения электровооруженности труда и ряда других факторов.

Энергетики по возможности принимают меры по выравниванию гра­фика суммарной нагрузки потребителей. Так, вводится дифференцируе­мая стоимость электроэнергии в зависимости от времени ее потреб­ления. Это повышает заинтересованность потребителей в таких пе­рестройках своей работы, которые бы способствовали уменьшению электрической нагрузки в моменты максимумов потребления в энерго­системе. В целом возможности выравнивания потребления, электроэнер­гии невелики. Поэтому электроэнергетические системы должны быть достаточно маневренными; способными быстро изменять мощность электростанций. Тепловые электрические станции не рассчитаны на регулирование мощности и работают в базисной части графика нагруз­ки. Время запуска тепловой станции - несколько часов. Поэтому в, настоящее время (и в ближайшем будущем) дефицит маневренной мощ­ности (пики нагрузки) покрывается ГЭС, у которых набор полной мощ­ности с нуля может быть произведен за 1-2 мин. Регулирование мощ­ности ГЭС осуществляется следующим образом. В периоды времени, когда в системе имеются провалы нагрузки. ГЭС работают с незначи­тельной мощностью и вода заполняет водохранилище. При этом запаса­ется энергия. С наступлением пиков включаются агрегаты станции и увеличивается на необходимую величину их мощность. Накапливание энергии в водохранилищах на равнинных реках приводит к затоплению обширных территорий, что во многих случаях крайне нежелательно.

Рис.4.15. Гидроаккумулирующая станция:

а - схема станции: 1 - верхний бассейн; 2 - водовод; 3 - здание ГАЭС; 4 - нижний бассейн; б - четырехмашинная компоновка агрегатов станции; в - трехмашинная; г – двухмашинная

Упомянутую выше задачу (снятие пиков) решают гидроаккумулирующие электрические станции (ГАЭС), работающие следующим образом (рис. 4.15.а). В интервалы времени, когда электрическая нагрузка в энергосистеме минимальна, ГАЭС перекачивает воду из нижнего водох­ранилища 4 в верхнее 1 и потребляет при этом электроэнергию из энергосистемы. При пиках нагрузки ГАЭС работает в генераторном ре­жиме и расходует запасенную в верхнем водохранилище воду.

В европейской части РФ возможно сооружение до 200 ГАЭС. В энергосистемах, расположенных в центральных, северо-западных и южных регионах, где имеется наибольший дефицит маневренной мощнос­ти, естественные перепады рельефа позволяют строить станции с не­большим напором (80-110 м).

Мощности ГАЭС, которые сооружены в различных странах 1200, 2000 и 2400 МВт. На первых ГАЭС применялась четырехмашинная компо­новка станции (рис.4.15.б).ГАЭС стали особенно эффективными пос­ле появления обратимых гидротурбин (рис.4.15,в). КПД ГАЭС сос-

тавляет 70-75%. В США насчитывается около 40 ГАЭС с общей установленной мощностью около 700OO МВт.

4.8. Атомные электрические станции

Первая в мире АЭС на тепловых нейтронах была пущена в 1954 г. в СССР в г. Обнинске мощностью 5 МВт. В 1960 г. в США была постро­ена АЭС мощностью 175 МВт. В СССР первая крупная АЭС (мощностью 100 МВт) введена в действие в 1964 г. в Свердловской области (Белоярская АЭС). В 1973 г. в г. Шевченко начала работать первая в мире промышленная АЭС на быстрых нейтронах мощностью 350 МВт. Атомная энергетика бурно развивалась до 1986 г. Авария на Черно­быльской АЭС заморозила программы развития атомной энергетики во многих странах, в том числе и в СССР. Так, а 1986 г. установленная мощность АЭС составила: в США - 120 ГВт; в СССР - 20 ГВт; в Япо­нии - 24,7 ГВт; во Франции – 48,5 ГВт; в Англии - 10,3 ГВт; в Гер­мании - 20 ГВт. Мощность АЭС в 1986 г. составляла 8% суммарной ус­тановленной мощности электростанций в мире, и на них вырабатыва­лось около 9% общего количества электроэнергии. В ряде стран АЭС имеют решающую роль в выработке электроэнергии: во Франции на АЭС вырабатывается около 70% всей электроэнергии, в Бельгии - около 50%, в Швеции - около 40%, в Германии - около 30%. Наиболее круп­ные АЭС в РФ: Ленинградская - 4000 МВт, Курская - 3000 МВт, Ново­воронежская - 2500 МВт. Выработка электроэнергии на АЭС в РФ в 1992 г. составляла около 12%.

Основной элемент АЭС - ядерный реактор - состоит из активной зоны, отражателя, системы охлаждения, системы управления, регули­рования и контроля, корпуса и биологической защиты. В рабочие ка­налы активной зоны помещают ядерное топливо в виде урановых или плутониевых стержней, покрытых герметичной металлической оболоч­кой. В этих стержнях и происходит ядерная реакция, сопровождаемая выделением большого количества тепла. Поэтому стержни с ядерным топливом называют тепловыделяющими элементами (ТВЭЛ). Количество ТВЭЛ в активной зоне может доходить до нескольких тысяч. В актив­ную зону помещают замедлитель нейтронов, через нее также проходит теплоноситель, под которым понимают вещество, служащее для отвода тепла. В качестве теплоносителя используется обычная вода, тяжелая вода, водяной пар, жидкие металлы, некоторые инертные газы (углекислый газ, гелий). Теплоноситель с помощью принудительной цирку­ляции омывает в рабочих каналах поверхности ТВЭЛ, нагревается и уносит с собой тепло для дальнейшего использования. Активная зона окружена отражателем, который возвращает в нее вылетающие нейтро­ны. Управление реактором производится с помощью специальных стерж­ней, поглощающих нейтроны. Стержни вводятся в активную иону и из­меняют поток нейтронов, а следовательно, и интенсивность ядерной реакции. Тепло, выделяющееся в реакторе, может передаваться рабо­чему телу тепловой турбины по одноконтурной (рис.4.16.а), двух­контурной (рис.4.16.б) и трехконтурной (рис.4.16,в) схемам. Каж­дый контур представляет собой замкнутую систему. Многоконтурная схема обеспечивает радиационную безопасность и создает удобства для обслуживания оборудования. Выбор числа контуров определяется в зависимости от типа реактора и свойств теплоносителя, характеризу­ющих его пригодность для использования в качестве рабочего тела в турбине.

Одноконтурная схема наиболее проста и экономична. Образующий­ся в реакторе Р пар поступает в турбину Т. Однако этот пар радиоак­тивен. Поэтому, кроме реакторного отделения, часть оборудования машинного отделения должна иметь биологическую защиту БЗ. По такой схеме работают Ленинградская, Курская, Чернобыльская и другие АЭС с канальными реакторами.

В двухконтурной схеме в основном используют более надежные водо-водяные реакторы (ВВЭР). В данном реакторе активная зона поме­щается внутри толстостенного стального корпуса, заполненного обыч­ной водой, которая выполняет как роль замедлителя, так и теплоно­сителя. Для предотвращения закипания воды она находится под давле­нием, на которое и рассчитана прочность корпуса реактора. Разрабо­таны две модификации таких реакторов: ВВЭР-440 на мощность 440 МВт и ВВЭР-1000 на мощность 1000 МВт. Такие реакторы в РФ успешно ра­ботают на Нововоронежской АЭС. В двухконтурной схеме отвод тепла от реактора Р осуществляется теплоносителем, который передает это тепло рабочему телу в парогенераторе ПГ. Отдельный первый контур позволяет свести к минимуму количество аппаратов и коммуникаций с радиоактивной средой. Второй контур не радиоактивный, что упрощает эксплуатацию АЭС. Однако КПД двухконтурных станций меньше, чем одноконтурных ввиду потерь в ПГ.

Трехконтурные схемы применяются, когда в качестве теплоноси­теля используются активные металлы, например, натрий. Жидкий нат­рий бурно реагирует с водой и водяным паром. В данной схеме теплообмен между контурами осуществляется в промежуточном теплообменни­ке ПТ и в парогенераторе ПГ. Регенеративные теплообменники РТ слу­жат для подогрева питательной воды.

Рис.4.16. Структурная схема АЭС

АЭС с реакторами на тепловых нейтронах, несомненно, еще дос­таточно долго будут доминировать в ядерной энергетике. Вместе с тем, эти реакторы в долгосрочной перспективе могут рассматриваться как источники энергии только с осуществлением в широком промышлен­ном масштабе расширенного воспроизводства ядерного топлива. В свя­зи с этим в настоящее время в РФ активно ведутся работы по разра­ботке АЭС нового поколения, которые должны соответствовать мирово­му уровню и обладать совершенными техническими и экологическими характеристиками. Работы ведутся в трех направлениях: безопасная атомная станция, подземная атомная станция, атомная станция с ес­тественной безопасностью.

В первом направлении прорабатываются три варианта АЭС:

1) АЭС средней мощности повышенной безопасности с реакторной установкой ВВЭР-500 с электрической мощностью 600 МВт;

2) АЭС большой мощности нового поколения с реактором типа ВВЭР-1000 с электрической мощностью 1000 МВт;

3) АЭС средней мощности с новым реактором ВПБЭР-600 с элект­рической мощностью 600 МВт.

Все три варианта направлены на дальнейшее развитие реакторостроения на базе водо-водяных реакторов корпусного типа. Постав­лена цель - достичь снижения расчетной вероятности аварий с пов­реждением активной зоны и вероятности аварийного выброса радиоак­тивных веществ за пределы защитной оболочки электростанции до зна­чения 10-7 событий на 1 реактор в год.

Второе направление развития АЭС исходит из принципа повышения их надежности за счет подземного расположения. Предлагается нес­колько вариантов таких АЭС;

1) в скальном массиве с реакторной установкой ВК-300 с элект­рической мощностью реакторов 300 МВт;

2) подземная АЭС средней мощности с реакторной установкой с жидким металлическим теплоносителем с электрической мощностью ре­акторов 100 МВт;

3) подземная АТЭЦ-150 с электрической мощностью реакторов 180 МВт и тепловой - 536 МВт;

4) подземная АТЭЦ-50 с электрической мощностью реакторов 25 МВт и тепловой - 100 МВт.

Третье направление развития АЭС предусматривает разработку таких технических решений, когда обеспечение безопасности АЭС дос­тигается не созданием защитных инженерных барьеров, а использова­нием фундаментальных физических и химических свойств ядерного топ­лива, теплоносителя и других компонентов.

Продолжаются исследования по совершенствованию АЭС на быстрых нейтронах. Первый опытный реактор на быстрых нейтронах был постро­ен в СССР в 1955 г. В 1972г. в г. Шевченко был пущен первый в мире крупный промышленный реактор на быстрых нейтронах типа БН-350. Этот реактор служит источником теплоты в установке, производящей электроэнергию и пресную воду. В 1980 г. на Белоярской АЭС введен в действие реактор БН-600 мощностью 600 МВт. В качестве теплоносите­лей для реакторов на быстрых нейтронах используют жидкий натрий или газ гелий. В США разрабатывается реактор-размножитель с тепло­носителем в виде расплавленной соли.

4.9. Тепловые котельные

Комплекс устройств и агрегатов, обеспечивающих получение го­рячей воды или водяного пара под давлением, называют котельной ус­тановкой. Она состоит из котла и вспомогательного оборудования. Котлом называют устройство для получения горячей воды или водяного пара с давлением выше атмосферного за счет теплоты сгорания орга­нического топлива. Котлы бывают паровые и водогрейные. По назначе­нию они делятся на отопительные, промышленные и энергетические. Пар или вода, получаемые в отопительных котлах, используются для отопления, в промышленных котлах - для промышленных нужд. Котлы также классифицируются по паро - и теплопроизводительности, по па­раметрам пара и другим признакам.

В качестве топлива в котельных установках используется камен­ный уголь, газ, мазут.

Рассмотрим принципиальную схему котельной установки, работаю­щей на твердом топливе (рис.4.17). Топливо 1 с угольного склада подается в бункер сырого угля 2, из которого оно направляется в систему пылеприготовления, состоящую из питателя 3 угля и углераз-мольной мельницы 4. Пылевидное топливо по пылепроводам 5 транспор­тируется к горелочным устройствам 8 воздухом, поступающим по воз­духоводу 6. К горелкам 8 подводится также вторичный воздух по воз­духоводу 12 с помощью дутьевого вентилятора 23. Для устойчивого и интенсивного горении вторичный воздух нагревается до 250-400 °С в воздухоподогреваЗабор в воздуховод 22 вторичного воздуха производится зимой из окружающей среды 22, а летом из помещения 20.

Рис.4.17. Принципиальная схема угольной котельной

Поступающая в котел вода, называемая питательной, сначала по­догревается в экономайзере 17 и далее поступает топочные экраны 7 и 9, где происходит процесс парообразования. Сухой насыщенный пар поступает в ширмовый 10 и конвективный 14 пароперегреватели, после чего перегретый пар направляется к потребителю.

Продукты сгорания топлива, пройдя экономайзер 17 и воздухоподогреватель 16, очищаются от золы в золоулавливающем устройстве 24 и дымососом 25 выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу 26. Уловленная из дымовых газов зола и выпавший в нижнюю часть топки шлак удаляется, как правило, потоком воды по каналу 27.

Паровой котел состоит из топочной камеры 11, в которой проис­ходит сжигание специально подготовленного топлива и частичное ох­лаждение продуктов сгорания за счет теплоотвода к располагаемым в ней поверхностям нагрева и газоходов, в которых также размещаются поверхности нагрева, воспринимающие теплоту продуктов сгорания топлива. Стены топочной камеры покрыты внутри огнеупорным материа­лом, а снаружи - тепловой изоляцией 13. Непосредственно у стен по всему внутреннему периметру топочной камеры расположены трубы, ко­торые, получают теплоту от топочных газов, являются парогенерирую-щими поверхностями нагрева и называются топочными экранами 7 и 9. Топочные экраны являются радиационными поверхностями нагрева, так как они воспринимают теплоту сгорания топлива преимущественно из­лучением от факела и от продуктов сгорания. Температура в зоне го­рения может достигать °С в зависимости от вида сжигаемого топлива. Средняя температура продуктов сгорания в топочной камере составляет °С.

Топочные газы покидают топочную камеру с температурой °С и поступают в горизонтальный газоход 15, в котором первым по ходу газов располагается пароперегреватель 10, выполненный из трубчатых змеевиков, собранных в плоские пакеты (ширмы). Теплооб­мен в ширмовых поверхностях нагрева осуществляется одновременно излучением и конвекцией, и поэтому они называются полурадиационными. Пройдя ширмовый пароперегреватель, газы охлаждаются до 800-900°С. В горизонтальном газоходе 15 за ширмовым пароперегревателем 10 располагается конвективный пароперегреватель 14, представляющий собой пакеты труб, расположенных в шахматном порядке. Теплообмен в пароперегреваи во всех последующих поверхностях нагрева осуществляется конвекцией. В верхней части конвективной шахты 18 обычно устанавливается промежуточный пароперегреваПосле промежуточного пароперегревателя газы имеют температуру 500-600 0С. Теплота этих газов используется в экономайзере 17, располагаемом далее по ходу газов, и в воздухоподогревателе 19, размещаемом либо в нижней части конвективной шахты 18 непосредственно за экономай­зером, либо в отдельном газоходе. За воздухоподогревателем газы имеют температуру 110-160 °С. Пройдя устройство очистки от золы 24, газы выбрасываются в атмосферу.

В основу работы парового котла положен принцип непрерывного отвода теплоты, выделившейся при сгорании топлива в топке, к теп­лоносителю. Передача теплоты от продуктов сгорании топлива к теп­лоносителю происходит в системе теплообменников трубчатой конс­трукции, называемых поверхностями нагрева. Для непрерывного отвода теплоты необходимо организовать постоянное движение теплоносителя. Как правило, теплоноситель движется внутри трубок, а продукты сго­рания омывают трубки теплообменников снаружи. В зависимости от способа организации движения теплоносителя паровые котлы подразде­ляются на прямоточные, с естественной и принудительной, циркуляцией (рис.4.18).

Процесс получения перегретого пара состоит из трех этапов;

1) подогрева питательной воды до температуры кипения; 2) образования насыщенного пара из воды; 3) перегрева сухого насыщенного пара до необходимой температуры. Подогрев воды до температуры кипения про­исходит в теплообменнике, который называется экономайзером 2 (рис.4.18), кипение воды и образование пара - в испарительной по­верхности нагрева (в парообразующих трубах 6), а перегрев пара - в пароперегреваДвижение теплоносителя в экономайзере и паро­перегревателе в паровых котлах всех конструкций организуют одина­ково: через экономайзер 2 вода перекачивается насосом 1, называе­мым питательным, а движение пара через пароперегреватель 7 осуществляется за счет разности давлений пара в котле и у потребите­ля. Котел с естественной циркуляцией (рис.4.18, а) состоит из сис­темы обогреваемых 6 и необогреваемых 4 труб, объединенных вверху барабаном 3, а внизу коллектором 5, представляющих собой замкнутый контур, который принято называть циркуляционным. Этот контур за­полнен до уровня, расположенного на 15-20 см ниже диаметральной плоскости барабана котла, водой, которую называют котловой. Объем барабана, заполненного водой, называют водяным, а занятый паром - паровым. Поверхность, разделяющую водяной и паровой объемы, назы-

Рис.4.18. Основные схемы получения пара в котлах:

а - с естественной циркуляцией; б - с принудительной циркуляцией;

в - прямоточные; ПВ - питательная вода; ПП - перегретый пар

вают зеркалом испарения. При подводе теплоты к обогреваемым трубам вода в них закипает, и они заполняются пароводяной смесью, имеющей плотность рсм. Необогреваемые трубы всегда заполнены, некипящей водой с плотностью рв. Нижняя точка контура подвержена со стороны необогреваемых труб давлению столба жидкости Hрв, а со стороны обогреваемых труб - давлению пароводяной смеси Hрв (Н - высота контура). Вследствие того, что рв > рсм, в циркуляционном контуре возникает разность давлений DРдв=H(рв+рсм), вызывает движение воды в нем и называется движущим напором, естественной циркуляции.

В паровых котлах с естественной циркуляцией поступившая вода превращается в пар лишь после многократного прохождения через цир­куляционный контур. Движущий напор котлов с естественной циркуля­цией обычно не превышает 0,1 МПа, и этого достаточно, чтобы воз­никло и существовало движение в циркуляционном контуре, парообразующие трубы которого расположены вертикально. При горизонтальном расположении парообразующих труб применяют котлы с принудительной циркуляцией (рис.4.18,б).

Характерной особенностью котлов с естественной и принудитель­ной циркуляцией является наличие барабана (или нескольких бараба­нов), в котором происходит разделение пароводяной смеси на пар и воду. Такие котлы называются барабанными. Однако при давлении, равном критическому и выше его, разделение на пар и воду невозмож­но, поэтому котлы с барабанами могут работать при давлении меньше критического. Обычно давление, при котором работают барабанные котлы, не превышает 14 МПа, а их паропроизводительность 670 т/ч.

Пар сверхкритических параметров получают в так называемых пря­моточных котлах (рис.4.18,в). Особенностью таких котлов является отсутствие замкнутого контура циркуляции в парообразуюшей зоне, а также барабана. Весь пароводяной тракт прямоточного котла предс­тавляет собой разомкнутую гидравлическую систему, состоящую из последовательно соединенных экономайзерной, парообразующей и перегревательной зон. Рабочее тело проходит через все поверхности нагрева однократно. Прямоточные котлы могут производить пар не только сверхкритических, но и докритических параметров. Обычно прямоточные котлы на давление пара до 14 МПа строят паропроизводительностыо от 250 до 640 т/ч, а на давление 25 МПа и выше - паропроизводительностью до 3950 т/ч.

При отсутствии необходимости в паре в котельных применяются водогрейные котлы. Водогрейные котлы изготовляются теплопроизводительностыо от 4,5 (3,9) до 200 МВт (189 Гкал/ч) с подогревом воды на выходе из котла 150 и 200°С. Они бывают с естественной, прину-дительной и комбинированной циркуляцией, а также прямоточные.

На рис.4.19 приведена структурная схема газовой котельной с водогрейными котлами.

Экономичность работы котлов определяется степенью совершенс­тва организации процесса горения топлива и передачи теплоты от продуктов сгорания теплоносителю. Количество теплоты, которое мо­жет выделиться при полном сжигании 1 кг или 1 м3 топлива, называют располагаемой теплотой . В ориентировочных расчетах принимают =. Количество теплоты, которое воспринимается в котле теп­лоносителем, в расчете на 1 кг или 1 м3 сжигаемого топлива называют полезно используемой теплотой .

Для парового котла без учета потерь с продувкой

(4.41)

где G0 , Gne - расход свежего пара и пара промежуточного перег­рева, кг/с: hne , hnв - энтальпия перегретого пара и питательной воды, кДж/кг; , - энтальпия пара на входе и выходе из промежуточного пароперегревателя, кДж/кг; В - расход топлива, кг/с или м3/с.

Для водогрейного котла

(4.42)

где Wв - расход воды, кг/с; , - энтальпия воды, поступив­шей в котел и на выходе из него.

Рис.4.19. Структурная схема газовой котельной с водогрейными котлами:

1 - котеплоутилизатор; 3 - теплообменник горячей воды; 4 - бак-аккумулятор; 5 - теплообменник системы отопления; 6 - рецирку­ляционный насос; 7 - регулятор; 8 - сетевой насос; 9 - системы отопления; 10 - системы горячего водоснабжения; 11 - насос горяче­го водоснабжения; ДГ - дымовые газы

Для установившегося режима работы котла уравнение теплового баланса сжигаемого топлива имеет следующий вид:

(4.43)

или в процентах от

(4.44)

где - энергетические потери в котле, кДж/кг или кДж/м3 , а = / - удельные энергетические потери:

(4.45)

Здесь q2 - потери тепла с уходящими газами; q3 - потери тепла с химическим, недожогом топлива; q4 - потери тепла с механическим недожогом топлива: q5 - потери в окружающую среду: q6 - потери с теплотой шлаков.

КПД брутто котла:

(4.46)

Эффективность работы парового котла с учетом расхода энергии на собственные нужды (на привод дутьевых вентиляторов, дымососов, оборудования пылесистем, механизмов дистанционного и автоматичес­кого управления и др.) оценивается КПД котла нетто:

(4.47)

где Dhксн - доля затрат энергии на собственные нужды котла (Dhксн =2-5%)

Расход топлива на котел:

(4.48)

Надежная работа поверхностей нагрева котла в значительной степени зависит от качества воды, из которой вырабатывается пар. Питательная вода, подаваемая в котлы, включает конденсат отрабо­тавшего пара, добавочную воду (природную воду, восполняющую потери пара) и воду в пароводяном тракте установки.

Исходная природная вода, из которой приготавливается добавочная вода для котлов, содержит примеси в трех состояниях: раство­ренном, коллоидном и в виде механически взвешенных частиц. При па­рообразовании некоторые соли и перешедшие в воду продукты коррозии конструкционных материалов оседают на внутренних поверхностях наг­рева котла в виде плотной, трудно отделимой накипи. Накипь умень­шает коэффициент теплопередачи и суживает проходные сечения в тру­бах, что приводит к снижений экономичности и производительности установок, а в отдельных случаях к аварийному разрушению металла в