Расчетная работа. Методические указания (0.49 Мб)

Расчетная работа
Реконструкция котельной с установкой ПГУ с котлом-утилизатором и паровой
противодавленческой турбиной
Цель: сформировать умение рассчитывать тепловую схему котельной при ее реконструкции в мини-ТЭЦ с
использованием ПГУ.
Результат обучения: способность выполнять расчеты тепловых схем котельных при их реконструкции в мини-ТЭЦ
с использованием ПГУ.
Критерии оценки
Оценка
Критерии оценки
Неудовлетворительно
Студент не справился с заданием, обнаружив значительные пробелы в знании предмета,
явно не разбирается в термодинамических циклах мини-ТЭЦ и не умеет их
рассчитывать.
Удовлетворительно
Допущены более одной ошибки или более двух-трех недочетов.
Хорошо
Работа выполнена полностью, но обоснования шагов решения недостаточны. Допущена
одна ошибка или два-три недочета.
Отлично
Работа выполнена полностью и без ошибок. Возможно наличие одной неточности или
описки, не являющихся следствием незнания или непонимания учебного материала.
Студент показал полный объем знаний, умений в освоении пройденных тем и
применение их на практике.
1
Постановка задачи
В котельной Уральского федерального университета (УрФУ) реализован проект установки турбогенератора (рис.
1, позиция 1) мощностью 0,75 МВт, работающего параллельно с распределенной сетью 6 кВ. Тепловая сеть района
УрФУ работает с открытым водоразбором на нужды ГВС. Требуемая подпитка тепловой сети около 100 тонн/час,
поэтому для покрытия нужд ГВС требуется круглогодичная работа парового (для нужд деаэрации) котла ШБ-А7
(позиция 5) паропроизводительностью 15 т/час. Пар от данного котла направляется в турбину (1), а затем в деаэратор и
баки-аккумуляторы (2) для покрытия нужд ГВС. Благодаря этому установленная турбина работает практически круглый
год на номинальной нагрузке.
В настоящий момент выполнен проект установки паровой турбины производства Калужского турбинного завода
(3) электрической мощностью 3,5 МВт, пар на которую будет вырабатываться двумя уже пущенными в эксплуатацию
новыми котлами Бийского котельного завода ДЕ-25/14 (6).
Наконец, Уральским федеральным университетом предложен проект установки в котельной УрФУ газовой
турбины электрической мощностью 4,5 МВт. Фирма «Сименс» представила коммерческое предложение на поставку
газовой турбины в комплекте с котлом – утилизатором. В комплект поставки входит газовая турбина электрической
мощностью 4,5 МВт, паровой котел –утилизатор паропроизводительностью 9 т/час, дожимные компрессоры для
увеличения давления газа перед турбиной.
Газовая турбина с котлом-утилизатором идеально вписывается в существующую тепловую схему котельной
(рис.1). В летнем режиме с мая по сентябрь включительно пар, вырабатывемый котлом-утилизатором, поступает в
турбину (1) мощностью 0,75 МВт, дополнительное количество пара поступает от парового котла ШБ-А7,
паропроизводительностью 15 т/ч (5).
В летнем (июнь-июль-август) режиме работы пар, направляемый в бойлер, с избытком обеспечивает нагрузку
горячего водоснабжения, поэтому мощность турбины и соответственно расход пара, вырабатываемый котломутилизатором, приходится снижать в соответствии с требуемой тепловой нагрузкой в 1,56-1,6 раза. В этот период для
покрытия тепловой нагрузки работа других котлов не требуется.
2
В зимний и осенний период с октября по апрель для обеспечения максимальной выработки электрической энергии
и покрытии тепловой нагрузки необходима: работа паровых котлов ДЕ-25 (6), обеспечивающих паром паровую турбину
(3), а также работа водогрейных котлов (8) для полного обеспечения тепловой нагрузки.
В переходный период (май, сентябрь) теплой нагрузки котельной недостаточно для загрузки паровой турбины
мощностью 3,5 МВт, поэтому в работе находятся газовая турбина с котлом утилизатором и паровая турбина ТГ
0,75ВАЗ/6,3Р13/2, для которой пар вырабатывает котел ШБ-А7.
Рис.1. Тепловая схема установки газовой турбины в котельной УрФУ
К – компрессор, КС – камера сгорания, ГТ – газовая турбина, КУ – котел-утилизатор,
1 –паровая турбина мощностью 0,75 МВт, 2 – бак ГВС, 3 - паровая турбина мощностью 3,5 МВт, 4 – питательный насос, 5 – паровой котел
ШБ (15 т/ч), 6 - паровой котел ДЕ (25т/ч), 7 – бойлер системы теплоснабжения; 8 – водогрейные котлы ПТВМ и ТВГМ; 9 – сетевые насосы; 10
– потребители теплоты
3
Режимные карты всех в настоящее время установленных котлов приведены в приложении 1.
Требуется определить в расчетной работе, выполняемой по вариантам (№ 1–12) выработку электроэнергии на
тепловом потреблении в течение месяца, загрузку установленного в котельной оборудования, часовые и среднемесячные
расходы топлива на газовую турбину, паровые и водогрейные котлы.
Номером варианта является номер месяца в году. В качестве других вариантов могут рассматриваться более
длительные периоды работы.
Исходные данные
В качестве исходных данных принимаются: расчётные нагрузки на отопление и ГВС для котельной УрФУ (таблица
1); паспортные эксплуатационные данные газовой турбины (таблица 2); диаграмма режимов работы турбогенератора
ТГ3,5/6,3Р12/1,2 (рис. 2); характеристики турбины тепловой мощностью 0,75 МВт (таблица 3); тепловая схема
котельной (рис. 1).
Таблица 1 – Сводные суммарные расчетные тепловые нагрузки
33772
22360
Декабрь
43327 37228
Ноябрь
3759
Отопление и вентиляция
3226
3484
Горячее водоснабжение
2979 2524 1781 2524 2894
Итого
6204 2524 1781 2524 6378
Октябрь
3884
Сентябрь
3508
Август
3884
Июль
18602
Июнь
29888
Май
Апрель
39444 33720
Январь
Март
Февраль
Суммарная нагрузка за месяц, Гкал
Всего,
Гкал
20888
28817
36777
214846
3884
3759
3884
39264
24772
32575
40661
254108
Расчетный годовой расход теплоты составляет 254108 Гкал/год.
4
№
Наименование
Температура наружного
1
воздуха
Температура наружного
2
воздуха
Мощность генератора газовой
3
турбины
4 КПД генератора
5 Механический КПД
6 Частота вращения
7 Подведенная теплота
8 Расход отходящих газов
Температура отходящих газов
9
за турбиной
10 Температура отходящих газов
11 Удельная мощность
Давление газов после
12
компрессора
Объёмные проценты газов
1 Кислород
2 Азот
3 Водяные пары
4 Диоксид углерода
5 Аргон
Массовые проценты газов
1 Кислород
2 Азот
3 Водяные пары
4 Диоксид углерода
5 Аргон
Таблица 2 – Паспортные эксплуатационные данные газовой турбины
Обозн. Размер.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
t
C
-36
-30
-20
-10
0
10
15
20
30
37
T
К
237
243
253
263
273
283
288
293
303
310
Nг
МВт
6
6
6
6
5,797
5,437
5,264
5,062
4,696
4,427
ηген
ηмех
n
Q1
Gг
%
%
об/мин
МВт
кг/с
96,5
96,5
96,5
96,5
96,5
96,5
96,5
96,5
96,5
99
99
99
99
99
99
99
99
99
17384 17384 17384 17384 17384 17384 17384 17384 17384
19,885 19,582 19,291 19,087 18,525 17,648 17,22 16,746 15,907
23,87 23,51 22,92 22,35 21,67 20,83 20,42 19,96 19,08
96,5
99
17384
15,3
18,37
tг
С
491,7
493,2
502,9
515,9
525,7
531,5
534
537,8
545,2
551,6
Tг
b
К
кДж/кВт*ч
764,7
11931
766,2
11749
775,9
11574
788,9
11452
798,7
11504
804,5
11685
807
11776
810,8
11909
818,2
12917
824,6
12441
P
МПа
1,74
1,72
1,68
1,65
1,60
1,54
1,52
1,48
1,42
1,37
Обозн.
О2
N2
H2 O
CO2
Ar
Обозн.
О2
N2
H2 O
CO2
Ar
Размер.
%
%
%
%
%
Размер.
%
%
%
%
%
1
14,35
75,86
5,86
3,02
0,9
1
16,13
74,24
3,7
4,67
1,26
2
14,35
75,86
5,89
3,02
0,9
2
16,13
74,24
3,7
4,67
1,26
3
14,29
75,84
5,92
3,05
0,9
3
16,06
74,22
3,74
4,72
1,26
4
14,19
75,8
6
3,1
0,90
4
15,95
74,2
3,8
4,79
1,26
5
14,18
75,8
6,01
3,1
0,9
5
15,95
74,2
3,8
4,79
1,26
6
14,09
75,27
6,67
3,07
0,89
6
15,89
73,87
4,23
4,77
1,25
7
14,07
75,06
6,92
3,06
0,89
7
15,87
73,74
4,39
4,75
1,25
8
14,02
74,78
7,27
3,05
0,89
8
15,84
73,56
4,62
4,73
1,25
9
13,83
73,91
8,36
3,03
0,88
9
15,69
73,02
5,34
4,72
1,24
10
13,59
73,01
9,51
3,02
0,87
10
15,49
72,45
6,1
4,74
1,23
5
Рис. 2. Режимные характеристики турбогенератора
6
Таблица 3. Характеристики турбины тепловой мощностью 0,75 МВт,
с противодавлением до 2 атм.
Наименование
Размерность
1
Мощность при cos  0,8
Частота вращения ротора:
- турбины
- генератора
Давление сухого насыщенного пара перед КС, абс.
Температура сухого
насыщенного пара перед
КС, не менее
Давление пара за турбиной,
абс.
Расход насыщенного пара
при номинальных
параметрах пара, не более
Расход охлаждающей воды
Давление охлаждающей
воды на входе
Температура охлаждающей
воды на входе
Тип генератора
Напряжение на клеммах
генератора
Цикл охлаждения
генератора
Вывод силовой нейтрали
генератора
Температура окружающего
воздуха
Масса установки в
комплекте поставки, сухая
2
rDn
об/мин
ТГ 0,75ПА/6,3 Р13/4
(“Кубань 0,75ПВАЗ”)
номина раб. диап.
л
3
4
750
0-750
ТГ 0,75ВАЗ/6,3 Р13/2
(“Кубань 0,75ВАЗ”)
номинал
раб. диап.
5
750
6
0-750
МПа
(кгс/см3)
8000
1500
1,3
(13,0)
7320-8600
1372-1612
1,0-1,4
(10-14)
8000
1500
1,3
(13,0)
7320-8600
1372-1612
1,0-1,4
(10-14)
С
191
Т1-250
191
Т1-250
МПа
(кгс/см3)
0,4
(4,0)
0,30-0,50
(3,0-5,0)
0,2
(2,0)
0,15-0,30
(1,5-3,0)
т/ч
22,5
-
14,4
-
М3/ч
МПа
(кгс/см3)
С
10
0,15
(1,50)
+20
10…15
0,12-0,70
(1,2-7,0)
+4…+32
10
0,15
(1,50)
+20
10…15
0,12-0,70
(1,2-7,0)
+4…+32
6300
СГ»-750/6,3
5670-6615
6300
5670-6615
В
С
т
Воздушный
разомкнутый
имеется
+25
+15…+45
12,1+5%
Воздушный
разомкнутый
имеется
+15…+45
+25
12,1+5%
Примечание. Т1 – температура насыщения пара при заданном давлении.
7
Методические указания
1. Расчётные характеристики газовой турбины
Особенность расчётов тепловых схем с использованием газовых турбин является
существенная зависимость всех характеристик турбины от температуры наружного
воздуха. Так с увеличением температуры наружного воздуха от -36С до +35С
электрическая мощность турбины снижается с 6 до 4,5 МВт, уменьшается расход
продуктов сгорания, возрастает температура уходящих из газовой турбины продуктов
сгорания.
По представленным в таблице 2 данным последовательно рассчитайте следующие
параметры, необходимые для расчёта тепловой схемы ТЭЦ:
КПД газовой турбины как отношение полезно полученной электрической
мощности к подведённой теплоте
г 
Nг
 100, %
Q1
(1)
коэффициент избытка воздуха в камере сгорания газовой турбины:

21
21  О2
(2)
В первом приближении средняя (при различных температурах наружного воздуха)
температура уходящих газов принималается равной 140°С, и рассчитывается средняя
температура продуктов сгорания в котле-утилизаторе
tср 
tг  140
2
(3)
При данной температуре рассчитывается средняя массовая теплоёмкость продуктов
сгорания в котле – утилизаторе:
cг   ci  mi
,
(4)
где ci – массовая теплоёмкость i-того компонента при tср, mi – массовая доля i-того
компонента. Тепловая мощность Qу , уносимая продуктами сгорания из газовой турбины,
может быть рассчитана как:
Qу  Gг  cг  tг
, кВт
(5)
н
Тепловосприятие котла-утилизатора Qку при температуре наружного воздуха -36°С и
принятой при этом температуре уходящих из котла-утилизатора газов равной tух=160 °С
может быть рассчитана как
Qкун  Gг  cг     tг  t ух  , кВт
(6)
Считая, что с увеличением температуры наружного воздуха (с уменьшением расхода
продуктов сгорания и увеличением температуры газов на входе в котел-утилизатор)
8
тепловосприятие котла изменяется незначительно, температуру уходящих из котлаутилизатора газов можно приближенно рассчитать как:
t ух  tг 
Qу  Qкун
Gг  cг , кВт
(8)
Построить зависимости электрической мощности газовой турбины, расхода
продуктов сгорания (отходящих газов), температуры газов на выходе из турбины,
количество подведенной теплоты, КПД, и температуры уходящих из котла-утилизатора
газов от температуры наружного воздуха. Все зависимости были аппроксимировать
полиномами различной степени со среднеквадратичным отклонением не менее 0,989.
2. Характеристики паровых турбин и определение
КПД паросилового цикла
Параметры пара котла-утилизатора соответствуют параметрам установленного в
котельной УрФУ парового котла ДЕ-25-14-225ГМ. Котел ДЕ-25-14-225ГМ по данным
эксплуатации вырабатывает слабо перегретый пар давлением 1,4 МПа, с температурой
перегретого пара 210°С. Необходимые параметры теплоносителей котла-утилизатора
определены по таблицам перегретого пара и по таблицам сухого насыщенного пара и воды
и приведены в таблице 4.
Таблица 4– Параметры теплоносителей тепловой схемы с котлом-утилизатором
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Наименование
Энтальпия перегрето пара
Давление в барабане
Энтальпия насыщенного пара
Энтальпия кипящей воды
Температура насыщения
Процент продувки КУ
Энтальпия питательной воды
Температура питательной воды
Давление пара в бойлере
Энтальпия конденсата в бойлере
Энтальпия пара в бойлере
Температура конденсата после охладителя
конденсата
Обозн.
hпп
pб
h"
h'
ts
П
hпв
tпв
Pб
h'б
h''б
Размер.
кДж/кг
МПа
кДж/кг
кДж/кг
C
%
кДж/кг
С
МПа
кДж/кг
кДж/кг
Значение
2830
1,5
2791
845
198
7
439,95
105
0,12
439,95
2537
tконд
С
80
Характеристика турбины тепловой мощностью 3,5 МВт и технические данные
паровой турбины 0,75 МВт представлены на рис. 1. При противодавлении 0,12 МПа и
температуре перегретого пара 210°С расход пара на паровую турбину составляет 43 т/час
или 11,94 кг/с
Для определения энтальпии влажного пара в бойлере рассмотрим процесс
расширения перегретого пара в турбине.
9
Подведенная к циклу теплота равна разности энтальпий перегретого пара и
энтальпии питательной воды (таблица 4). Теоретическая работа цикла lц определяется
графически по h-S диаграмме (рис. 3) при адиабатном расширении пара от состояния 1
(перегретый пар p=1,4 МПа, tпп=210°C) до состояния 2 (влажный пар при давлении 0,12
МПа). Энтальпия влажного наcщенного пара определена по h-S графически и составила
h2= 2410 кДж/кг. Определённая таким образом работа цикла составила hпп-h2=28302410=420 кДж/кг.
Теоретический КПД цикла рассчитывается по выражению
ц 
lц
hпп  hпв

420
 0,176
2868  439,5
(9)
Действительную работу цикла можно рассчитать по известной мощности турбины и
действительному расходу пара:
lд 
N г 3500

 293
Dпп 11,94
кДж/кг
(10)
Рис.3. Паросиловой цикл на перегретом паре.
Теоретический КПД цикла рассчитывается по выражению
ц 
lц
hпп  hпв

420
 0,176
2868  439,5
(9)
Действительную работу цикла можно рассчитать по известной мощности турбины и
действительному расходу пара:
lд 
N г 3500

 293 кДж/кг
Dпп 11,94
(10)
10
Внутренний относительный КПД турбины может быть рассчитан как отношение
действительной работы цикла к теоретической работе цикла [5]:
от 
lд 293

 0,7
lц 420
(11)
Тогда действительный КПД турбины с учетом механических КПД турбины и
генератора будет равен:
д  ц от  0,176  0,7  0,123
(12)
Энтальпия влажного пара, поступающего в бойлер после парой турбины, определится
как разность энтальпии перегретого пара на входе в турбину и действительной работы в
турбине:
hб  hц  hпп  lц  2830  293  2537 кДж/кг
(13)
Паровая турбина марки ТГ0,75ВАЗ/6,3Р13/2 рассчитана на работу как на
насыщенном, так и на перегретом паре. Необходимые для расчета характеристики турбины
параметры насыщенного пара котла ШБ-А7 приведены в таблице 5.
В переходный период и в часть летнего возможна совместная работа котлаутилизатора и парового котла ШБ-А7, пар из которых будет поступать в паровую турбину
мощностью 0,75 МВт. В этом случае на вход в паровую турбину будет поступать смесь
слабо перегретого пара от котла-утилизатора и насыщенного пара от котла ШБ.
Таблица 5. –Параметры пара и характеристики турбин мощность 0,75 МВт
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Наименование
Мощность турбины
Давление пара
Температура насыщенного пара
Энтальпия пара
Энтальпия питательной воды
Энтальпия пара после турбины
Энтальпия кипящей воды
Номинальный расход пара на турбину
Номинальный расход пара на турбину
Обозн.
N
p
tнп
hнп
hпв
h3
h´
Dнп
Dнп
Размер.
МВт
Мпа
С
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
т/час
кг/с
Значение
0,75
1,4
195
2789
439,95
2639
830
14,4
4
Энтальпия пара на входе в паровую турбину будет рассчитана как
средневзвешенная, с учётом расходов пара от котла – утилизатора и от парового котла ШБ.
Суммарный расход пара на паровую турбину электрической мощностью 0,75 МВт
составляет по данным завода изготовителя D=14,4 т/час=4 кг/с . Средний расход пара котла
– утилизатора в летний период составляет Dку=3,57 кг/с, с энтальпией (таблица 4) hпп=2830
кДж/кг, средний расход пара в летний период котла ШБ равен Dнп= 0,43 кг/с с энтальпией
hнп=2789 кДж/кг. Тогда энтальпия смеси насыщенного и перегретого пара, может быть
определена по выражению:
11
h
Dпп  hпп  Dнп  hнп 3,57  2830  0,43  2789

 2825 кДж/кг
Dпп  Dнп
4
(14)
Точно также можно определить температуру пара:
t3 
Dпп  tпп  Dнп  tнп 3,57  210  0,43  195

 208 °С
Dпп  Dнп
4
(15)
На рисунке 4 представлен паросиловой цикл на смеси перегретого и насыщенного
водяного пар с давление пара 1,4 МПа. Смешивается перегретый пар (состояние 1) и
насыщенный пар (состояние 2), в результате мы получаем слабо перегретый пар с
энтальпией равной h3=2825 кДж/кг, точка состояния 3 после смешения определяется по h-S
диаграмме (соответствует температуре 208 °С). Подведенная к циклу теплота равна
разности энтальпии h3=2825 кДж/кг и энтальпии питательной воды (таблица. 5).
Теоретическая работа цикла lц
определяется графически по h-S диаграмме при адиабатном расширении пара от состояния
3 (перегретый пар после смешения потоков p=1,4 МПа, tпп=208°C) до состояния 2 (влажный
пар при давлении 0,12 МПа). Определённая таким образом работа цикла составила 425
кДж/кг, энтальпия пара после адиабатного расширения оказалась равной h=2400 кДж/кг, а
теоретический КПД цикла:
Рис.4. Цикл Ренкина на смеси насыщенного и перегретого водяного пара.
ц 
lц
hпп  hпв

425
 0,176
2868  439,5
(16)
Действительную работу цикла можно рассчитать по известной мощности турбины и
действительному расходу пара:
12
lд 
N г 750

 187 кДж/кг
Dпп
4
(17)
Внутренний относительный КПД турбины может быть рассчитан как отношение
действительной работы цикла к теоретической работе Цикла:
от 
lд 187

 0, 44
lц 425
(18)
Тогда действительный КПД турбины будет равен:
д  ц от  0,178  0,44  0,0785
(19)
Энтальпия влажного пара после турбины составит h"=h3 -lд =2825-187,5=2637,5.
Пар с этой энтальпией подается в деаэратор, где скрытая теплота парообразования
затрачивается на подогрев воды и выделившаяся теплота используется на нужды горячего
водоснабжения.
13
Приложение 1. Режимные карты котлов котельной УрФУ
Режимная карта работы котла ШБ-А7 ст. №1 при сжигании природного газа
Наименование величин
1
Паропроизводительность котла по прибору, т/ч
Давление пара в барабане котла, кгс/м2
Температура питательной воды до ВЭК, С
Расход газа по прибору, м3/ч
Температура воздуха после ВЗП, С
Разрежение в топке котла, кгс/м2
Состав продуктов горения перед дымососом, %
СО2
О2
СО
NOк, ррm
Коэффициент избытка воздуха перед дымососом
Температура уходящих газов перед дымососом, С
Потери тепла с уходящими газами, %
Потери тепла вследствие химической неполноты
горения, %
Потери тепла в окружающую среду, %
Сумма тепловых потерь, %
КПД котла брутто, %
Удельный расход натурального топлива на 1 Гкал,
нм3/Гкал
Удельный расход условного топлива на 1 Гкал, кг
у.т./Гкал
2
8,40
11,00
101
650
185
3
9,50
12,00
100
750
190
4
10,50
12,00
102
850
200
4,60
12,80
0,0
5,80
10,80
0,0
6,00
10,30
0,0
2,40
124
8,82
0,0
1,95
130
7,70
0,0
2,77
11,59
88,41
143,293
163,906
Нагрузка котла, т/ч
5
11,50
12,00
102
950
200
18-20
6
12,10
11,50
100
1-5202
7
12,75
12,00
110
1150
207
8
13,70
11,50
110
1200
210
6,00
10,30
0,0
6,00
10,30
0,0
6,00
10,30
0,0
6,00
10,30
0,0
1,87
137
7,94
0,0
1,87
145
8,51
0,0
1,87
154
9,15
0,0
1,87
161
9,65
0,0
1,87
164
9,87
0,0
2,29
9,98
90,02
140,703
2,09
10,02
89,98
140,816
1,86
10,37
89,63
141,363
1,56
10,71
89,29
141,950
1,49
11,14
88,86
142,643
1,35
11,22
88,78
142,770
160,944
161,073
161,700
162,371
163,163
163,309
14
Режимная карта водогрейного котла №2 типа КВГМ-50 КТЦ ЭПК УрФУ при работе на природном газе
Наименование режимных
параметров и ТЭП
котлоагрегата
1
Обозначение
Размерность
2
3
Расход газа
Разрежение в топке
Расход воды через котел
Температура воды перед
котлом
Температура воды на выходе
из котла
Температура уходящих газов
Концентрация кислорода в
конвективном пучке
Концентрация продуктов
неполного сгорания в конв.
пучке (химнедожог)
Вг
Рт
Wк
tк.1
Концентрация кислород в
конвективном пучке (по
Теsto)
Концентрация кислород в
уходящих газах, перед
дымососом (по Теsto)
Концентрация продуктов
неполного сгорания в
конвективном пучке
(по Теsto)
Значения режимных параметров в испытанном диапазоне тепловых нагрузок
4
5
6
7
Параметры, измеряемые штатными приборами
М3/час
1800
2000
2000
2300
2
кгс/м
-2,0
-2,0
-2,0
-2,0
т/час
580
580
580
580
68
69
72
67
С
8
9
10
11
2700
-2,0
580
76
3200
-2,0
580
77
3700
-2,0
580
70
4200
-2,0
580
70
tк.2
С
90
93
97
96
110
119
115
121
tух
O2, к
С
%
95
0,95
102
0,95
107
1,8
110
0,9
126
0,83
140
0,85
144
0,9
149
1,1
1,4
1,5
1,6
O2,к
Зона
индикат
Голубая зона «слюды»
ора
Параметры, измеряемые переносными приборами
%
1,6
1,5
2,1
1,6
1.4
O2,ух
%
2,3
2,4
2,7
2.2
1,9
1,8
1,8
1,9
СОк
ррm
10
50
0
5
20
10
10
0
15
Концентрация продуктов
неполного сгорания в
уходящих газах, перед
дымососом (по Теsto)
Концентрация окислов азота в
конвективном пучке
(химнедожог)
Концентрация окислов азота в
уходящих газах, перед
дымососом (по Теsto)
Коэффициент избытка
воздуха в конвективном пучке
Коэффициент избытка
воздуха в в уходящих газах,
перед дымососом
Потери тепла с уходящими
газами
Потери тепла в окружающую
среду
КПД, брутто
Удельный расход условно-го
топлива на выработанное
тепло
Теплопроизводительность
СОух
ррm
60
100
10
20
55
25
30
25
NO2
ррm
68
66
70
78
77
80
83
86
NO2,ух
ррm
60
100
10
10
55
25
30
25
1,06
1,07
1,07
к
Расчетные параметры и технико-экономические показатели
1,07
1,06
1,1
1,07
1,06
ух
1,11
1,11
1,13
1,11
1,09
1,08
1,08
1,09
q2
%
4,23
4,55
4,85
4,88
5,52
6,11
6,25
6,53
Q5
%
3,06
2,80
2,74
2.32
2,01
1,63
1,49
1.32
бр
bусл.
%
кг у.т.
Гкал
92,70
151,3
92,65
151,6
92,41
152,1
92,80
152,7
92,46
151,8
92,26
153,0
92.26
153,7
92,15
154,4
Q
Гкал/ч
12,8
13,9
14,3
16,8
19,4
23,9
26,1
29,6
16
Режимная карта работы котла ШБ-А7 ст. №3 при сжигании природного газа
Наименование величин
1
Паропроизводительность котла по прибору,
т/ч
Давление пара в барабане котла, кгс/м2
Температура питательной воды до ВЭК, С
Расход газа по прибору, м3/ч
Температура воздуха после ВЗП, С
Разрежение в топке котла, кгс/м2
Состав продуктов горения перед дымососом,
%
СО2
О2
СО
NOк, ррm
Коэффициент избытка воздуха перед
дымососом
Температура уходящих газов перед
дымососом, С
Потери тепла с уходящими газами, %
Потери тепла вследствие химической
неполноты горения, %
Потери тепла в окружающую среду, %
Сумма тепловых потерь, %
КПД котла брутто, %
Удельный расход натурального топлива на 1
Гкал, нм3/Гкал
Удельный расход условного топлива на 1
Гкал, кг у.т./Гкал
Нагрузка котла, т/ч
5
6
11,50
12,10
2
8,40
3
9,50
4
10,50
7
12,75
8
13,70
11,00
101
650
185
12,00
100
750
190
12,00
102
850
200
12,00
102
950
200
18-20
11,50
100
1-5202
12,00
110
1150
207
11,50
110
1200
210
5,80
10,80
0,0
101,0
1,95
6,40
9,80
0,0
110,0
1,79
6,50
9,50
0,0
113,0
1,74
6,50
9,50
0,0
114,0
1,74
6,50
9,40
0,0
132,0
1,73
6,70
92
0,0
134,0
1,70
6,70
9,10
0,0
140,0
1,69
134
140
146
151
153
159
163
7,47
0,00
7,17
0,00
7,51
0,00
7,85
0,00
7,98
0,05
8.19
0,02
8,45
0,02
2,59
10,06
89,94
141,182
2,19
9,36
90,64
140,225
1,99
9,50
90,50
140,391
1,81
9,66
90,34
140,640
1,76
9,79
90,21
140,832
1,64
9,85
90,15
140,747
1,55
10,02
89,98
140,959
161,492
160,398
160,588
160,872
161,092
160,994
161,237
17
Режимная карта парового котла ДЕ-25-14-225-ГМ ст.№4
при работе на природном газе
№
Наименование параметра
Ед.изм.
п/п
Нагрузка, %
Нагрузка, %
25,8
43,8
54,8
79,0
1
Паропроизводительность
т/ч
6,4
10,9
13,7
21,5
2
Давление пара в барабане
кгс/см2
11
11
11
11
3
С
102
102
102
102
5
Температура питательной воды в
экономайзере
Расход газа по прибору
м3/ч
510
860
1200
1650
8
Разрежение в топке
кгс/см2
2,0-3,5
2,0-3,5
2,0-3,5
2,0-3,5
9
Разрежение за котлом
кгс/см2
10
15
25
35
10
Коэффициент избытка воздуха за
экономайзером
Температура уходящих газов за
экономайзером
Состав уходя- углекислый газ СО2
1,19
1,25
1.24
1,25
С
115
133
137
149
%
9,6
9,1
9,2
9,1
щих газов за
кислород О2
%
3,6
4,6
4.4
4,5
котлом
окись углерода СО
%
0
0
0
0
1,19
1,25
1,24
1,25
11
12
С
208
218
233
264
15
Коэффициент избытка воздуха за
котлом
Температура уходящих газов за
котлом
КПД котла брутто
%
89,39
91,56
91,71
91,82
16
Уд. расход натурального топлива
нм3/Гкал
139,71
136,41
136,18
136,08
13
14
18
Режимная карта работы котла №5 типа ДЕ-25-14-225 на природном газе
Наименование параметра
1
Паропроизводительность, т/ч
Давление пара в барабане, кгс/м2
Температура перегретого пара, С
Температура воды до экономайзера, С
Температура воды после экономайзера, С
Расход газа по прибору, нм3/ч
Разрежение в топке, кгс/м2
Температура газов за котлом, С
Температура газов за экономайзером, С
Состав продуктов сгорания за экономайзером,
%
Коэффициент избытка воздуха за экономайзером
КПД котла брутто, %
Удельный расход условного топлива на Гкал тепла
Примечания:
Величина
2
4,4
3
6,0
4
11,7
5
15,5
6
17,5
7
19,7
220
220
220
134
1218
138
1380
141
1550
235
125
10,2
2,8
1.14
92,74
154
248
130
10,4
2,5
1,12
92,88
153,8
256
10,7-10,8
209
212
217
97-100
120
367
125
493
128
925
190
104
9,4
4,2
1,22
87,51
163,2
198
108
9,6
3,9
1,2
89,68
159,3
223
117
10,0
3,2
1,16
92,26
154,9
3,0-4,0
СО2
О2
10,4
2,5
1,12
92,75
154,0
1. Регулирование газа велось регулирующей заслонкой, воздуха частотным преобразователем вентилятора разрежения частотным
преобразователем дымососа.
2. Режимная карта составлена в апреле 2011 г., срок действия три года.
19
Режимная карта работы котла №6 типа ТВГМ-30 КТЦ ЭПК УрФУ
Топливо – природный газ
Параметры
1
Теплопроизводительность
Число работающих горелок
Расход газа по щитовому
прибору
Расход воды через котел
Разрежение в топке
Температура уходящих газов
Щитовой кислородомер
Кислород в уходящих газах
(по Теsto)
Избыток воздуха “за котлом”
КПД котла брутто
Q=7955 ккал/нм3 при 20С и 760 мм рт.ст.
Обозначение
2
Qк
n
Впр.г
Ед. изм.
Gвод
Sm
tух.г
O2
O2
т/ч
кгс/м2
С
%
%
85-90
2,6-2,8
4,0-4,1
100-105
2,4-2,5
3,9-4,0
115-120
2,2-2,3
3,3-3,5
ух.г
η бр
к
bусл.
%
1,2
94,45
1,18
94,32
1,16
94,02
1,1
93,66
кг у.т.
Гкал
151,3
151,6
152,1
152,7
Удельный расход услов-ного
топлива на 1 Гкал
3
Гкал/ч
шт.
нм3/ч
Значение величин
4
12,5
4
1700
5
14,8
4
2000
6
17,9
4
2500
7
21,3
4
3000
8
17,9
6
2500
9
22,8
6
3200
10
25,1
6
3500
11
29,3
6
4000
145-150
1,1-1,2
2,0-2,1
150-160
1,0-1,1
1,9-2,0
165-175
0,9-1,0
1,8-1,6
1,16
94,21
1,1
93,56
1,08
93,04
1,06
92,67
151,8
153,0
153,7
154,4
375-380
2-3
130-140
110-120
1,6-1,8
1,4-1,5
2,0-2,5
2,4-2,6
Примечания:
При работе на 4-х горелках воздушные шибера на неработающих горелках приоткрыты на 1-2 деления
tп.г=+9-10С; tх.в=+24-25С
20
Режимная карта работы котла №7 типа ПТВМ-30 КТЦ ЭПК УрФУ
Топливо – природный газ
Параметры
1
Теплопроизводительность
Число работающих
горелок
Расход газа по
щитовому прибору
Расход воды через
котел
Разрежение в топке
Температура
уходящих газов
Щитовой
кислородомер
Кислород в
уходящих газах (по
Теsto)
Избыток воздуха “за
котлом”
КПД котла брутто
Удельный расход
условного топлива на
1 Гкал
Q=7955 ккал/нм3 при 20С и 760 мм рт.ст.
Обозначение
2
Qк
Ед. изм.
Значение величин
3
Гкал/ч
4
18,8
5
21,5
6
25
7
29,5
8
25,5
9
30
10
32,6
11
36,6
12
39
n
шт.
4
4
4
4
6
6
6
6
6
Впр.г
нм3/ч
2500
3000
3500
4000
3500
4000
4500
5000
5250
Gвод
т/ч
Sm
tух.г
кгс/м2
С
100-105
115-120
135-140
145-155
2-3
140-145
150-155
165-170
175-180
185-190
O2
%
1,61,8
1,2-1,4
1,0-1,1
1,0-1,1
1,2-1,3
1,1-1,2
0,9-1,0
0,9-1,0
0,8-1,0
O2
%
2,4-2,6
2,2-2,4
1,8-1,9
1,8-1,9
1,9-2,0
1,8-1,9
1,5-1,6
1,5-1,6
1,5-1,6
ух.г
-
1,12
1,1
1,08
1,08
1,09
1,06
1,05
1,05
1,05
η бр
к
bусл.
%
94,88
94,44
93,82
93,39
93,78
93,31
92,83
92,49
92,32
кг у.т.
Гкал
150,7
151,4
152,4
153,1
152,5
153,3
154,0
154,6
154,9
490-505
21