ГОСТ Р 55682.15-2013 \ЕН 12952-15:2003 Котлы водотрубные и котельно-вспомогательное оборудование. Часть 15. Приемочные испытания.

 

ГОСТ Р 55682.15-2013 (EH 12952-15:2003)

 

      

     

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

 

 КОТЛЫ ВОДОТРУБНЫЕ И КОТЕЛЬНО-ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

 

 Часть 15

 

 Приемочные испытания

 

 Water-tube boilers and auxiliary installations. Part 15. Acceptance tests

ОКС 27.010*

_____________________

* По данным официального сайта Росстандарта ОКС 27.040,

здесь и далее. - Примечание изготовителя базы данных.

Дата введения 2015-01-01

 

      

     

Предисловие

1 ПОДГОТОВЛЕН ОАО "ЭМАльянс" на основе собственного аутентичного перевода на русский язык европейского регионального стандарта, указанного в пункте 4

 

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 244 "Оборудование энергетическое стационарное"

 

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 ноября 2013 г. N 1956-ст

 

4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к европейскому региональному стандарту ЕН 12952-15:2003* "Котлы водотрубные и вспомогательные установки. Часть 15. Приемочные испытания" (EN 12952-15:2003 "Water-tube boilers and auxiliary installations. Part 15: Acceptance tests") путем включения в него дополнительных требований

________________

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. - Примечание изготовителя базы данных.

 

           

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012** (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

 

 

 Введение

В настоящий стандарт включены дополнительные по отношению к региональному стандарту ЕН 12952-15 требования, отражающие потребности национальной экономики Российской Федерации и особенности изложения национальных стандартов (в соответствии с ГОСТ Р 1.5), которые выделены в тексте курсивом*.

________________

* В бумажном оригинале обозначения и номера стандартов и нормативных документов в разделах "Предисловие" и "Введение" приводятся обычным шрифтом, отмеченные в этих разделах знаком "**" и  остальные по тексту документа выделены курсивом. - Примечание изготовителя базы данных.

 

           

Указанные дополнительные требования, включенные в настоящий стандарт, которые представляют отдельные абзацы, выделены полужирным курсивом.

 

- Серия стандартов ГОСТ Р 55682 состоит из следующих частей, объединенных под общим названием "Котлы водотрубные и оборудование котельно-вспомогательное":

 

- Часть 1: Общие положения;

 

- Часть 2: Материалы для частей котла, работающих под давлением, а также для котельно-вспомогательного оборудования;

- Часть 3: Конструкция и расчеты для частей котла, работающих под давлением;

 

- Часть 4: Расчет в процессе эксплуатации предполагаемого срока службы котла;

 

- Часть 5: Конструктивное исполнение и технология производства частей котла, работающих под давлением;

 

- Часть 6: Контроль и испытания в процессе изготовления, документация и маркировка частей котла, работающих под давлением;

 

- Часть 7: Требования к оборудованию для котлов;

 

- Часть 8: Требования к топочным устройствам котлов, работающих на жидких и газообразных топливах;

 

- Часть 9: Требования к топочным устройствам котлов, работающих на пылеугольном топливе;

 

- Часть 10: Требования к защитным устройствам от превышения допустимого давления;

 

- Часть 11: Требования к устройствам ограничения, а также к контурам защиты котлов и котельно-вспомогательного оборудования;

 

- Часть 12: Требования по качеству питательной и котловой воды;

 

- Часть 13: Требования к установкам газоочистки;

 

- Часть 14: Требования к установкам снижения окислов азота дымовых газов;

 

- Часть 15: Приемочные испытания;

 

- Часть 16: Требования к топочным устройствам котлов со слоевым сжиганием и сжиганием в кипящем (псевдоожиженном) слое твердого топлива;

 

CEN/CR 12952-17: Руководящее указание по привлечению независимой от Изготовителя инспектирующей организации.

 

Все части серии стандартов являются взаимосвязанными. Таким образом, при конструировании и изготовлении котлов потребуется применение нескольких частей одновременно с целью удовлетворения всех требований настоящего стандарта.

 

Примечание - Части 4 и 15 не требуются на этапе проектирования, изготовления и монтажа котла.

 

Приложение А данного национального стандарта является справочным.

 

 

      1 Область применения и цель

1.1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на паровые котлы и бойлеры с собственной топкой, включая относящиеся к ним вспомогательные устройства. С точки зрения настоящего стандарта паровые котлы и бойлеры представляют собой сосуды и трубопроводы, в которых:

 

- генерируется водяной пар с давлением выше атмосферного для использования за пределами установки,

 

- вода нагревается до температуры выше температуры кипения при атмосферном давлении для использования за пределами установки.

 

Парогенератор обычно состоит из испарителя, обогреваемого дымовыми газами, пароперегревателя, промежуточного пароперегревателя, подогревателя питательной воды, воздухоподогревателя и, в определенных случаях, подогревателя топлива и топочного устройства.

 

Под термином "собственная топка" понимается устройство, с помощью которого скрытая теплота топлива известного качества превращается в физическое тепло. При этом речь может идти о топке с колосниковой решеткой, топке с псевдоожиженным слоем или топке с горелкой.

 

К вспомогательным устройствам относятся дозатор топлива, дробильная установка, вентилятор приточного воздуха, дымосос, устройства для удаления остатков от сжигания, пароподогреватель, воздухоподогреватель, а также, в определенных случаях, подогреватель топлива и пылеуловитель.

 

Настоящий стандарт не распространяется на:

 

- установки для сжигания специфического топлива (например, мусора);

 

- парогенераторы, нагруженные давлением (например, котлы с топкой с псевдоожиженным слоем, нагруженные давлением);

 

- парогенераторы в комбинированных установках.

 

Стандарт можно по смыслу применять к приемочным испытаниям:

 

- установок без собственной топки (например, котлов-утилизаторов);

 

- установок с другими теплоносителями (например, газами, маслами, натрием).

 

Если настоящий стандарт должен служить основой для приемочных испытаний систем теплопередачи, то уже при заключении договора необходимы договоренности относительно особенностей, которые могут повлиять на измерения и обработку результатов испытаний.

 

1.2 Цель

Настоящий стандарт образует основу для теплотехнических функциональных испытаний (приемочных испытаний) парогенераторов и бойлеров с собственной топкой. Эти приемочные испытания должны подтвердить соблюдение гарантируемых параметров кпд и мощности или иных показателей.

 

Настоящий стандарт содержит (кроме прочего):

 

- рекомендации по проведению приемочных испытаний (см. раздел 6);

 

- определение границы системы парогенерирующей установки и определение коэффициента полезного действия (см. раздел 8);

 

- данные о погрешностях измерения (см. раздел 10).

 

1.3 Общие указания

 

Стандарт содержит указания относительно соглашений, касающихся типа и объема приемочных испытаний. Эти соглашения должны быть заключены до испытаний или уже при заказе парогенератора или бойлера. Соглашения могут касаться следующих пунктов:

 

- объем поставки, граница системы, исходная температура;

 

- метод определения кпд, прямое (подводимые и отводимые тепловые потоки) или косвенное (потери тепла) определение кпд;

 

- дополнительные измерения;

 

- условия испытаний, такие как степень загрязнения, время выдержки в стационарном режиме и продолжительность испытания;

 

- отклонения условий испытаний;

 

- удаление шлама и удаление сажи;

 

- использование измерительных приборов, отличных от указанных в разделе 6;

 

- таблица свойств водяного пара и таблицы других термодинамических свойств, которые следует использовать;

 

- специальные методы пересчета;

 

- местонахождение и положение точек измерения.

 

 

      2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использована нормативная ссылка на следующий стандарт:

 

ГОСТ Р ЕН 12952-1-2012 Котлы водотрубные и оборудование котельно-вспомогательное. Часть 1. Общие положения (ЕН 12952-1:2001 "Котлы водотрубные и вспомогательные установки. Часть 1. Общие положения", IDT)

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

 

 

      3 Термины

При применении настоящего стандарта использованы термины по ГОСТ Р ЕН 12952-1 и следующие термины с соответствующими определениями:

 

3.1 прямой метод (определения кпд через подводимые и отводимые тепловые потоки) (direct method): Метод определения кпд через отношение энергии, поглощенной рабочими средами (вода и пар), к подведенной энергии (скрытая теплота + дополнительная теплота, подводимая к парогенератору).

3.2 косвенный метод (определения кпд через потери тепла) (indirect method): Метод определения кпд с учетом всех существенных потерь тепла, дополнительной теплоты и теплоты в топливе, при котором кпд равен 100 минус отношение суммы всех потерь тепла и суммы теплоты в топливе и дополнительной теплоты.

3.3 состояние при стандартных условиях (status standard conditions): Состояние при
1,01325 бар и
0°C.
 

3.4 остатки от сжигания (dross): Остатки, образующиеся в форме летучей пыли или в жидкой и/или в сплавленной твердой форме (шлак), включая содержащееся в них топливо.

 

 

      4 Обозначения

Обозначения, приведенные в таблицах 4.1-1-4.1-2, насколько это возможно, совпадают с символами, которые даны в таблице 4-1 ГОСТ Р ЕН 12952-1.

 

Таблица 4.1-1 - Латинские буквы

 

 

 

Символ

Наименование

Единица

 

Зольность топлива относительно сухого и беззольного топлива

-

 

Влияющий фактор

-

 
Удельная теплоемкость
 

кДж/(кгК)

 
Интегральная удельная теплоемкость
 

кДж/(кгК)

 

Коэффициент (неустановившаяся теплопроизводительность)

-

 

(Допустимый) предел погрешности

-

 

Теплотворная способность

кДж/кг

 

Удельная энтальпия

кДж/кг

 

Количество проб

-

 

Энтальпия дымового газа или воздуха сгорания, отнесенная к массовому потоку топлива

кДж/кг

 

Скрытая теплота

кДж/кг

 

Отдельная потеря

-

 

Длина натекания

М

 

Отношение недожога к подводимому массовому потоку топлива

-

 

Молярная масса

-

 

Массовый поток (расход)

Кг/с

 

Коэффициент избытка воздуха в конце котла

М

 

Коэффициент избытка извести

-

 

Мощность

кВт

 

Давление

Н/мм
 
 

Тепловой поток

кВт

 

Термодинамическая температура

К

 

Температура (по Цельсию)

°С

 

Массовая доля недожога

кг/кг

 

Погрешность измерения

-

 

Объем воздуха сгорания и дымового газа (на единицу массы топлива)

М
/кг
 
 

Объемный поток (расход)

М
 
 

Удельный объем

М
/кг
 
 

Скорость

м/с

 

Влажность топлива относительно сухого и беззольного топлива

-

 

Массовые доли дымового газа/воздуха сгорания

Кг/кг

 

Массовые доли воздуха сгорания

кг/кг

 

Объемная доля

М
 
 

Объемные доли воздуха сгорания

М
 

Примечания

 

1 1 Н/мм
= 1 МН/м
= 1 МПа.
 

2 Указанные единицы являются общеупотребительными. В случае безразмерных уравнений может потребоваться пересчет.

 

Коротко - "удельная теплота".
 

     

Таблица 4.1-2 - Греческие буквы

 

 

 

Символ

Наименование

Единица

 

Коэффициент теплоотдачи

Вт/(м
/К)
 
 

Частный дифференциал

-

 

Разность

-

 

Относительная погрешность измерения

-

 

Коэффициент эмиссии

-

 

Термический кпд

-

 

Степень обеззоливания

-

 

Степень обессеривания

-

 

Массовая доля топлива

кг/кг

 

Летучая часть золы

кг/кг

 

Плотность

кг/м
 
 

Стандартное отклонение

-

 

Масса воздуха сгорания и дымового газа относительно массы топлива

кг/кг

 

Продолжительность испытания

ч или с

 

Таблица 4.1-3 - Индексы

 

 

Символ

Наименование

А

Воздух

Ash

Зола

AS

Распыливающий пар или воздух

В

Котел

BD

Продувочная вода

с

С поправкой

Cn

Линия

C

Углерод

Са

Кальций (известь)

СО

Оксид углерода

 

Диоксид углерода

d

Сухое вещество (основа)

daf

Беззольный и безводный

DC

Пылеуловитель

е

Конечное значение

ЕС

Охлаждение извне

FA

Летучая пыль (летучая зола)

F

Топливо, сгоревшее топливо

Fo

Подводимое топливо

FW

Питательная вода

G

Дымовой газ (газообразный продукт сгорания)

(G)

Величина брутто

g

Гарантированный параметр

H

Водород

 

Вода

K

Известь (как добавка)

L

Потеря

LA

Подсасываемый воздух

M

Мельница/дробильная установка

M

Средний

Meas

Измеренный

Min

Минимум

N

Полезный

N

Азот

(N)

Величина нетто

N

Состояние при стандартных условиях

О

Стехиометрический

О;
 

Кислород

P

Постоянное давление

R

Базовая величина

R

Излучение

RC

Излучение и линия

RH

Вторичный пар

S

Сера

SS

Впрыскиваемая вода

SA

Паровой калорифер

SL

Шлак

Sam

Отбор проб

Sen

Датчик

ST

Свежий пар

Tot

Всего

Tr

Фактическое (значение)

U

Недожог

U

Циркуляционный насос или циркуляционный вентилятор

VM

Летучие компоненты

W

Стенка

Z

Подводимое тепло

0

При 0°С

1

Перед, на входе

2

После, на выходе

I, II

Количество промежуточных пароперегревателей

 

Максимальный

 

При применении настоящего стандарта действительны числовые значения согласно таблице 4.2-1.

 

Таблица 4.2.-1 - Числовые значения

 

 

 

 

Наименование

Символ

Значение

Единица

Удельная теплота парообразования при 25°С

 

2442,5

кДж/кг

Удельная теплоемкость пара между 25°С и 150°С

 

1,884

кДж/(кг К)

Удельная теплоемкость воды между 25°С и 150°С

 

4,21

кДж/(кг К)

Удельная теплоемкость воздуха между 25°С и 150°С

 

1,011

кДж/(кг К)

Удельная теплоемкость золы и летучей пыли между 25°С и 200°С

,
 

0,84

кДж/(кг К)

Удельная теплоемкость шлака

 

 

 

для топок с сухим шлакоудалением

 

1,0

кДж/(кг К)

для топок с жидким шлакоудалением

 

1,26

кДж/(кг К)

Удельная теплоемкость добавок между 25°С и 200°С

 

 

 

 

 

0,97

кДж/(кг К)

 

 

1,32

кДж/(кг К)

 

CaO

0,84

кДж/(кг К)

Удельная теплоемкость беззольного и безводного угля между 25°С и 150°С

 

1,03

(1 +
) кДж/(кг К)
 

Теплотворная способность СО

 

12,633

МДж/м
 

Теплотворная способность недожога

 

 

 

для каменного угля

 

33,0

МДж/кг

для бурого угля

 

27,2

МДж/кг

Теплотворная способность всего органического углерода (10°С)

 

33,0

МДж/кг

 

 

      

     

 

      5 Гарантия характеристик

5.1 Условия гарантии характеристик

Для гарантии характеристик необходимо принимать во внимание следующие факторы:

 

- качество топлива (состав, теплотворная способность (NCV), измельчаемость, характеристика плавления золы) и, в определенных случаях, группа топлива;

 

- характеристики питательной воды и впрыскиваемой воды (давление, температура);

 

- давление, температура и массовый расход потоков холодного пара промежуточных пароперегревателей;

 

- температура воздуха, относительная влажность воздуха, давление воздуха, пониженное давление на выходе котла.

 

Характеристики и термодинамические свойства действительны только на границе системы (см. 8.1).

 

5.2 Гарантированные характеристики

Приемочные испытания парогенераторов служат для подтверждения соблюдения гарантий.

 

Должны быть гарантированы следующие характеристики:

 

- максимальная эксплуатационная мощность (MCR);

 

- давление и температура генерированного свежего и вторичного пара;

 

- кпд или потери, или температура дымовых газов.

Кроме того, предметом гарантии могут быть:

 

- кпд или потери при заданном топливе и заданных частичных нагрузках;

 

- состояние пара при заданном топливе и заданных частичных нагрузках;

 

- потеря давления в части высокого давления (HP) парогенератора и в промежуточном пароперегревателе;

 

- потеря давления в потоке воздуха сгорания и дымового газа в установленных соглашением местах;

 

- коэффициент избытка воздуха (отношение фактической и стехиометрической массы воздуха сгорания) в установленных соглашением местах;

 

- максимальный расход впрыскиваемой воды в промежуточном пароперегревателе;

 

- недожог в летучей пыли;

 

- эмиссия дымовых газов.

 

Если соглашением не определено иное, то гарантии касаются стационарного режима.

 

5.3 Дополнительные измерения

Для оценки парогенераторной установки также могут быть использованы следующие показатели:

 

- давление и температура воды и пара в разных местах;

 

- давление, температура и скорость (расход) воздуха сгорания в разных местах по ходу трубопровода;

 

- давление, температура, скорость (расход) и состав дымового газа в разных местах по ходу трубопровода.

 

5.4 Участие разных изготовителей в поставке узлов парогенераторов

 

Если отдельные узлы парогенератора поставляются разными изготовителями, то могут потребоваться дополнительные измерения для подтверждения того, что гарантии выполнены.

 

 

      6 Принципиальные условия испытаний

6.1 Методы определения коэффициента полезного действия

Термический кпд парогенератора определяется с использованием прямого или косвенного метода (см. раздел 3).

 

При использовании прямого метода рекомендуется также определять существенные тепловые потери.

 

Решающее значение для выбора этого метода имеют возможности измерения. Большие массовые потоки топлива нельзя точно измерить, например, в случае твердого топлива, или же это возможно с очень большим трудом. В этом случае в расчет принимается косвенный метод, который также применяется при значительных колебаниях характеристики топлива. Если точное измерение потока топлива возможно, то, в частности для маленьких парогенераторов из-за погрешности при измерении потери на излучение и потери в линии иногда, в зависимости от случая, лучше выбирать прямой метод. Оба метода различаются также погрешностью измерения. Всегда следует использовать метод, дающий наименьшую погрешность измерения. Применяемый метод следует оговорить с покупателем и зафиксировать в договоре.

 

6.2 Общие условия

Перед проведением приемочных испытаний следует определить характеристики, установленные в 5.1. Если условия эксплуатации этого не позволяют, то по предварительной договоренности испытания можно проводить и при других условиях. Однако отклонения должны быть как можно меньше. В таком случае кпд нужно пересчитывать на гарантийные условия. Детали приводятся в разделе 9.

 

6.3 Предварительные испытания

Перед обычными приемочными испытаниями поставщику нужно дать возможность провести предварительные испытания, чтобы проверить точность средств и способов измерения и проинструктировать персонал, проводящий испытания.

 

Если все участники согласны, то в случае безупречного результата такое предприемочное испытание может быть признано основным приемочным испытанием.

 

6.4 Состояние парогенератора

Нужно исходить из того, что парогенератор рассчитан таким образом, что даже при определенном загрязнении достигаются гарантированные показатели. Момент приемочных испытаний должен быть согласован пользователем и поставщиком. Однако после устранения недостатков приемочные испытания должны проводиться после пробной эксплуатации.

 

Если парогенератор по условиям поставки оснащен очистными устройствами (например, сажеобдувочными устройствами или устройством дробеструйной очистки), то перед приемочными испытаниями эти очистные устройства нужно привести в действие.

 

6.5 Стационарный режим

6.5.1 Достижение стационарного режима

Поскольку гарантированные показатели относятся только к стационарному режиму, необходимо обеспечить достижение парогенератором стационарного режима (состояние покоя).

 

Время достижения стационарного режима очень сильно зависит от конструкции котла. Как правило, перед испытаниями парогенератор должен несколько дней непрерывно находиться в эксплуатации.

 

Перед началом испытаний должна быть достигнута устойчивость. Все участвующие стороны должны быть согласны с тем, что стационарное состояние достигнуто.

 

Однако для определенных топочных устройств (например, камерные топки с жидким шлакоудалением, топки с псевдоожиженным слоем) время достижения стационарного режима может быть очень продолжительным.

 

6.5.2 Проверка стационарного режима

Во время испытаний следует путем текущего контроля особенно характерных и важных измеряемых величин подтверждать, что стационарный режим по-прежнему сохраняется. При прямом определении кпд рекомендуется проводить промежуточные обработки результатов.

 

6.5.3 Регулирование топочного устройства

Испытуемое топливо должно быть в наличии заблаговременно до испытания, так чтобы у поставщика было достаточно времени на то, чтобы отрегулировать топочное устройство и гарантировать, что стационарное состояние достигнуто и применительно к топливу.

 

6.6 Проведение испытаний

6.6.1 Продолжительность испытаний

 

При прямом методе продолжительность испытаний определяется типом котла и топки, а также достижимыми погрешностями измерения.

 

При косвенном методе продолжительность испытаний чаще всего определяется измерениями методом сетки потерь с дымовыми газами или, в случае топок с псевдоожиженным слоем, длительностью определения потери в результате энтальпии и недожога золы.

 

В качестве указаний в таблице 6.6-1 приведены следующие рекомендации по продолжительности испытаний.

 

Таблица 6.6-1 - Рекомендованная продолжительность испытаний

 

 

Прямые испытания

Продолжительность

Устройства для твердого топлива с равномерной мощностью сжигания

4 ч

Устройства для твердого топлива с возможными цикличными колебаниями массы топлива (например, топки с нижней подачей топлива, топки с наклонной колосниковой решеткой, ручные системы золоудаления)
 

Не менее 8 ч и, по меньшей мере, один полный цикл горения-золоудаления с началом и окончанием в одной и той же точке цикла

 

6 ч

Твердотопливные устройства для багассы и других видов твердого топлива с разной теплотворной способностью

2 ч

Жидкое и газообразное топливо (включая котлы-утилизаторы)

1 ч

Электрокотлы

 

Косвенные испытания

 

Твердое топливо

4 ч

Жидкое и газообразное топливо (включая котлы-утилизаторы)

2 ч

Если устройство должно опускаться для удаления золы, то продолжительностью испытания является период времени между процессами золоудаления.
 

 

6.6.2 Состояние в начале и конце испытания

Следующие значения должны находиться в достаточном соответствии в начале и в конце испытания:

 

- уровень воды и давление пара;

 

- поток пара и питательной воды, а также по возможности условия сжигания;

 

- потеря давления по ходу псевдоожиженного слоя как мера содержания инертного материала;

 

- избыток воздуха.

 

В случае топок с колосниковой решеткой и особенно при использовании прямого метода определения кпд запас топлива на решетке в начале и в конце испытаний должен быть одинаковым. Кроме того, при использовании механических решеток средняя скорость решетки и высота слоя топлива, по меньшей мере, в период прохождения одного запаса топлива на решетке должны быть одинаковы в начале и в конце испытания. Продолжительность измерений должна быть больше непосредственной продолжительности испытаний. Рекомендуется регистрировать вышеназванные измеряемые значения перед началом и по окончании испытания, чтобы достоверно фиксировать стационарный режим.

 

6.6.3 Интервалы считывания показаний

 

Считывать показания следует так часто, чтобы погрешность интегрирования была как можно меньше.

 

Этого можно добиться с помощью систем автоматической регистрации измеряемых величин. Если результаты измерения фиксируются вручную, то необходимо соблюдать следующие интервалы считывания показаний:

 

 

 

измерения расхода

3 мин;

анализы дымовых газов

5 мин;

измерения давления и температуры

10 мин;

отбор проб

15 мин.

 

6.6.4 Допустимые колебания

 

6.6.4.1 Паровой котел

 

Обусловленные эксплуатацией колебания массового потока пара (расхода) не должны превышать 3%-10% средних значений испытания (однако они не должны быть больше максимальной эксплуатационной мощности), более точные подробности см. на рис.6.6-1. Максимально допустимые колебания давления представлены на рисунке 6.6-2. Температура дымового газа должна находиться в стационарном режиме. Колебания разницы между:

 

- температурой дымового газа на выходе парогенератора;

 

- температурой холодной среды (вода или воздух) на входе последнего обменника;

 

- не должны превышать ±3%.

 

Если предельные значения, представленные на рисунках 6.6-1 и 6.6-2 превышены, то устройство может быть не принято.

 

 

    

Максимальные колебания массового потока.
 

     

Массовый поток пара,
.
 

     

Рисунок 6.6-1 - Максимально допустимые колебания массового потока пара

     

    

 

     

Максимальные колебания давления.
 

     

Давление,
.
 

     

Рисунок 6.6-2 - Максимально допустимые колебания давления пара

           

6.6.4.2 Бойлер

 

При приемочных испытаниях бойлера может иметь место ситуация, когда полезная мощность котла больше или меньше энергии, отводимой в систему отопления. С этим связано постепенное повышение или снижение средней температуры горячей воды и, следовательно, изменение средней температуры воды в бойлере. Поэтому в полезном тепле нужно учитывать и нестационарную составляющую, которую можно рассчитать из водяного объема и массы котла. Однако поскольку этот расчет связан с погрешностями, максимальное изменение температуры в час
не должно превышать следующего значения:
 
, в К/ч,                                (6.6.1)
 
где
- объем потока воды, измеренный во время приемочных испытаний, м
/ч;
 
- водяной объем бойлера, м
;
 
- средняя температура на входе котла во время испытания (
), °С;
 

- средняя температура на выходе котла во время испытания (
), °С;
 
- продолжительность испытаний, ч;
 
- изменение средней температуры горячей воды в период испытания
 
, °C.
 
При этом индекс
означает начало испытаний, а индекс
- конец испытаний.
 

Если повышение температуры больше, то устройство может быть не принято.

 

6.7 Прочие указания

 

Необходимо следить за тем, чтобы на стороне, обращенной к воде/пару в результате негерметичности трубопроводов и запорных устройств или вследствие байпасов не возникали погрешности при измерениях массового потока. Поэтому неиспользуемые линии нужно снабдить заглушками или, если это неосуществимо, следует принять меры для постоянного контроля.

 

Во время испытания нельзя удалять шлам. Если этого нельзя избежать, то нужно определить объем слитой котельной воды. Если не оговорено иное, то тепло, принятое котлом от слитой воды, нужно прибавить к полезной мощности парового котла.

 

От удаления сажи во время испытания, если возможно, нужно отказаться.

 

 

      7 Измерительные приборы и способы измерения

7.1 Общие положения

Допускается использование только таких измерительных приборов и/или измерительных преобразователей, показания и/или выходные значения которых можно перепроверить и предельные отклонения которых известны. К ним относятся:

 

a) измерительные приборы, имеющие сертификат (свидетельство о поверке, выданное соответствующим учреждением);

 

b) калибруемые приборы, которые калибровали путем сравнения с поверенными измерительными приборами согласно а), по возможности в условиях испытания, причем до и после испытания для повышающегося и снижающегося давления;

 

c) стандартные измерительные приборы с известными предельными отклонениями;

 

d) другие признанные измерительные приборы с известными предельными отклонениями, использование которых согласовано участвующими сторонами.

 

Не допускается внесение в измерительные устройства существенных постоянных изменений во время испытания.

 

Показания могут быть в цифровой или аналоговой форме, а результаты измерения регистрируются вручную или автоматически. В протоколе испытания по отдельности указываются использованные измерительные приборы и предельные отклонения.

 

Если результаты измерения регистрируются системой автоматической регистрации, то следует выборочно проверить правильность обработки измерительных сигналов.

 

7.2 Измерения давления

Для измерения давления используются подходящие манометры или измерительные преобразователи давления. Разность давлений измеряется по возможности непосредственно и подходящими измерительными приборами (например, U-образным манометром, микроманометром с наклонной трубкой или дифференциальным манометром). В качестве индикаторной жидкости служат ртуть, вода или жидкости с соответствующей плотностью.

 

До и после испытания необходимо откалибровать манометры для повышающегося и снижающегося давления. Другие рекомендации по измерению давления для воздуха или других газов приводятся в [1], [2] и [3].

 

7.3 Измерения температуры

Для измерения температуры используются прецизионные приборы согласно перечислений а) и b) п.7.1 (например, ртутные термометры, термоэлементы и термометры сопротивления, последние в комбинации с подходящими измерительными схемами или измерительными преобразователями).

 

Если при измерениях в трубах большого диаметра в разных местах одинакового сечения в одно и то же время определяются разные температуры, то следует проверить, приемлема ли такая разница в температуре. В противном случае следует определить среднее значение температуры путем измерения методом сетки. Для этого нужно разделить измеряемое сечение на некоторое количество одинаковых участков, при этом нужно обеспечить, чтобы в измеряемых сечениях не было поперечных и обратных течений. В качестве среднего значения, как правило, используется среднее арифметическое измеренных температур. В особых случаях может быть оговорено, что измеряется также скорость или динамический напор и используется взвешенное среднее. Поскольку влияние разницы в плотности и удельной теплоемкости очень мало, то им можно пренебречь.

 

7.4 Масса и массовый поток

7.4.1 Взвешивание

Весы, используемые для определения массы, перед испытанием следует проверить на соответствие действующим предписаниям по мерам и весам.

 

Действительны следующие пределы погрешности при поверке:

a) десятичные весы: 0,5 г на каждый кг нагрузки, но не менее одной пятой предела погрешности для максимальной нагрузки. Предел погрешности в движении равен удвоенному пределу погрешности при поверке;

 

b) вагонные весы: 3-4 г на каждый кг нагрузки. Предел погрешности в движении равен 1,5-кратному пределу погрешности при поверке;

 

c) тросовые весы при взвешивании полного и опорожненного резервуара: 1-2 г на каждый кг нагрузки, однако не менее половины предела погрешности для максимальной нагрузки. Предел погрешности в движении равен 1,5-кратному пределу погрешности при поверке.

 

Использование ковшовых, конвейерных, опрокидывающих и пружинных весов допустимо, если перед и после испытания они проверяются путем взвешивания подаваемых количеств материала при примерно одинаковой производительности.

 

7.4.2 Измерения объемного потока

Измерения объемного потока осуществляются посредством объемного счетчика, который следует калибровать перед испытанием и, в известных случаях, после него. После поршневых насосов допускается использование только истинно объемных счетчиков (то есть не расходомеров с вертушкой). Необходимо следить за тем, чтобы на протяжении всего периода испытаний поддерживался одинаковый удельный объем или одинаковая плотность.

 

Определение объема можно осуществлять также с помощью баков, которые были наполнены из калиброванных сосудов или емкостей и тщательно измерены или проверены с использованием взвешенной воды.

 

Если температуры жидкости во время испытания и калибровки различались, то следует учитывать изменения плотности жидкости и тепловое расширение мерного бака. (Например, объем стального бака при нагреве на 100 К увеличивается примерно на 0,4%).

 

7.4.3 Измерение расхода

7.4.3.1 Измерение расхода с помощью диафрагм и сопел

 

Измерение расхода с помощью диафрагм и сопел регламентируется [4]. Если при использовании парогенераторов большой мощности превышаются границы использования, установленные в [4], то нужно применить другие положения.

 

При измерении расхода с помощью ввариваемых сужающих устройств нужно принимать во внимание следующее:

 

- поскольку контроль размеров или измерение перед приемочными испытаниями невозможны, то испытание должно быть проведено перед выполнением сварочных работ, и результаты должны быть зарегистрированы. Течения на входе регламентируются [4];

 

- если используются измерительные преобразователи расхода, то перед испытанием необходимо определить эксплуатационные характеристики в условиях испытания или построить калибровочную кривую.

 

7.4.3.2 Измерение расхода с помощью скоростных трубок

 

При измерении расхода с помощью скоростных трубок (гидрометрические трубки или анемометры) следует действовать согласно [1], [2] или [3].

 

7.4.4 Измерение массового потока пыли

Необходимо оговорить подходящий способ для измерения массового потока пыли в определенном сечении.

 

7.4.5 Определение плотности

Для определения массового потока плотность следует брать из соответствующих таблиц с использованием параметров состояния, то есть давления и температуры, а также состава.

 

В случае газов неопределенного состава плотность определяется с помощью плотномера газа (например, по Бунзену-Шиллингу) согласно [5].

 

7.5 Теплотворная способность

7.5.1 Теплотворная способность топлива

Теплоту сгорания
и теплотворную способность
твердого и жидкого топлива определяют по [6]. В случае газов известного и неизменного состава теплоту сгорания и теплотворную способность можно определять посредством газового анализа по [7]. В случае некоторых газообразных видов топлива (природные и рафинированные газы) определение теплотворной способности посредством газового анализа может привести к неточностям (если, например, при газовом анализе не определяются незначительные доли тяжелых углеводородов). В этих случаях теплоту сгорания и теплотворную способность определяют непрерывно с помощью ручного калориметра. Также допускается использование калибруемых автоматических калориметров для определения теплоты сгорания.
 

7.5.2 Отбор проб топлива

Отбор и подготовка проб твердого топлива проводится по [8]. Отбор проб жидкого или газообразного топлива осуществляется по [9]. Взятые пробы должны соответствовать сжигаемому во время испытания топливу по типу, составу и качеству. Это особенно касается топлива с колеблющимся составом. Пробы нужно отбирать в составе, соответствующем таковому на границе системы.

 

7.5.3 Теплота сгорания и отбор проб остатков от сжигания

Теплоту сгорания остатков от сжигания, необходимую для расчета топочных потерь от недожога определяют по [6].

 

Участвующими сторонами может быть согласовано упрощенное определение теплоты сгорания через содержание углерода или через потери при прокаливании. Если способ определения теплоты сгорания не согласован, то в качестве теплоты сгорания общего углерода подставляются значения согласно 4.2.

 

Отбор проб остатков от сжигания осуществляется, как в случае твердого топлива по [8]. Если остатки от сжигания взвешивают во влажном состоянии, то необходимо обеспечить, чтобы влажность пробы соответствовала средней влажности остатков. Если измерение образующихся остатков от сжигания служит для определения кпд косвенным методом, то рекомендуется проверить установленное количество в рамках золового баланса.

 

7.6 Химический состав

7.6.1 Топливо

При необходимости можно осуществлять элементный анализ твердого и жидкого топлива по [10], [11], [12], [13] и [14], а газообразного топлива посредством газового анализа.

 

7.6.2 Летучая пыль и зола

Для летучей пыли и шлака при косвенном определении кпд для расчета потерь необходимо всегда определять недожог. Нужно согласовать метод определения. Это особенно касается общего углерода в золе топок с псевдоожиженным слоем, поскольку высота температуры испытания является существенным фактором. Соответствующая информация содержится в [13] и [14].

 

7.6.3 Дымовой газ

Состав дымового газа определяется с помощью приборов для химического, физико-химического или чисто физического анализа непрерывного или периодического действия. Приборы должны быть рассчитаны таким образом, чтобы область рассеяния измеряемых величин с учетом статистической достоверности 95% соответствовала следующим значениям:

 

Диоксид углерода: ±0,2% пункта;

 

Кислород: ±0,15% пункта;

 

Объемная концентрация оксида углерода: ±1% конечного значения диапазона измерения, но не меньше ±0,01% пункта.

 

При использовании автоматических газоанализаторов следует проверить установку нулевой точки, проведенную перед началом испытания, и чувствительность после испытания (например, путем подачи сравнительных газов).

 

При измерении
приборами для химического анализа нужно принимать во внимание, что содержание
и
измеряется относительно сухого дымового газа.
 

Температура окружающей среды в области измерительного датчика должна быть постоянной. На измерения методом сетки распространяется 7.3.

 

7.7 Электрическая мощность

 

Мощность, потребляемая электрическими приводами, определяется с помощью контрольных счетчиков или путем измерения мощности методом двух или трех ваттметров. Для определения отдаваемой мощности поставщик должен предоставить показатели мощности моторов.

 

 

      8 Энергетический баланс и термический кпд

8.1 Энергетический баланс и граница системы

8.1.1 Общие положения

Важнейшим условием для расчета коэффициента полезного действия является установление границы системы, до которой распространяется энергетический баланс парогенератора.

 

Во-первых, граница системы для количества теплоты должна перекрываться границей поставки парогенератора, во-вторых, энергетические потоки, важные для определения кпд, должны быть однозначно измеримыми. Если на границе системы в состоянии поставки невозможны безупречные измерения, то ее можно заново установить в соответствии с требованиями по договоренности между изготовителем и покупателем. При этом в определенных случаях может потребоваться пересчет отдельных измеренных величин на условия границы поставки.

 

8.1.2 Стандартная система

Эта система охватывает всю пароводяную систему с циркуляционными насосами, топкой, включая дробильную установку (для пылеугольных топок), циркуляционный вентилятор дымового газа, устройство возврата летучей пыли и паровой калорифер. В эту систему не входят газо- или мазутоподогреватель, пылеуловитель, вентилятор приточного воздуха и дымосос. Эта система должна быть положена в основу приемочных испытаний в нормальном случае. Если при этой определенной границе системы происходит возврат летучей пыли, то после определения подводимых и отводимых тепловых потоков следовало бы учитывать энтальпийный поток летучей пыли перед пылеуловителем в качестве тепловой потери, а энтальпийный поток возвратной золы в качестве подводимого тепла. Этот способ, хотя и является формально правильным, но несколько противоречит здравому смыслу. Поскольку температура возвратной золы очень мало отличается от температуры дымового газа, рекомендуется принимать, что возвратная летучая пыль осаждается перед пылеуловителем (то есть еще в границах системы), так что возврат всегда осуществляется в границах системы. Если такое допущение невозможно, то пылеуловитель должен быть включен в границу системы (см. 8.1.3.4).

 

На рисунке 8.1-1 показана диаграмма парогенератора, на которую нанесена граница системы со всеми подводимыми и отводимыми массовыми и тепловыми потоками, которые определены на основании значений, измеренных во время испытания.

 

8.1.3 Другие системы

8.1.3.1 Общие положения

 

По практическим соображениям может быть целесообразно положить в основу определения энергетического баланса другие границы, нежели описаны в 8.1.2. Если используется эта возможность, то в любом случае нужно установить, какие подводимые и отводимые тепловые потоки должны быть учтены в дополнение к потокам, приведенным в 8.3.

 

Некоторые возможные альтернативы границе системы приведены ниже.

 

8.1.3.2 Система без парового калорифера

 

Паровой калорифер находится за границей системы, соответствующей балансовой области, которая предписана инструкцией по испытаниям ASTM.

 

Если паровой калорифер обогревается посторонним паром, то мощность включается в энергетический баланс только косвенно, поскольку энтальпийный поток воздуха сгорания прибавляется к мощности парового калорифера. Если паровой калорифер, напротив, обогревается собственным паром, то мощность парового калорифера нужно прибавить к полезному теплу (см. 8.3.1).

 

8.1.3.3 Система с вентилятором приточного воздуха

 

Если вентилятор приточного воздуха находится в границах системы, то измерение потоков горячего воздуха не требуется, хотя мощность на валу вентилятора приточного воздуха должна быть учтена (см. рисунок 8.1-1, штрихпунктирная граница). Эту систему целесообразно использовать, если между вентилятором приточного воздуха и воздухоподогревателем отсутствует подходящее измерительное сечение, или если работа ведется с возвратом горячего воздуха.

8.1.3.4 Система с пылеуловителем или с пылеуловителем и дымососом

 

Эту систему нужно использовать, если в дымоходе перед пылеуловителем или вплоть до дымососа нельзя найти подходящую измерительную плоскость для дымового газа. В этих случаях в качестве дополнительных энергий добавляются электрическая мощность электрофильтра (
) и потери тепла пылеуловителя (
), или мощность на валу дымососа (
). Если нет общепринятых опытных данных, то высота энергий пылеуловителя должна быть оговорена перед испытанием. При такой границе системы измеренная температура дымового газа должна быть пересчитана на границу системы, положенную в основу гарантированных параметров.
 

8.1.3.5 Система с осаждением выпара у дробильной установки

 

При использовании бурых углей, которые имеют относительно высокую влажность, при известных условиях может потребоваться осаждение выпара у дробильной установки, то есть водяной пар, образовавшийся в процессе измельчения и сушки, только частично подается в парогенератор. В этом случае устройство осаждения выпара должно быть включено в систему. То же самое касается возврата дымового газа из конца котла, то есть место отбора тоже должно находиться в границах системы (см. рисунок 8.1-3). Если это невозможно, то при известных условиях следует предварительно оговорить необходимые корректировки перед установлением границы системы. При осаждении выпара поток дымового газа поступает в трубу для отвода выпара в качестве "дополнительной потери" (см. 8.3.3.5). Поэтому следует измерять также состав, массовый поток и содержание пыли в дымовых газах.

 

8.1.3.6 Система в случае интегрированных установок для обессеривания и удаления оксидов азота из дымовых газов (DeNOx)

 

Если между воздухоподогревателем и парогенератором в дымовом и/или воздушном тракте находятся части установки обессеривания дымового газа или установки удаления оксидов азота по технологии DeNOx, то обычный энергетический баланс с включением воздухоподогревателя невозможен. Поэтому граница системы для этого парогенератора должна определяться только как проложенная по трактам горячего воздуха и трактам горячего дыма. В этом случае расчет или гарантия кпд невозможны, поэтому гарантия должна ограничиваться температурой дымового газа на выходе из парогенератора при оговоренной мощности парогенератора.

 

8.1.3.7 Особые случаи

 

Для определенных парогенераторов могут быть целесообразны другие границы системы, помимо приведенных выше. При предоставлении гарантий в договоре поставки должны быть установлены границы системы и заключены соглашения об измерениях или расчетах подводимых и отводимых тепловых потоков, которые не включены в настоящий стандарт.

 

 

 

См. таблицу

8.1-1

     

Рисунок 8.1-1 - Диаграмма парогенератора с подводимыми и отводимыми тепловыми и массовыми потоками (стандартная система)

Таблица 8.1-1 - Нумерация на рисунке 8.1-1

 

 

Позиция

Наименование

1

Впрыскиваемая вода (
,
)
 

2

Охлаждение насоса (
)
 

3

Циркуляционный насос (
)
 

4

Удаление шлама (
,
)
 

5

Внешнее охлаждение (
)
 

6

Распыливающий пар (
,
)
 

7

Мазут, газ (
,
,
)
 

8

Уголь (
,
,
)
 

9

Мощность мельницы и вентилятора (
)
 

10

Мельница

11

Дополнительная топка мельницы (мазут, газ) (
)
 

12

Потери от шлака (
)
 

13

Холодный воздух мельницы

14

Вторичный воздух

14а

Теплый воздух мельницы

15

или

16

или

17

Собственный пар

18

или

18а

 

19

Воздухоподогреватель

20

Возврат летучей пыли

21

Рабочий воздух к (
)
 

22

Паровой калорифер

23

Посторонний пар

24

Возврат горячего воздуха

25

Конденсат (
)
 

26

Приточный вентилятор (
)
 

27

Пар (
,
)
 

28

Дымосос (
)
 

29

Потери с летучей пылью (
)
 

30

Пылеуловитель (
,
)
 

31

Потеря с выпускным оксидом углерода (
,
)
 

32

Циркуляционный насос дымового газа (
)
 

33

Воздух, подсасываемый через неплотности (
,
)
 

34

Прочие электрические мощности (
)
 

35

Питательная вода (
,
)
 

36

Промежуточный пароперегреватель I, вход (
,
)
 

37

Промежуточный пароперегреватель II, вход (
,
)
 

38

Потери на излучение и потери в линии

39

Впрыскиваемая вода, промежуточный пароперегреватель II (
,
)
 

40

Впрыскиваемая вода, промежуточный пароперегреватель I (
,
)
 

41

Граница стандартной системы

42

Промежуточный пароперегреватель II, выход (
,
)
 

43

Промежуточный пароперегреватель I, выход (
,
)
 

44

Пар высокого давления (
,
)
 

 

     

    

 

     

 

 

Позиция

Наименование

1

Вторичный воздух

2

Теплый воздух мельницы

3

Холодный воздух мельницы

4

Граница системы

5

Воздухоподогреватель

6

Возврат летучей пыли

7

Собственный пар

8

Паровой калорифер

9

Конденсат (
)
 

10

Приточный вентилятор (
)
 

11

Пар (
,
)
 

12

Посторонний пар

13

Дымосос (
)
 

14

Потери с летучей пылью

15

Рабочий воздух к (
)
 

16

Пылеуловитель (
,
)
 

17

Потеря с выпускным оксидом углерода (
,
)
 

18

Циркуляционный насос дымового газа (
)
 

20

Воздух, подсасываемый через неплотности (
,
)
 

21

Прочие электрические мощности (
)
 

22

Или

23

Или

 

     

Рисунок 8.1-2 - Система без парового калорифера

     

    

 

    

 

 

Позиция

Наименование

1

Внешнее охлаждение (
)
 

2

Распыливающий пар (
,
)
 

3

Мазут, газ (
,
,
)
 

4

Уголь (
,
,
)
 

5

Дымовой газ

6

Мощность мельницы и вентилятора (
)
 

7

Мельницы

8

Отходящий выпара

9

Потери от шлака (
)
 

10

Граница системы

11

Горелка для выпара

12

Вторичный воздух

13

Горячий газ

 

     

Рисунок 8.1-3 - Система с осаждением выпара

8.2 Исходная температура

 

Для расчета подводимой и отводимой энергии необходимо установить нулевой уровень. Поскольку зависимость от давления энтальпий массовых потоков на стороне дымового газа при существующих на практике давлениях очень мала, то здесь достаточно установить температуру. При приемочных испытаниях следует выбирать исходную температуру
25°С; могут быть оговорены и другие температуры, однако в таких случаях необходимо пересчитать теплотворную способность/теплоту сгорания по уравнению (8.2-1):
 
(
-25°С)                                                 (8.2-1N)
 

     

(
-25°С),                                               (8.2-1G)
 
где
- теплотворная способность при 25°C;
 
- теплотворная способность при выбранной исходной температуре,
;
 
- теплота сгорания при 25°С;
 
- теплота сгорания при выбранной исходной температуре,
.
 

Поскольку диапазон исходных температур довольно узок, то для интегральной удельной теплоемкости при 25°С можно использовать следующие значения (кДж/(кг·К)):

 

 

 

Вода:

4,19
 

Пар:

1,86
 

Сухой воздух:

1,005
 

Сухой дымовой газ:

1,0
 

Каменный уголь:

 

Бурый уголь:

1,7
 

Мазут S:

1,7
 

Метан:

2,2
 

 

Поскольку кпд котла (согласно 8.4) зависит от выбранной исходной температуры, то температура, отличная от 25°С, должна быть установлена до выдачи гарантии изготовителем парогенератора. Однако следует указать на то, что исходная температура устанавливает только произвольно выбранный нулевой уровень, который не имеет ничего общего с температурой окружающей среды.

 

8.3 Подводимые и отводимые тепловые потоки и потери тепла

8.3.1 Полезная теплопроизводительность

 

8.3.1.1 Парогенератор

 

Полезная теплопроизводительность,
, это общая теплота, которая передается в парогенераторе воде и/или пару. Энтальпия продувочной воды прибавляется к полезной теплопроизводительности, если не оговорено иное. Это задается уравнением (8.3-1):
 
(8.3-1)
 
где
- массовый поток свежего пара;
 
,
- массовый поток пара на входе промежуточного пароперегревателя I или II;
 
- массовый поток впрыскиваемой воды для охладителя свежего пара;
 
,
- массовый поток впрыскиваемой воды для пароохладителя промежуточного пароперегревателя I или II;
 
- массовый поток продувочной воды, усредненный за период испытания;
 
- энтальпия питательной воды;
 
- энтальпия свежего пара;
 
- энтальпия впрыскиваемой воды перед охладителем свежего пара;
 
- энтальпия продувочной воды;
 
,
- энтальпия пара промежуточного пароперегревателя I или II на выходе;
 
,
- энтальпия пара промежуточного пароперегревателя I или II на входе;
 
,
- энтальпия впрыскиваемой воды для пароохладителя промежуточного пароперегревателя I или II;
 
- массовый поток парового калорифера;
 
- энтальпия воды парового калорифера, подводимая от внутреннего источника на границе системы;
 
- энтальпия собственного пара на входе парового калорифера;
 
- энтальпия сливаемого конденсата на выходе парового калорифера в случае собственного пара;
 
- энтальпия на входе системы высокого давления или системы промежуточного пароперегревателя, в зависимости от того, из какой системы отбирается собственный пар для парового калорифера:
 
для перегретого пара из системы высокого давления;
 
для перегретого пара из системы промежуточного пароперегревателя I;
 
для перегретого пара из системы промежуточного пароперегревателя II.
 

Поток пара промежуточного перегрева определяется из энергетического баланса и баланса массовых потоков турбины.

 

Если паровой калорифер находится в границах системы (см. рис.8.1-1), то

 

                                                 (8.3-2)
 

Если паровой калорифер находится вне границ системы (см. рис.8.1-2), то

 

                                                  (8.3-3)
 

Если паровой калорифер обогревается посторонним паром, то справедливо уравнение (8.3-18).

 

Если вместо массового потока свежего пара
измеряют массовый поток питательной воды
, то первый параметр определяется из следующего отношения:
 
,                                          (8.3-4а)
 
если массовый поток питательной воды
измеряется после измерительной диафрагмы для
 
,                                    (8.3-4b)
 
измеряется до измерительной диафрагмы для
.
 
Измерения расхода согласно пп.7.4.3.1 при измерении массовых потоков впрыскиваемой воды часто приводят к недостаточным результатам, так как диафрагмы и сопла нельзя рассчитать для условий приемочного испытания. В таких случаях
можно определить через энергетические балансы и массовые балансы для пароохладителей, если температуры и давления перед и после пароохладителя полностью испарились, то
 
                           (8.3-5)
 

или

 

,                          (8.3-6)
 
где
- массовый поток впрыскиваемой воды в пароохладителе;
 
- энтальпия пара перед пароохладителем;
 

- энтальпия пара после пароохладителя;
 
- массовый поток пара перед пароохладителем;
 
- массовый поток пара после пароохладителя.
 

Если поток пара промежуточного пароперегревателя измеряется не согласно 7.4.3.1, то его можно определить из потока перегретого пара за вычетом измеренных или рассчитанных массовых потоков отбираемого пара для подогревателей высокого давления, а также рассчитанных, измеренных или оценочных потоков на уплотнении вала турбины высокого давления.

 

8.3.1.2 Бойлер

 

Для бойлера справедливо:

 

,                                          (8.3-7)
 
где
- стационарное полезное тепло;
 
- массовый поток горячей воды;
 
- энтальпия при средней температуре на входе
;
 
- энтальпия при средней температуре на выходе
.
 

Если во время приемочного испытания на бойлере меняется средняя температура воды, то наряду со стационарным полезным теплом нужно учитывать и нестационарную составляющую. Она равна:

 

                                (8.3-8)
 

при

 

,                                             (8.3-9)
 
где
- поправочный коэффициент для нестационарной составляющей полезного тепла.
 

Другие символы см. в 6.6.4.2.

 

Для систем с теплоносителем аналогичным образом справедливо:

 

,                                           (8.3-10)
 
где
- массовый поток теплоносителя;
 
- энтальпия на входе;
 
- энтальпия на выходе.
 

8.3.2 Подводимые тепловые потоки

 

8.3.2.1 Общие положения

 

Определения и уравнения в 8.3.2-8.3.4 действительны для приемочных испытаний, при которых в парогенераторе сжигается только один вид топлива. В случае прямого определения кпд должен быть измерен этот поток топлива. При косвенном определении кпд от этого измерения можно отказаться, но тогда нужно различать подводимые тепловые потоки, которые пропорциональны массовому потоку сжигаемого топлива, и такие подводимые тепловые потоки, которые непропорциональны ему.

 

Если проводятся приемочные испытания, при которых одновременно сжигаются два или несколько видов топлива (комбинированная топочная система), то нужно принимать во внимание определения в 8.3.6.

 

8.3.2.2 Тепловые потоки, подводимые пропорционально сжигаемому топливу

 

К тепловым потокам, подводимым пропорционально сжигаемому топливу, относится теплота сгорания топлива (теплота, генерируемая химически), теплота в распыливаемом паре и воздухе и теплота в воздухе для сжигания. Это задается уравнением (8.3-11).

 

        (8.3-11N)
 

    

 

 

     

         (8.3-11G)
 

     

,
 
где
- массовый поток топлива;
 
- теплотворная способность топлива при исходной температуре
;
 
- теплота сгорания топлива при исходной температуре
;
 
- энтальпия топлива
 
;                                        (8.3-12)
 
       
     - отношение недожога к подведенному массовому потоку топлива
 
 
- энтальпия воздуха для сжигания согласно рассчитанной теплотворной способности
 
;                               (8.3-13N)
 
- энтальпия воздуха для сжигания согласно рассчитанной теплоте сгорания
 
;       (8.3-13G)
 
- скрытая теплота при исходной температуре
;
 
1,86 кДж/(кг·К);
 
- масса воздуха для сжигания относительно массы топлива;
 
- масса сухого воздуха для сжигания относительно массы топлива;
 
- температура воздуха на границе системы;
 
- масса распыливаемого пара;
 
- энтальпия распыливаемого пара согласно рассчитанной теплотворной способности;
 
- энтальпия распыливаемого пара согласно рассчитанной теплоте сгорания;
 
- энтальпия распыливаемого пара по таблицам свойств водяного пара для
0 при исходной температуре (см. таблицу 8.3-1);
 
- энтальпия насыщенного пара;
 
- энтальпия распыливаемого пара по таблицам свойств водяного пара (IFC).
 

При использовании постороннего пара:

 

                              (8.3-14N)
 

     

.                               (8.3-14G)
 

При этом

 

- энтальпия распыливаемого пара по таблицам свойств водяного пара (
).
 

При использовании собственного пара, то есть если распыляемый пар отбирается прямо из парового котла и путем дросселирования и охлаждения впрыскиванием доводится до желаемого состояния:

 

                             (8.3-15N)
 

     

.                               (8.3-16G)
 

При этом

 

- энтальпия питательной воды по таблицам свойств водяного пара (IFC).
 
Таблица 8.3-1 - Удельная энтальпия пара
0 по таблицам свойств водяного пара в зависимости от температуры
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

5

10

15

20

25

30

35

40

 

2501,8

2511,0

2520,3

2529,6

2538,9

2548,2

2557,5

2566,8

2576,1

 

0

21,0

42,0

62,9

83,9

104,8

125,7

146,6

167,5

 

Если температура воздуха
существенно превышает температуру
, с которой воздух, подсасываемый через неплотности, поступает в парогенератор (причем рабочий воздух установки возврата летучей пыли также причисляется к подсасываемому воздуху), и если доля подсасываемого воздуха
велика, то при известных условиях это нужно учитывать при определении
. В этом случае поправочный коэффициент для
,
:
 
                           (8.3-16)
 

8.3.2.3 Дополнительная теплота

 

К дополнительной теплоте, то есть к химически несвязанным количествам теплоты (8.3.2.2) относятся мощности на валах мельниц, циркуляционного дымососа, циркуляционных насосов и прочих моторов (таких, как привод воздухоподогревателя, вентилятор воздуха для уплотнения, устройство возврата летучей пыли). Кроме того, сюда причисляется теплота распыливаемого пара, если его поток измеряется напрямую.

 

Общее количество дополнительной теплоты
задается уравнениями:
 
                   (8.3-17N)
 

     

,             (8.3-17G)
 
где
- мощность на валу мельниц;
 
- мощности на валах циркуляционного дымососа;
 
- мощность на валу циркуляционных насосов;
 
- мощности на валах прочих насосов;
 
- массовый поток распыливаемого пара;
 
- энтальпия распыливаемого пара согласно рассчитанной теплотворной способности (см. 8.3.2.2);
 
- энтальпия распыливаемого пара согласно рассчитанной теплоте сгорания (см. 8.3.2.2).
 

Соответствующие значения мощности на валу определяют по потребляемой электрической мощности с учетом кпд моторов и, в определенных случаях, кпд передачи.

 

Поскольку мощности прочих моторов обычно очень малы, то зачастую ими можно пренебречь, или достаточно лишь приблизительной оценки на основании параметров мощности мотора.

 

Тепло, подводимое к паровому калориферу, находящемуся в границах системы, при использовании постороннего пара:

 

,                               (8.3-18)
 

 

где
- энтальпия постороннего пара на входе парового калорифера;
 
- энтальпия сливаемого конденсата на выходе парового калорифера при использовании постороннего пара.
 

8.3.2.4 Общая подводимая теплота

 

Общая подводимая теплота
состоит из
и
, то есть:
 
                                            (8.3-19N)
 

     

                                              (8.3-19G)
 

Кпд парового котла относится к этой величине.

 

8.3.3 Тепловые потери

 

8.3.3.1 Общие положения

 

При прямом определении кпд расчет потерь не требуется, если только не должны быть гарантированы отдельные потери (5.2). В случае косвенного определения кпд следует равным образом различать потери, пропорциональные потоку топлива, и потери, которые не зависят от него и измеряются напрямую.

 

8.3.3.2 Потери с дымовыми газами

 

Потери с дымовыми газами рассчитываются по следующему уравнению:

 

                                     (8.3-20N)
 

     

                                       (8.3-20G)
 
или, если массовый поток дымового газа
измеряется напрямую:
 
(8.3-21N)
 

     

    (8.3-21G)
 

при

 

,
 

где

 

 

и

 

,
 
где
- массовый поток топлива;
 
- энтальпия дымового газа при температуре дымового газа
согласно рассчитанной теплотворной способности (в отсутствие конденсации пара);
 
- энтальпия дымового газа при исходной температуре
согласно теплотворной способности (в отсутствие конденсации пара);
 
- энтальпия дымового газа при температуре дымового газа
согласно рассчитанной теплоте сгорания (конденсация пара);
 
- энтальпия дымового газа при исходной температуре
согласно рассчитанной теплоте сгорания (конденсация пара);
 
- масса дымового газа относительно массы топлива;
 
- масса сухого дымового газа относительно массы топлива;
 
;
 
- масса воды в дымовом газе относительно массы топлива;
 
- масса воды из топлива (аккумулированная и образовавшаяся при сжигании вода) относительно массы топлива;
 
- относительная масса воды в топливе;
 
- относительная масса водорода в топливе;
 
- масса распыливаемого пара относительно массы топлива;
 
- интегральная удельная теплоемкость между
и
дымового газа;
 
- интегральная удельная теплоемкость между
и
сухого дымового газа;
 
- массовый поток дымового газа;
 
- температура дымового газа;
 
- исходная температура;
 
- энтальпия пара или воды при
1 бар и температуре дымового газа
;
 
- энтальпия воды при
1 бар и температуре дымового газа
;
 
- интегральная удельная теплоемкость между
и
пара;
 
- влагосодержание дымового газа, кг/кг;
 
- влагосодержание воздуха, кг/кг;
 
- масса сухого воздуха для сжигания относительно массы топлива.
 

8.3.3.3 Потери от неполностью сгоревшего СО

 

Эти потери от неполностью сгоревшего СО,
, рассчитываются из
 
                                    (8.3-22)
 
где
- массовый поток топлива;
 
- объем сухого дымового газа;
 
- содержание СО в сухом дымовом газе в объемных долях;
 
- теплотворная способность оксида углерода на 1 м
в состоянии при стандартных условиях.
 

8.3.3.4 Потери от энтальпии и недожога в шлаке и летучей пыли

 

Случай 1: Если измеряется массовый поток шлака и летучей пыли, то потери для
получаются равными
и
:
 
                 (8.3-23)
 

     

,                (8.3-24)
 
а отношение недожога к подводимому массовому потоку топлива
:
 
                  (8.3-25)
 
Случай 2: Если измеряется только массовый поток летучей пыли, а массовый поток шлака определяется через золовый баланс, то потери для
составляют:
 
                                      (8.3-26)
 

при

 

                                (8.3-27)
 

и

 

                            (8.3-28)
 

и

 

   (8.3-29)
 

При этом в случае прямого определения кпд:

 

измеренный поток топлива, а в случае косвенного определения кпд:
 
                 (8.3-30)
 
причем вычисление должно быть итеративным, поскольку для вычисления
необходим результат
.
 

Массовый поток летучей пыли состоит из пыли, осажденной в пылеуловителе, и пыли, появляющейся после фильтра пылеуловителя, причем количеством пыли после фильтра, как правило, можно пренебречь.

 

Однако поскольку обе величины
и
зависят друг от друга (см. уравнения (8.3-27) и (8.3-28)), то при вычислении погрешности их нельзя рассматривать по отдельности. Соответственно, в 9.4.6 заданы только погрешности для величины
, которая включает в себя и погрешность для
.
 
Случай 3: Если измеряется только массовый поток шлака, а массовый поток летучей пыли определяется через золовый баланс, то потери для
составляют:
 
                                                 (8.3-31)
 

при

 

                               (8.3-32)
 

и

 

                                 (8.3-33)
 

и

 

     (8.3-34)
 
Для расчета
см. случай 2.
 
Для вычисления погрешности нужно принимать во внимание примечание к случаю 2. Поэтому в 10.4.6 задаются только погрешности для величины
.
 
Случай 4: Если массовый поток шлака и летучей пыли определяется из золового баланса и оценки степени обеззоливания
(см. случай 4.1) или из степени осаждения летучей пыли, рассчитанной через содержание пыли
(см. случай 4.2), то потери для
составляют:
 
                                        (8.3-35)
 

при

 

                   (8.3-36)
 

и

 

               (8.3-37)
 
В случае 4.1
является оценочной величиной, а
 

                                                        (8.3-38)
 

В случае 4.2

 

                                (8.3-39)
 

и

 

                                              (8.3-40)
 
Степень обеззоливания
при этом определяется как отношение массы золы, осевшей в горловине топочной камеры, к массе золы в топливе, за вычетом улетучившейся доли.
 
                                        (8.3-41)
 

В уравнениях (8.3-23)-(8.3-41):

 

- массовый поток шлака;
 
- массовый поток летучей пыли;
 
- удельная теплоемкость шлака;
 
- удельная теплоемкость летучей пыли;
 
- температура шлака;
 
- температура дымового газа;
 
- исходная температура;
 
- доля недожога в шлаке;
 
- доля недожога в летучей пыли;
 
- теплотворная способность недожога;
 
- содержание золы в топливе;
 
- влагосодержание топлива;
 
- масса дымового газа относительно массы топлива;
 
- содержание пыли в дымовом газе относительно массы топлива, кг/кг;
 
- улетучившаяся доля золы.
 
По сравнению с определением золы здесь путем введения величины
учитывается, что при более высоких температурах в топочной камере, как показывает опыт, улетучивается дополнительная часть золы. До сих пор не удавалось определить, как
зависит от сорта угля и типа топки. При приемочных испытаниях нужно использовать значение 5% для топок с горелками и топок с колосниковой решеткой, и значение 0% для топок с псевдоожиженным слоем.
 

Если имеются результаты специальных измерений, то эти данные должны быть известны уже при размещении заказа и должны указываться в гарантийных условиях.

 

8.3.3.5 Другие потери, отнесенные ко времени

 

К ним относятся потери на внешнее охлаждение
(например, охлаждение горелок, охлаждение циркуляционных насосов, воздухоподогревателя и циркуляционного дымососа). Эти потери каждый раз определяются путем измерения потока охлаждающей воды и разности температур между входом и выходом. В случае парогенераторов с осаждением выпара к этим потерям относятся и потери с выпаром. Охлаждающие контуры, присоединенные к системе высокого давления парогенератора, не считаются внешними охладителями.
 

8.3.3.6 Потери на излучение и потери в линии

 

Поскольку тепловые потери в результате излучения и потери в линии (коротко потери на излучение и в линии), как правило, измерить нельзя, здесь следует подставлять эмпирические значения.

Потеря на излучение и в линии
в МВт для котлов наиболее распространенных конструкций в зависимости от максимальной полезной теплопроизводительности см. на рис.8.3-1.
 
В случае паровых котлов с многокомпонентными топками конструкция котла, используемая для расчета, должна быть выбрана для того топлива, на которое рассчитан парогенератор (например, в случае комбинированного котла для сжигания каменного угля/мазута значение
должно быть рассчитано для котла, работающего на каменном угле).
 
 

   

Потери на излучение и потери в линии.
 

     

Максимальная полезная теплопроизводительность.
 

     

1 - котлы для сжигания бурого угля, колошникового газа и котлы с псевдоожиженным слоем; 2 - котлы для сжигания каменного угля; 3 - котлы для сжигания мазута и природного газа

     

Рисунок 8.3-1 - Потери излучения и потери в линии в зависимости от максимальной полезной теплопроизводительности

           

В основу диаграммы на рис.8.3-1 положено следующее уравнение:

 

,                                            (8.3-42)
 
где
- 0,0113 для котлов для сжигания мазута и природного газа,
 

- 0,0220 для котлов для сжигания каменного угля,

 

- 0,0315 для котлов для сжигания бурого угля и котлов с псевдоожиженным слоем;

 

- максимальная полезная теплопроизводительность, МВт.
 

8.3.3.7 Общие потери

 

В случае косвенного определения кпд должны быть суммированы потери согласно 8.3.3.1. При этом от измеренной величины потерь в каждом отдельном случае зависит то, к какой группе следует отнести отдельные потери. Потери должны быть разделены на три группы:

 

а) Потери, пропорциональные потоку топлива,
 
                                  (8.3-43N)
 

     

                                  (8.3-43G)
 
К этой группе, как правило, относятся потери с дымовым газом (см. 8.3.3.2), потери от неполного сгорания (см. 8.3.3.3) и потери от энтальпий шлака и летучей пыли или
,
или
(см. 8.3.3.4).
 
б) Потери, независимые от потока топлива
 
К этой группе, как правило, относятся тепловые потоки потерь от энтальпии и недожога в шлаке и летучей пыли
и
или
, или
(см. 8.3.3.4), а также другие потери, отнесенные ко времени (см. 8.3.3.5).
 
с) Потери на излучение и потери в линии
 

См. 8.3.3.6.

 

Таким образом, общие потери составляют:

 

                              (8.3-44N)
 

     

                               (8.3-44G)
 

8.3.4 Расчет массы воздуха для сжигания/массы дымового газа, отнесенной к массе топлива, и удельной теплоемкости

 

8.3.4.1 Масса воздуха для сжигания/масса дымового газа, отнесенная к массе топлива

Массу воздуха для сжигания/массу дымового газа относительно массы топлива (коротко "содержание воздуха для сжигания" и "содержание дымового газа") можно рассчитать либо на основании элементного анализа (см. 8.3.4.2) или статистическими методами (см. 8.3.4.3):

 

- содержание воздуха для сжигания, кг/кг;
 
- содержание дымового газа, кг/кг;
 
- объем дымового газа (в состоянии при стандартных условиях), м
/кг;
 
- содержание диоксида углерода, кг/кг;
 
- содержание водяного пара, кг/кг.
 

Кроме того, должны быть известны следующие величины:

 

- содержание распыливаемого пара, кг/кг;
 
- влагосодержание дымового газа, кг/кг.
 

Отсюда:

 

                                   (8.3-45)
 

     

                                      (8.3-46)
 

     

                   (8.3-47)
 

     

     (8.3-48)
 

     

          (8.3-49)
 

     

                          (8.3-50)
 

     

                                      (8.3-51)
 

     

                             (8.3-52)
 

     

                                                   (8.3-53)
 

     

                                                   (8.3-54)
 

     

                                    (8.3-55)
 
где
- содержание диоксида углерода в сухом воздухе (0,00033 м
);
 
- содержание кислорода в сухом воздухе (0,20938 м
);
 
- нормальная плотность диоксида углерода (1,9770 кг/м
);
 
- нормальная плотность сухого воздуха (1,2930 кг/м
);
 
- содержание диоксида углерода в сухом воздухе (0,000505 кг/кг).
 

8.3.4.2 Элементный анализ

8.3.4.2.1 Твердое топливо и мазут

 

Состав твердого и жидкого топлива задается через содержание следующих компонентов в кг/кг:

 

- содержание углерода;
 
- содержание водорода;
 
- содержание серы;
 
- содержание кислорода;
 
- содержание азота;
 
- содержание воды;
 
- содержание золы.
 

Сумма компонентов должна быть равна единице, то есть:

 

                                                 (8.3-56)
 
Если
указывается и для твердого топлива, то вычисление выполняется с использованием
1,5%:
 
 

(8.3-57)

 

Необходимо вычислить следующие параметры:

 

       (8.3-58)
 

     

   (8.3-59)
 

     

  (8.3-60)
 

     

          (8.3-61)
 

     

                                (8.3-62)
 

8.3.4.2.2 Горючие газы

 

Теплотворную способность/теплоту сгорания определяют экспериментальным методом или путем анализа состава горючих газов.

 

Состав горючих газов
в м
приведен в таблице 8.3-2.
 

Таблица 8.3-2 - Состав горючих газов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вид газа

Молярная масса
, кг/кмоль
 
Молярный объем
, м
/кмоль
 

Плот-

ность
, кг/м
 
Газовая постоянная
, кДж/кг/К
 
Теплота сгорания
, МДж/м
 

Теплот-

ворная способ-

ность
, МДж/м
 
Теплота сгорания
, МДж/кг
 

Теплот-

ворная способ-

ность
, МДж/кг
 

Состав

Название

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание оксида углерода

28,0104

22,400

1,25050

0,29665

12,633

12,633

10,103

10,103

 

Содержание водорода

2,0158

22,428

0,08998

4,12723

12,745

10,783

141,800

119,971

 

Содержание метана

16,0428

22,360

0,71750

0,51703

39,819

36,883

55,499

50,013

 

Содержание этена

28,0536

22,245

1,26110

0,29414

63,414

59,458

50,284

47,147

 

Содержание этана

30,0693

22,191

1,35500

0,27376

64,293

64,345

51,876

47,486

 

Содержание пропена

44,0962

21,928

2,01100

0,18446

101,242

93,215

50,346

46,354

 

Содержание пропана

42,0804

21,998

1,91290

0,19392

93,575

87,575

48,918

45,781

 

Содержание бутана

58,1230

21,461

2,70830

0,13697

134,061

123,809

49,500

45,715

 

Содержание азота

28,0134

22,403

1,25040

0,29666

0,000

0,000

0,000

0,000

 

Содержание диоксида углерода

44,0098

22,261

1,97700

0,18763

0,000

0,000

0,000

0,000

 

Содержание кислорода

31,9988

22,392

1,42900

0,25968

0,000

0,000

0,000

0,000

 

Содержание сероводорода

34,0760

22,192

1,53550

0,24168

25,336

23,353

16,500

15,209

Примечание - На основе нормальной плотности.

 

Сумма компонентов должна быть равна единице, то есть

 

                                                 (8.3-63)
 
Нормальная плотность горючего газа в кг/м
задается через:
 
,                                           (8.3-64)
 

Массовые доли рассчитываются из:

 

                                          (8.3-65)
 

Расчет теплотворной способности/теплоты сгорания:

 

- пересчет теплотворной способности на теплоту сгорания:

 

                                (8.3-65aG)
 

     

                                 (8.3-65aN)
 

     

                                    (8.3-65bG)
 

     

                                    (8.3-65bN)
 

- перерасчет теплоты сгорания на теплотворную способность:

 

                                         (8.3-66)
 

     

                                     (8.3-67)
 
при
2442,5 kJ/kg
 
                                          (8.3-68)
 

     

,                       (8.3-69)
 
где
- теплотворная способность в кДж/м
или МДж/м
;
 
- теплотворная способность в кДж/кг или МДж/кг;
 
- теплота сгорания в кДж/м
или МДж/м
;
 
- теплота сгорания в кДж/кг или МДж/кг;
 
- удельная скрытая теплота в кДж/кг при 25°С.
 
Если сумма высших углеводородов для определенного горючего газа задается в форме
, то при расчете нужно подставлять значения пропена (
).
 
                                         (8.3-70)
 

     

                                         (8.3-71)
 

     

                                         (8.3-72)
 

     

                                     (8.3-73)
 

     

                                               (8.3-74)
 

Значения этих показателей приведены в таблице 8.8-3.

 

Таблица 8.8-3 - Содержание воздуха для сжигания и дымового газа, объем дымового газа,
и содержание водяного пара в горючем газе
 

 

 

 

 

 

 

 

 

кг/кг

 

кг/кг

 
м
/кг
 
 

кг/кг

 

кг/кг

СО

2,46825

3,46825

2,30404

1,57244

-

 

34,29736

26,36036

20,97240

0,01731

8,93700

 

17,23826

15,99234

11,92859

2,75201

2,24592

 

14,78668

14,50234

10,62890

3,14501

1,28434

 

16,09464

15,29728

11,32231

2,93534

1,79736

 

15,67859

15,04442

11,10174

3,00203

1,63417

 

15,46334

14,91360

10,98763

3,03654

1,54975

 

14,78668

14,50234

10,62890

3,14501

1,28434

 

6,08668

6,55801

4,36332

0,00307

0,52868

 

-4,32120

-3,32120

-2,64236

-0,00218

-

 

-

1,00000

0,79972

-

-

 

-

1,00000

0,50582

1,00000

-

 

8.3.4.3 Статистический анализ

 

Статистические уравнения приведены в приложении А. Они требуются для вычисления статистических параметров сгорания.

 

8.3.4.4 Удельная теплота дымового газа и воздуха для сжигания

 

Удельная теплота дымового газа и воздуха для сжигания рассчитывается из:

 

                        (8.3-75)
 

     

                                (8.3-76а)
 

     

                             (8.3-76b)
 
где
- интегральная удельная теплоемкость между 0°С и
°С, кДж/(кг·К);
 
- интегральная удельная теплоемкость сухого воздуха между 0°С и
°С, кДж/(кг·К);
 
- интегральная удельная теплоемкость влажного воздуха между 0°С и
°С, кДж/(кг·К);
 
- интегральная удельная теплоемкость сухого дымового газа между 0°С и
°С, в кДж/(кг·К);
 
- влагосодержание влажного воздуха, в кг/кг,
.
 
                       (8.3-77)
 

     

                            (8.3-78)
 

     

                           (8.3-79)
 

См. полиномиальные коэффициенты в таблице 8.3-4, а также рис.8.3-2.

 

Интегральная удельная теплоемкость между температурами
и
задается:
 
                                  (8.3-80)
 

Таблица 8.3-4 - Полиномиальные коэффициенты для определения интегральной удельной теплоемкости

 

 

 

 

 

 

 

Полином (8.3-77)

 

Полином (8.3-78)

 

Полином (8.3-79)

 

0,1004173 Е + 01

 

0,8554535

 

-0,1002311

 

0,1919210 Е - 04

 

0,2036005 Е - 03

 

0,7661864 Е - 03

 

0,5883483 Е - 06

 

0,4583082 Е - 06

 

-0,9259622 Е - 06

 

-0,7011184 Е - 09

 

-0,2798080 Е - 09

 

0,5293496 Е - 09

 

0,3309525 Е - 12

 

0,5634413 Е - 13

 

-0,1093573 Е - 12

 

-0,5673876 Е - 16

 

 

 

 

 

 

 

     

    

 

     

Интегральная удельная теплоемкость дымового газа,
, и воздуха для сжигания,
, кДж/(кгK).
 

     

Температура
 

     

Рисунок 8.3-2 - Интегральная удельная теплоемкость дымового газа и воздуха для сжигания в зависимости от температуры

           

8.3.5 Прямое обессеривание

 

8.3.5.1 Общие положения

 

При прямом обессеривании к углю добавляют известь в форме карбоната кальция (известняк, кальцит)
, оксида кальция СаО или гидрата кальция
. В этом процессе внесенный в топочную камеру или образовавшийся в ней оксид кальция связывает диоксид серы, образующийся при сгорании серы угля. При этом образуется сульфат кальция,
.
 

Для корректировки расчета кпд и энергетически и массовых балансов необходимы значения следующих параметров:

 

1 Коэффициент избытка извести

 

 

2 Степень обессеривания

 

 

При этом состав воздуха для сжигания и дымового газа меняется в результате следующих процессов:

 

a) При использовании карбоната кальция в качестве добавки отщепляется диоксид углерода (
), так что содержание
в дымовом газе повышается;
 

b) При использовании в качестве добавки гидрата кальция отщепляется вода, так что повышается содержание водяного пара в дымовом газе;

 

c) Содержание диоксида серы в дымовом газе уменьшается на химически связанную долю;

 

d) Для сульфатирования необходим кислород (воздух). Этот дополнительный воздух содержит диоксид углерода, аргон и азот, за счет чего, опять-таки, повышается содержание диоксида углерода. Кроме того, это влияет на удельные объемы дымового газа.

 

В массовый баланс в качестве дополнительных величин включается массовый поток добавки
и выгружаемая из котла зола, которая увеличивается на несвязанный оксид кальция и образовавшийся сульфат кальция.
 
При этом коэффициент избытка воздуха
относится к собственно массе воздуха для сжигания угля.
 

Если подставлять величины, приведенные в таблице 8.3-5, то можно единообразно сформулировать уравнения в 8.3.5.2-8.3.5.5 для всех добавок.

 

Таблица 8.3-5 - Постоянные добавок

 

 

 

 

Добавка

 

CaO

 
 

0,4904

0,49904

0,49904

 

0,34922

0,34922

0,34922

 

1,37272

0

0

 

0,69435

0

0

 

0

0

0,56192

 

0

0

0,69912

кДж/кг
 

-5583

0

-3416

кДж/кг
 

15652

15652

15652

 

8.3.5.2 Коэффициент избытка извести и степень обессеривания

 

Для расчета коэффициента избытка извести необходимо знать массовый поток добавки
и топлива
. Массовый поток добавки определяется дозирующим устройством. При прямом определении кпд массовый поток топлива измеряется, а при косвенном определении рассчитывается через кпд. В последнем случае вычисление осуществляется итеративно:
 
                                               (8.3-81)
 

     

                                        (8.3-82)
 

     

,                                    (8.3-83)
 
где
- массовый поток топлива, кг/с;
 
- массовый поток добавки, кг/с;
 
- содержание серы в топливе, кг/кг;
 
- объем дымового газа, м
/кг;
 
- измеренное содержание