2.
Определение присосов воздуха в топку

Для определения присосов воздуха в топку,
а также в газоходы до контрольного сечения помимо метода ЮжОРГРЭС с постановкой
топки под давление [ 4]
рекомендуется использовать метод, предложенный Е.Н. Толчинским [ 6].
Для определения присосов следует провести два опыта с разным расходом
организованного воздуха при одной нагрузке, при одном разрежении в верху топки
и при неизменном положении шиберов на воздушном тракте после
воздухоподогревателя, Нагрузку желательно принять как можно ближе к поминальной
с тем, чтобы была возможность (были достаточны запасы в производительности
дымососов и подаче дутьевых вентиляторов) изменять в широких пределах избыток
воздуха.

При этих условиях суммарные присосы
воздуха (Δαт), присосы в топку (Δαтоп)
и газоход пароперегревателя (Δαпп) определяются по
уравнению

где

При выполнении опытов
требуется производить измерение:

паропроизводительности котла – Дк;

температуры и давления свежего пара и
пара промперегрева;

содержания в дымовых газах О2
и при необходимости продуктов неполного горения (СО, Н2);

разрежения в верхней части топки и на
уровне горелок;

давления за воздухоподогревателем.

В том случае если нагрузка котла Допыт
отличается от номинальной Дном, приведение производится по уравнению

Однако уравнение (7) справедливо, если во
втором опыте избыток воздуха соответствовал оптимальному при номинальной
нагрузке. В противном случае приведение следует выполнять по уравнению

Проще решается задача определения
присосов воздуха в топку на газомазутных котлах: для этого надо прекратить
подачу в воздушный тракт газов рециркуляции (если используется такая схема);
пылеугольные котлы на время опытов, если это возможно, следует перевести на газ
или мазут.

И во всех случаях проще и точнее можно определить присосы при
наличии прямых измерений расхода воздуха после воздухоподогревателя (суммарного
или путем сложения расходов по индивидуальным потокам), определяя параметр С
в уравнении ( 5) по формуле

Наличие прямых измерений Q в позволяет
определить присосы и путем сопоставления его значения со значениями,
определяемыми по тепловому балансу котла:

В уравнении (10):

³)
при нормальных условиях на 1000 ккал для конкретного топлива (табл. 2);

Таблица 2

Приведенные теоретически необходимые объемы воздуха для сжигания различных
топлив

Расчеты с использованием ₀ топлива, сжигаемого во время
опытов, поскольку значение этой величины в пределах одного вида топлива (группы
топлив близкой приведенной влажности) изменяется незначительно. Определяя присосы по уравнению ( 11), следует иметь в виду возможность больших
погрешностей – по [ 4]
порядка 5%. Тем не менее, если при проведении испытаний помимо определения
присосов ставится задача выявить распределение воздуха, поступающего в топку по
потокам, т.е. значение Q_в известно, пренебрегать определением

Упрощение методики, изложенной в [ 6],
проведено в предположении, что присосы в газоходе от места измерения в верху
топки до контрольного сечения (за пароперегревателем или далее по тракту), где
проводится отбор проб газа на анализ, невелики и мало меняются от опыта к опыту
из-за малого сопротивления поверхностей нагрева в этом районе.

В тех случаях,
когда это предположение не удовлетворяется, следует использовать методику [ 6]
без упрощений. Для этого требуется проведение не двух, а трех опытов. Причем
описанным выше двум опытам (далее с верхними индексами ” и “‘) должен
предшествовать опыт (с индексом ‘) при том же расходе организованного воздуха,
что и в опыте с индексом (“), но с большей нагрузкой.

4.
Определение присосов воздуха в системы пылеприготовления

Определять присосы согласно [ 7]
следует в установках с промбункером, а также с прямым вдуванием при сушке
дымовыми газами. При газовой сушке в обоих случаях присосы определяются, как и
в котле, на основе газового анализа в начале и в конце установки.

Расчет присосов по отношению к объему
газов в начале установки ведется по формуле

Расходы воздуха и влажного сушильного
агента определяются с помощью стандартных измерительных устройств либо с
помощью протарированных трубками Прандтля мультипликаторов [ 4].
Тарировку мультипликаторов следует производить в условиях, максимально
приближенных к рабочим, так как показания этих устройств не строго подчинены
закономерностям, присущим стандартным дроссельным устройствам.

Для приведения объемов к нормальным
условиям измеряются температура и давление воздуха на входе в установку и
влажного сушильного агента у мельничного вентилятора. Плотность воздуха ³) в
сечении перед мельницей (при обычно принимаемом содержании водяных паров (0,01
кг/кг сухого воздуха):³)
определяется по формуле

здесь Вм –
производительность мельницы, т/ч;

μ – концентрация топлива в воздухе,
кг/кг;

³/ч;

Подсчеты при определении присосов
проводятся по формулам:

где

Значение присосов по отношению к
теоретически необходимому для сжигания топлива расходу воздуха определяется по
формуле

³/ч;

n –
среднее число работающих систем пылеприготовления при номинальной нагрузке
котла;

В к – расход
топлива на котел, т/ч;

V 0 –
теоретически необходимый расход воздуха для сжигания 1 кг топлива, м3/кг.

Для выявления значения

В этом случае

ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА И ДИАПАЗОНА ЕЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ

5.1. При проведении эксплуатационных
испытаний следует выявить возможный диапазон регулирования температуры пара с
помощью пароохладителей и при недостатке этого диапазона определить
необходимость вмешательства в топочный режим для обеспечения требуемого уровня
перегрева, поскольку указанные параметры определяют техническое состояние
котла, характеризуют качество ремонта.

5.2. Оценка уровня температуры пара
ведется по значению условной температуры

К – коэффициент, учитывающий увеличение тепловосприятия перегревателя
вследствие роста температурного напора при включении пароохладителя. Значение
этого коэффициента зависит размещения пароохладителя: чем ближе пароохладитель
расположен к выходу из пароперегревателя, тем ближе к единице коэффициент. При
установке поверхностного пароохладителя на насыщенном паре К принимается
равным 0,75 – 0,8.

При использовании для регулирования
температуры пара поверхностного пароохладителя, в котором пар охлаждается за
счет пропуска через него части питательной воды,

При отсутствии измерения расхода воды на
впрыск последний может быть определен по формуле

5.3. Диапазон нагрузок котла, в пределах
которых номинальная температура свежего пара обеспечивается устройствами,
предназначенными для этой цели без вмешательства в режим работы топки,
определяется экспериментально. Ограничение для барабанного котла при снижении
нагрузки часто связано с неплотностью регулирующей арматуры, а при увеличении
нагрузки может являться следствием пониженной температуры питательной воды
из-за относительно меньшего расхода пара через пароперегреватель при неизменном
расходе топлива.

5.4. При проведении сравнительных
испытаний котла до и после ремонта так же экспериментально должен быть
определен диапазон нагрузок, при котором выдерживается номинальная температура
пара промперегрева. При этом имеется в виду использование проектных средств
регулирования этой температуры – паропарового теплообменника, газовой
рециркуляции, байпаса газов помимо промпароперегревателя (котлы ТП-108, ТП-208
с расщепленным хвостом), впрыска.

Рис. 3. Пример определения необходимого
дополнительного понижения температуры перегретого пара в пароохладителях при
понижении температуры питательной воды и сохранении неизменного расхода пара

Примечание. График построен исходя из того, что при
понижении температуры питательной воды, например с 230 до 150°С, и неизменных
паропроизводительности котла и расходе топлива энтальпия пара в
пароперегревателе увеличивается (при рп.п = 100 кгс/см2)
а 1,15 раза (со 165 до 190 ккал/кг), а температура пара с 510 до 550°С

Рис. 4. Пример определения нагрузки котла,
приведенной к номинальной температуре питательной воды 230 °С (при t п.в = 170 °С и Д t = 600 т/ч Дном = 660 т/ч)

Примечание . График построен при
следующих условиях: t п.е = 545/545°С; рп.п
= 140 кгс/см2; р’пром = 28 кгс/см2; р”пром
=26 кгс/см2; t ‘пром = 320°С; Дпром/Дпп
= 0,8

Таблица 3

Усредненные значения коэффициентов К , С и d для подсчета потерь тепла q 2

Температура холодного воздуха

Поправочный коэффициент КQ
определяется по формуле

Физическое тепло топлива имеет смысл
учитывать лишь при использовании нагретого мазута. Рассчитывается эта величина
в кДж/кг (ккал/кг) по формуле

Удельный расход тепла на 1 кг топлива,
внесенного в котел с воздухом (кДж/кг) [(ккал/кг)] при его предварительном
подогреве в калориферах, рассчитывается по формуле

³)
/ кДж [(кг·%·10³) / ккал];

Приведенная влажность твердого топлива и
мазута рассчитывается на основе текущих средних данных на электростанции по
формуле

При совместном сжигании топлива различных
видов и марок, если коэффициенты К, С и b для различных марок твердого топлива отличаются один
от другого, приведенные значения этих коэффициентов в формуле ( 28) определяются по формуле

где а1 а2 … а n – тепловые доли каждого из топлив в смеси;

К 1К2…К n – значения коэффициента К (С, b ) для каждого из топлив.

3.3. Потери тепла с химической неполнотой
сгорания топлива определяются по формулам:

для твердого топлива

для мазута

для природного газа

³
или кДж/м³. Значение

При расчетах в кДж/м3
численные коэффициенты в этой формуле умножаются на коэффициент К = 4,187
кДж/ккал.

В формуле (37) СО, Н2
и СН4 – объемные содержания продуктов неполного сгорания
топлив в процентах по отношению к сухим газам. Определяются эти величины с помощью
хроматографов по предварительно отобранным пробам газа [ 4].

Для практических целей, когда режим работы котла ведется при избытках воздуха,
обеспечивающих минимальное значение q3, вполне достаточно в
формулу (37) подставлять лишь значение СО. В этом случае можно обойтись
более простыми газоанализаторами типа “Testo-Term”.

Тепловой баланс котельного агрегата

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

В котельном агрегате химически связанная энергия топлива в процессе горения преобразуется в физическую теплоту горючих продуктов сгорания. Эта теплота расходуется на выработку и перегрев пара или нагревание воды. Вследствие неизбежных потерь при передаче теплоты и преобразовании энергии вырабатываемый продукт (пар, вода и т.д.) воспринимает только часть теплоты.

Тепловой баланс котельного агрегата заключается в установлении равенства между поступившим в агрегат количеством теплоты и суммой использованной теплоты и тепловых потерь. Тепловой баланс котельного агрегата составляется на 1 кг твердого или жидкого топлива или для 1 м3 газа.

Qр/р = Q1 ∑Qn

или

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

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

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

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

В уравнении (19.4) величина q1 представляет собой коэффициент полезного действия установки “брутто”. Он не учитывает затраты энергии на обслуживание котельной установки: привод дымососов, вентиляторов, питательных насосов и прочие расходы.

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

Qp/p = Qp/н Qв.вн Qпар Qфиз.т (19.5)

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

Теплоту, вносимую с воздухом, рассчитывают по равенству

QВ.BH = β V0Ср (Тг.вз – Тх.вз)

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

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

Qпар = Wф( iф – r )

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

Физическая теплота 1 кг топлива:

Qфиз.т – ст (Тт – 273),

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

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

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

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

где Vr – объем продуктов сгорания 1 кг топлива, определяемый по формуле (18.46), м3/кг; cр.r, ср.в – средние объемные изобарные теплоемкости продуктов сгорания топлива и воздуха, определяемые как теплоемкости газовой смеси (§ 1.3) с помощью таблиц (см. прил. 1);

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

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

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

Из всех потерь теплоты величина Q2 – самая значительная. Величина Q2 возрастает с увеличением коэффициента избытка воздуха, температуры уходящих газов, влажности твердого топлива и забалластированности негорючими газами газообразного топлива.

Снижение присосов воздуха и улучшение качества горения приводят к некоторому уменьшению потери теплоты Q2. Основным определяющим фактором, влияющим на потерю теплоты уходящими газами, является их температура. Для снижения Тух увеличивают площадь теплоиспользующих поверхностей нагрева – воздухоподогревателей и экономайзеров.

Величина Тух влияет не только на КПД агрегата, но и на капитальные затраты, необходимые для установки воздухоподогревателей или экономайзеров. С уменьшением Тух возрастает КПД и снижаются расход топлива и затраты на него. Однако при этом возрастают площади теплоиспользующих поверхностей (при малом температурном напоре площадь поверхности теплообмена необходимо увеличивать; см. § 16.1), в результате чего повышаются стоимость установки и эксплуатационные расходы.

Поэтому для вновь проектируемых котельных агрегатов или других теплопотребляющих установок значение Тух определяют из технико – экономического расчета, в котором учитывается влияние Tух не только на КПД, но и на величину капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

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

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

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

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

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

2. Потеря теплоты от химического недожога Q3(q3). Газы на выходе из топки могут содержать продукты неполного горения топлива СО, Н2, СН4, теплота сгорания которых не использована в топочном объеме и далее по тракту котлоагрегата.

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

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

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

Малое удельное тепловыделение в топке (qv = BQp/н/Vт, где В – расход топлива; VT – объем топки) является причиной сильного рас сеяния теплоты в топочном объеме и ведет к снижению температуры.

Завышенные значения qv также вызывают появление химического недожога. Объясняется это тем, что для завершения реакции горения требуется определенное время, а при значительно завышенном значении qv время нахождения топливовоздушной смеси в топочном объеме (т.е. в зоне наиболее высоких температур) оказывается недостаточным и ведет к появлению в газообразных продуктах сгорания горючих составляющих. В топках современных котельных агрегатов допустимое значение qv достигает 170 – 350 кВт/м3 (см. § 19.2).

Для вновь проектируемых котельных агрегатов значения qv выбирают по нормативным данным в зависимости от вида сжигаемого топлива, способа сжигания и конструкции топочного устройства. При балансовых испытаниях эксплуатируемых котельных агрегатов величину Q3 рассчитывают по данным газового анализа.

При сжигании твердого или жидкого топлива величину Q₃, кДж/кг, можно определить по формуле

3.Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива Q4(g4). При горении твердого топлива остатки (зола, шлак) могут содержать некоторое количество несгоревших горючих веществ (в основном углерода). В результате химически связанная энергия топлива частично теряется.

Потеря теплоты от механической неполноты сгорания включает ее потери вследствие:

• провала мелких частиц топлива через зазоры в колосниковой решетке Q_пр (q_пр);
• удаление некоторой части недогоревшего топлива со шлаком и золой Q_шл (q_шл);
• уноса мелких частиц топлива дымовыми газами Q_ун (q_ун)

Q4 – Qпp Qун Qшл

Потеря теплоты qyн принимает большие значения при факельном сжигании пылевидного топлива, а также при сжигании неспекающихся углей в слое на неподвижных или подвижных колосниковых решетках. Значение qун для слоевых топок зависит от видимого удельного энерговыделения (теплонапряжения) зеркала горения qR, кВт/м2, т.е. от количества выделяющейся тепловой энергии, отнесенного к 1 м2 горящего слоя топлива.

Допустимое значение qR BQр/н/R (В – расход топлива; R – площадь зеркала горения) зависит от вида сжигаемого твердого топлива, конструкции топки, коэффициента избытка воздуха и т.д. В слоевых топках современных котельных агрегатов величина qR имеет значения в пределах 800 – 1100 кВт/м2.

При расчете котельных агрегатов величины qR, q4 = qnp qшл qун принимают по нормативным материалам. При балансовых испытаниях потерю теплоты от механического недожога рассчитывают по результатам лабораторного технического анализа сухих твердых остатков на содержание в них углерода.

Обычно для топок с ручной загрузкой топлива q4 = 5 ÷ 10%, а для механических и полумеханических топок q4 = 1 ÷ 10%. При сжигании пылевидного топлива в факеле в котельных агрегатах средней и большой мощности q4 = 0,5 ÷ 5%.

4. Потеря теплоты в окружающую среду Q5 (q5) зависит от большого числа факторов и главным образом от размеров и конструкции котла и топки, теплопроводности материала и талщины стенок обмуровки, тепловой производительности котлоагрегата, температуры наружного слоя обмуровки и окружающего воздуха и т. д.

Потери теплоты в окружающую среду при номинальной производительности определяют по нормативным данным в зависимости от мощности котлоагрегата и наличия дополнительных поверхностей нагрева (экономайзера). Для паровых котлов производительностью до 2,78 кг/с пара q5 – 2 – 4%, до 16,7 кг/с – q5 – 1 – 2%, более 16,7 кг/с – q5 = 1 – 0,5%.

Потери теплоты в окружающую среду распределяются по различным газоходам котлоагрегата (топка, пароперегреватель, экономайзер и т.д.) пропорционально теплоте, отдаваемой газами в этих газоходах. Эти потери учитывают, вводя коэффициент сохранения теплоты φ = 1 q5/(q5 ȵк.а) где ȵк.а – КПД котельного агрегата.

5. Потеря теплоты с физической теплотой удаляемых из топок золы и шлаков Q6(q6) незначительна, и ее следует учитывать только при слоевом и камерном сжигание многозольных видов топлива (типа бурых углей, сланцев), для которых она составляет 1 – 1,5%.

Потери теплоты с горячей золой и шлаком q6, %, рассчитывают по формуле

где ашл – доля золы топлива в шлаке; Сшл – теплоемкость шлака; Тшл – температура шлака.

При факельном сжигании пылевидного топлива ашл = 1 – аун (аун – доля золы топлива, уносимой из топки с газами).

Для слоевых топок асл шл = ашл апр (апр – доля золы топлива в “провале”). При сухом шлакоудалении температура шлака принимается Тш = 870 К.

При жидком шлакоудалении, которое наблюдается иногда при факельном сжигании пылевидного топлива Тшл = Тзол 100 К (Тзол – температура золы в жидкоплавком состоянии). При слоевом сжигании горючих сланцев к зольности Aр вводится поправка на содержание углекислоты карбонатов, равная 0,3 (СО2), т.е. зольность принимается равной АР 0,3 (СО2)р/к. Если удаляемый шлак находится в жидком состоянии, то значение величины q6 достигает 3%.

В печах и сушилках, применяемых в промышленности строительных материалов, помимо рассмотренных потерь теплоты приходится учитывать также потери на прогрев транспортных устройств (например, вагонеток), на которых материал подвергается тепловой обработке. Эти потери могут доходить до 4% и более.

Таким образом, КПД “брутто” может быть определен как

ȵк.а = g1 – 100 – ∑q потерь(19.9)

Теплоту, воспринятую вырабатываемым продуктом (пар, вода), обозначим Qк.a, кВт, тогда имеем:

для паровых котлов

Q1 = Qк.а = D (in.n – iп.н) pD/100 ( i – iп.в) (19.10)

для водогрейных котлоагрегатов

Q1 = Qк.а = Мв ср.в (Твых – Твх) (19.11)

Где D – производительность котла, кг/с; iп.п – энтальпия перегретого пара (если котел вырабатывает насыщенный пар, то вместо iп.в следует поставить (iпн) кДж/кг; iп.в – энтальпия питательной воды, кДж/кг; р – количество воды, удаляемой из котлоагрегата с целью сохранения допустимого содержания солей в котловой воде (так называемая непрерывная продувка котла), %; i – энтальпия котловой воды, кДж/кг;

Расход топлива В, кг/с или м3/с, определяют по формуле

B = Qк.a/(Qр/н ȵк.a) (19.12)

Объем продуктов сгорания (см. § 18.5) определяют без учета потери от механического недожога. Поэтому дальнейший расчет котельного агрегата (теплообмен в топке, определение площади поверхностей нагрева в газоходах, воздухоподогревателя и экономайзера) осуществляется по расчетному количеству топлива Вр:

При сжигании газа и мазута Вр = В.