Главная Случайная страница


Полезное:

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

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






Балансы пара. Загрузка турбин и котлов





-Расчет суммарного расхода пара теплофикационного отбора

Расход пара из теплофикационных отборов турбин равен сумме расходов пара на подготовку подпиточной, сетевой и добавочной воды:

.

-Первый режим

т/ч.

-Второй режим

т/ч.

 

-Третий режим

т/ч.

-Четвертый режим

т/ч.

 

-Расчет суммарного расхода пара производственного отбора

 

Расход пара из производственных отборов турбин равен сумме расходов пара, отпускаемого на производство ( = 100 т/ч), на пиковые подогреватели сетевой воды ( ) и на собственные нужды ТЭЦ ( ):

 

.

 

Расход пара на собственные нужды принят в пределах 2÷3% от суммарной паропроизводительности котлов в зависимости от режима ( = 15÷22 т/ч).

-Первый режим

т/ч.

 

-Второй режим

т/ч.

 

-Третий режим

т/ч.

-Четвертый режим

т/ч.

 

-Составление балансов пара

Определив необходимые количества пара из теплофикационных и производственных отборов турбин, загружаются выбранные турбины, и определяются расходы острого пара на турбины с помощью диаграмм режимов (см. табл. 4). При определении расхода пара на турбины приняты номинальные значения электрической мощности турбин ПТ-60/75-12,8/1,28 и Т-50/60-12,8 (соответственно, 60 МВт и 50 МВт).

В первом режиме количества пара производственного отбора турбины ПТ-60/75-12,8/1,28 (140 т/ч) недостаточно для обеспечения заданных нагрузок. Для их покрытия устанавливаются пиковые РОУ 13,8/1,28, так как после загрузки турбин выявился избыток острого пара.

 

-Расчет РОУ

Для определения расхода первичного пара на РОУ 13,8/1,28 необходимо рассчитать расход охлаждающей воды на 1 кг первичного пара

 

кг/кг,

 

где W – расход охлаждающей воды на охладитель, т/ч;

и – энтальпии, соответственно, первичного (13,8 МПа) и вторичного пара (1,28 МПа), кДж/кг;

– энтальпия охлаждающей воды, кДж/кг (в качестве охлаждающей принята питательная вода с температурой 160°С);



– энтальпия конденсата вторичного пара, кДж/кг;

– коэффициент, учитывающий долю воды, не испаряющейся в охладителе и сливаемой в дренажную систему ( =0,65÷0,7).

Расход первичного пара на РОУ 13,8/1,28 определяется по формуле

 

т/ч,

 

где – расход вторичного пара (100+137,7+22–140=119,7 т/ч).

Из таблицы баланса пара на ТЭЦ видно, что после установки РОУ 13,8/1,28 в первом режиме выявился избыток острого пара от котлов ( т/ч), который можно использовать для покрытия нехватки пара теплофикационного отбора в первом режиме.

Расход охлаждающей воды на 1 кг первичного пара для РОУ 1,28/0,12 (значения энтальпии вторичного пара /параметров теплофикационного отбора/ берутся из предыдущих расчетов для 1 режима) рассчитывается по формуле

 

кг/кг.

 

Расход первичного пара на РОУ 1,28/0,12 определяется по формуле

 

т/ч,

 

где D2 = 299,35–100–185 = 14,35 т/ч.

При использовании РОУ 1,28/0,12 увеличится производительность РОУ 13,8/1,28 ( т/ч).

 

Далее определяется расход первичного пара на РОУ 13,8/1,28 для покрытия нехватки теплофикационного пара:

 

т/ч.

 

-Расчет нагрузки пиковых котлов

 

В случае покрытия пиковых тепловых нагрузок пиковыми котельными теплопроизводительность и число пиковых водогрейных и паровых котлов низкого давления выбирается, исходя из условия покрытия ими 45÷50% максимальной теплофикационной нагрузки и покрытия 15÷20% тепловой нагрузки в технологическом паре котлами низкого давления.

При наличии нагрузки в технологическом паре в качестве пиковых выбираются паровые котлы низкого давления.

Так как при выборе паровых турбин был принят коэффициент теплофикации равный 0,6, то теплопроизводительность пиковых котлов по теплофикационной нагрузке рассчитывается на 40% от ее максимума:

 

МВт.

 

Полученная теплопроизводительность пересчитывается в расход пара с параметрами 1,4 МПа и 250°С:

 

т/ч,

 

где h0 – энтальпия острого пара, кДж/кг;

hпв – энтальпия питательной воды, кДж/кг.

Паропроизводительность пиковых котлов по паровой нагрузке рассчитывается на 20% от ее заданной величины:

 

т/ч.

 

Суммарная паропроизводительность пиковых котлов рассчитывается по формуле:

т/ч.

 

По величине Dпк с учетом параметров пара в качестве пиковых выбираются 2 паровых котла Е-100-1,4 ПО «Красный котельщик».

 

 


Таблица 4

Баланс пара на ТЭЦ

Приход (т/ч) Расход (т/ч)
Острый пар (13,8 МПа)
Оборудование 1 режим 2 режим 3 режим 4 режим Оборудование 1 режим 2 режим 3 режим 4 режим
Е-420-13,8-560 ПТ-60-12,8/1,28 ( )
Е-320-13,8-560 285,5 - Т-50/60-12,8 ( ) -
          РОУ 13,8/1,28 86,1+8,4 - - -
Итого: 704,5 Итого: 704,5
Пар производственного отбора (1,28 МПа)
ПТ-60-12,8/1,28 ( ) 139,3 Производство
РОУ 13,8/1,28 119,7+11,7 - - - ПП 137,7 19,3 - -
          Собственные нужды
          РОУ 1,28/0,12 11,7 - - -
Итого: 271,4 139,3 Итого: 271,4 139,3
Пар теплофикационного отбора (0,12 МПа)
ПТ-60-12,8/1,28 ( ) 27,08 ПВПподп. 16,06 15,7 15,3
Т-50/60-12,8 ( ) 182,81 115,4 - ОП 271,11 254,84 187,63 16,06
РОУ 1,28/0,12 14,35 - - - ПВП1 3,82 3,74 3,64 2,05
          ПВП2 7,6 7,45 7,24 7,13
          ДА 0,76 1,08 1,59 1,84
Итого: 299,35 282,81 215,4 27,08 Итого: 299,35 282,81 215,4 27,08

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ



1. СТО ИрГТУ.005-2007. Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность. Общие требования к оформлению текстовых и графических работ студентов. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. – 34 с.

2. СНиП 2.04.07-86. Тепловые сети. Госстрой СССР. – М.: ЦИТП, 1989. – 48 с.

3. СНиП 23-01-99*. Строительная климатология [Электронный ресурс]. – М.: Госстрой России, ГУП ЦПП, 2003. – Режим доступа: http://stroy.dbases.ru/Data1/7/7001/index.htm.

4. СНиП 41-02-2003. Тепловые сети. Госстрой России. – М.: ФГОП-ЦПП, 2004. – 37 с.

5. СП ТЭС-2007. Свод правил по проектированию тепловых электрических станций [Электронный ресурс]. – М.: РАО ЕЭС России, 2007. – 176 с.

6. ВНТП–81. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. – М.: Изд-во МО ТЭП, 1981. – 72 с.

7. Теплотехнический справочник / под ред. В.Н. Юренева и П.Д. Лебедева. Т. 1. – М.: Энергия, 1975. – 744 с.

8. Тепловые и атомные электрические станции: справочник / под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

9. Буров В.Д., Дорохов Е.В., Елизаров Д.П. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / под ред. В.М. Лавыгина, А.С. Седлова, С.В. Цанева. – М.: Изд-во МЭИ, 2005. – 454 с.

10. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины / под ред. Д.П. Бузина. – М.: Энергия, 1976. – 264 с.

11. Бойко Е.А., Охорзина Т.И. Котельные установки и парогенераторы (конструкционные характеристики энергетических котельных агрегатов): справочное пособие для курсового и дипломного проектирования / Е.А. Бойко, Т.И. Охорзина. – Красноярск: Изд-во КГТУ, 2003. – 223 с.

12. Энергетическое оборудование для тепловых электростанций и промышленной энергетики. Ч. 1. 51-98. Номенклатурный каталог. – М.: Изд-во ЦНИИ информации и технико-экономических исследований по тяжелому и транспортному машиностроению, 1998. – 128 с.

13. Щепетильников М.И., Хлопушин В.И. Сборник задач по курсу ТЭС / М.И. Щепетильников, В.И. Хлопушин. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 176 с.

14. Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций / под ред. А.М. Леонкова. – Минск: Беларусь, 1974. – 368 с.

15. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). – СПб.: Изд-во НПО ЦКТИ, 1998. – 256 с.

16. Левит Г.Т. Пылеприготовление на тепловых электростанциях / Г. Т. Левит. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 384 с.

17.

Энергетическое топливо (характеристика и контроль качества): справочник химика-энергетика. Т. 3 / под общ. ред. С.М. Гурвича. – М.: Энергия, 1972. – 216 с.


ПРИЛОЖЕНИЕ А

ВЫПИСКА из СНИП 2.04.07-86 «ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ» [2]

 

Таблица А1

Укрупненные показатели максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1м2 общей площади q0,Вт

Этажность жилой постройки Характеристика зданий Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления t0,°С
-5 -10 -15 -20 -25 -30 -35 -40 -45 -50 -55
Для постройки до 1985 года
1-2 Без учета внедрения энергосберегающих мероприятий
3-4
5 и более
1-2 С учетом внедрения энергосберегающих мероприятий
3-4
5 и более
Для постройки после 1985 года
1-2 По новым типовым проектам
3-4
5 и более

 

Примечания:

1. Энергосберегающие мероприятия обеспечиваются проведением работ по утеплению зданий при капитальных и текущих ремонтах, направленных на снижение тепловых потерь.

 
2. Укрупненные показатели зданий по новым типовым проектам приведены с учетом внедрения прогрессивных архитектурно-планировочных решений и применения строительных конструкций с улучшенными теплофизическими свойствами, обеспечивающими снижение тепловых потерь.


ПРИЛОЖЕНИЕ Б

КЛИМАТИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ГОРОДОВ [3]

 

Таблица Б1

№ п/п Наименование городов Температуры наружного воздуха, °С Продолжительность отопительного периода, сут.*
Средняя наи-более холодной пятидневки (расчетная для отопления) Средняя наиболее холодного месяца (января) Средняя отопительного периода*
Абакан (Респ. Хакасия) -40 -19,6 -7,2
Ангарск (Иркутская обл.) -36 -20,6 -7,3
Арзамас (Нижегородская обл.) -32 -12,4 -3,8
Архангельск (Архангельская обл.) -31 -12,9 -3,4
Ачинск (Красноярский край) -41 -17,7 -6,5
Барнаул (Алтайский край) -39 -17,5 -6,7
Бийск (Алтайский край) -38 -17,7 -6,7
Благовещенск (Амурская обл.) -34 -24,1 -9,4
Бодайбо (Иркутская обл.) -47 -30,8 -12,6
Братск (Иркутская обл.) -43 -20,7 -7,5
Владивосток (Приморский край) -24 -13,1 -3,9
Владимир (Владимирская обл.) -28 -11,1 -3,5
Волгоград (Волгоградская обл.) -25 -7,6 -2,4
Вологда (Вологодская обл.) -32 -12,6 -3,1
Воркута (Респ. Коми) -41 -20,3 -7,8
Екатеринбург (Свердловская обл.) -35 -15,5 -5,3
Иваново (Ивановская обл.) -30 -11,9 -4,1
Ижевск (Удмуртская Респ.) -34 -14,6 -4,7
Иркутск (Иркутская обл.) -36 -20,6 -7,3
Йошкар-Ола (Респ. Марий Эл) -34 -14 -4,1
Казань (Респ. Татарстан) -32 -13,5 -4,3
Каменск-Уральский (Свердловская обл.) -35 -16,2 -5,7
Кемерово (Кемеровская обл.) -39 -18,8 -7,2
Киров (Кировская обл.) -33 -14,4 -4,8
Комсомольск-на-Амуре (Хабаровский край) -35 -25,6 -9,5
Кострома (Костроская обл.) -31 -11,8 -3,0
Красноярск (Красноярский край) -40 -18,2 -5,9
Курган (Курганская обл.) -37 -17,7 -6,6
Курск (Курская обл.) -26 -9,3 -2,4
Кызыл (Респ. Тыва) -47 -32,1 -13,7
Липецк (Липецкая обл.) -27 -10,3 -3,4
Магадан (Магаданская обл.) -29 -17,0 -7,1
Минусинск (Красноярский край) -40 -20,8 -7,6
Мурманск (Мурманская обл.) -27 -10,5 -3,2

Окончание табл. Б1

Муром (Владимирская обл.) -30 -11,5 -4,0
Находка (Приморский край) -22 -13,4 -4,5
Нерюнгри (Респ. Саха (Якутия)) -49 -36,7 -15,7
Нижний Новгород (Нижегородская обл.) -31 -11,8 -1,4
Новокузнецк (Кемеровская обл.) -39 -18,8 -7,2
Новосибирск (Новосибирская обл.) -39 -18,8 -7,7
Омск (Омская обл.) -37 -19,0 -7,4
Орел (Орловская обл.) -26 -9,7 -2,7
Оренбург (Оренбурская обл.) -31 -14,8 -5,4
Пенза (Пензенская обл.) -29 -12,2 -4,5
Пермь (Пермская обл.) -35 -15,3 -4,9
Петрозаводск (Респ. Карелия) -29 -11,1 -3,1
Петропавловск-Камчатский (Камчатская обл.) -20 -7,5 -1,6
Псков (Псковская обл) -26 -7,5 -1,6
Ростов-на-Дону (Ростовская обл.) -22 -5,7 -0,6
Рязань (Рязанская обл.) -27 -11,0 -3,5
Самара (Самарская обл.) -30 -13,5 -5,2
Саранск (Респ. Мордовия) -30 -12,3 -4,5
Смоленск (Смоленская обл.) -26 -9,4 -2,4
Сыктывкар (Респ. Коми) -36 -15,6 -4,7
Тайшет (Иркутская обл.) -40 -19,5 -7,2
Тамбов (Тамбовская обл.) -28 -10,9 -3,7
Тверь (Тверская обл.) -29 -10,5 -6,4
Томск (Томская обл.) -40 -19,1 -7,3
Тула (Тульская обл.) -27 -9,9 -3,0
Тулун (Иркутская обл.) -40 -21,5 -7,8
Тюмень (Тюменская обл.) -38 -17,4 -6,1
Улан-Удэ (Респ. Бурятия) -37 -24,8 -9,2
Ульяновск (Ульяновская обл.) -31 -13,8 -4,4
Усолье-Сибирское (Иркутская обл.) -36 -20,6 -7,3
Усть-Илимск (Иркутская обл.) -45 -25,4 -9,8
Уфа (Респ. Башкортостан) -35 -14,9 -5,0
Ухта (Респ. Коми) -39 -17,3 -5,4
Хабаровск (Хабаровский край) -31 -22,3 -8,1
Чебоксары (Чувашская Респ.) -32 -13,0 -3,9
Челябинск (Челябинская обл.) -34 -15,8 -5,5
Чита (Читинская обл.) -38 -26,2 -10,1
Южно-Сахалинск (Сахалинская обл.) -24 -13,7 -4,3
Якутск (Респ. Саха (Якутия)) -54 -42,6 -19,2
Ярославль (Ярославская обл.) -31 -11,9 -2,8
             

 

* Средняя температура и продолжительность отопительного периода определнены при средней температуре наружного воздуха ≤ 8°С при расчетной температуре для отопления до -30°С или ≤ 10°С при расчетной температуре для отопления ниже -30°С.

 

 


ПРИЛОЖЕНИЕ В

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ ПАРОВЫХ ТУРБИН

 

Таблица В1

Паровые турбины, установленные на действующих ТЭЦ [7, 8, 9, 10]

Марка турбины (завод-изготовитель) Мощность ном/макс, МВт Параметры свежего пара P0,МПа/t0,°С Расход свежего пара, ном/макс, т/ч Ном.расходы пара регу-лир. отборов Dп-отб/Dт-отб, т/ч Давление пара производст. отбора, МПа Пределы изм-ния давления в теплофикационных отборах, МПа Давление пара в конденса-торе, кПа Расход охлаж- дающей воды, т/ч
верхнем нижнем
Т-250/300-23,5* (ТМЗ) 250/300 23,5/560 905/930 -/630 - 0,06÷0,2 0,05÷0,15 4,9
Т-185/220-12,8 (ТМЗ) 185/220 12,8/555 /810 -/520 - 0,06÷0,3 0,05÷0,2 5,0
Т-175/210-12,8 (ТМЗ) 175/210 12,8/555 745/760 -/520 - 0,06÷0,3 0,05÷0,2 4,9
Т-110/120-12,8 (ТМЗ) 110/120 12,8/555 480/485 -/320 - 0,06÷0,25 0,05÷0,2 5,3
Т-100-12,8 (ТМЗ) 100/120 12,8/555 441/460 -/310 - 0,06÷0,25 0,05÷0,2 5,3
Т-50/60-12,8 (ТМЗ) 50/60 12,8/555 255/285 -/185 - 0,06÷0,25 0,05÷0,2 4,9
Т-25-8,8 (ТМЗ) 25/30 8,8/535 129/160 -/92 - - 0,07÷0,25  
ПТ-135/165-12,8/1,47 (ТМЗ) 135/165 12,8/555 739/760 320/210 1,2÷2,06 0,09÷0,25 0,04÷0,12 3,43
ПТ-80/100-12,8/1,28 (ТМЗ) 80/100 12,8/555 470/470 185/132 1,28÷1,58 0,05÷0,25 0,03÷0,1 3,43
ПТ-60/75-12,8/1,28 (ЛМЗ) 60/75 12,8/565 354/392 140/100 0,98÷1,58 - 0,07÷0,25 5,0
ПТ-60-8,8/1,28 (ЛМЗ) 60/75 8,8/535 /380 165/115 0,98÷1,58 - 0,12÷0,25 3,0
ПТ-50/60-12,8/0,68 (ТМЗ) 50/60 12,8/555 274/300 118/75 0,49÷0,98 0,06÷0,25 0,05÷0,2 3,43
ПТ-25-8,8/0,98 (ТМЗ) 25/30 8,8/535 160/190 70/53 0,78÷1,28 - 0,07÷0,25 4,9
Р-100-12,8/1,47 (ТМЗ) 100/107 12,8/555 760/760 650** 1,47** - - - -
Р-40-12,8/3,04 (ТМЗ) 40/43 12,8/555 456/470 446** 3,04** - - - -

 

* Турбина с промежуточным перегревом пара.

** Параметры в противодавлении.

Таблица В2

Паровые турбины, выпускаемые Уральским турбинным заводом [http://utz.ru/catalog/id/0]

Марка турбины (сокращенная) Мощность ном/макс, МВт Параметры свежего пара P0,МПа/t0,°С Расход свежего пара, ном/макс, т/ч Тепловая нагрузка Пределы изменения давления пара в регулируемых отборах, МПа Расход охлаж- дающей воды, т/ч  
производст- венный отбор, ном/макс, т/ч отопительный (теплофикац.) отбор, ном/макс, ГДж/ч (Гкал/ч)  
производст- венном отопительных  
верхнем нижнем  
 
Т-255/305-240-5 (Т-255-240-5) 260/305 23,5/540 980/1000 - 1508/1550 (360/370) - 0,06÷0,2 0,05÷0,15  
Тп-185/220-130-2* (Тп-185-130-2) 185/220 12,8/555 785/810 - 1173/1215 (280/290) - 0,06÷03 0,05÷0,2  
ПТ-140/165-130/15-2 (ПТ-140-130-2) 142/167 12,8/555 788/810 335/500 418,8/586,5 (115/140) 1,2÷2,06 0,06÷0,25 0,04÷0,12  
ПТ-150/165-130/9-4 (ПТ-150-130-4) 150/165 12,8/555 788/810 365/500 335/418,8 (80/115) 0,88÷1,47 0,06÷0,25 0,04÷0,12  
Т-110/120-130-5 (Т-110-130-5) 110/120 12,8/555 470/485 - 733/770,5 (175/184) - 0,06÷0,25 0,05÷0,2  
Т-118/125-130-8 (Т-118-130-8) 118/125 12,8/555 505/520 - 787,5/825 (188/197) - 0,06÷0,25 0,05÷0,2  
ТР-110-130 (ТР-110-130) 112/114 12,8/555 480/485 - 775/838 (185/200) - 0,06÷0,25 0,05÷0,2 -  
Тп-115/125-130-1** (Тп-115-130-1) 115/125 12,8/555 490/500 - 754/775 (180/185) - 0,06÷0,25 0,05÷0,2  
Тп-115/125-130-3** (Тп-115-130-3) 115/125 12,8/555 490/500 - 670/775 (160/185) - 0,06÷0,25 0,05÷0,2  
ПТ-90/120-130/10-1 (ПТ-90-130-1) 90/120 12,8/555 490/500 200/365 335/502 (80/120) 0,78÷1,28 0,06÷0,25 0,05÷0,2  
ПТР-90/100-130/10 (ПТР-90-130) 90/125 12,8/555 490/500 200/345 387/544,5 (92,5/130) 0,78÷1,28 0,06÷0,25 0,05÷0,2 -  

 

 
 


Окончание табл. В2

Т-50/60-130-6А (Т-50-130-6А) 50/60 12,8/555 245/255 - 377/377 (90/90) - 0,06÷0,25 0,05÷0,2
Т-60/65-130-2 (Т-60-130-2) 60/65 12,8/555 280/300 - 419/399,5 (100/105) - 0,06÷0,25 0,05÷0,2
ПТ-50/60-130/7-2 (ПТ-50-130-2) 50/60 12,8/555 274/300 118/160 167,5/251 (40/60) 0,49÷0,98 0,06÷0,25 0,05÷0,2
ПТ-30/35-90/10 (ПТ-30-90/10) 30/35 8,8/535 190/240 83/160 63***/92*** 0,78÷1,28 - 0,07÷0,25
ПР-30/35-90/10/1,2 (ПР-30-90) 30/35 8,8/535 190/240 83/160 72***/100*** 0,78÷1,28 - 0,05÷0,25 -
Р-102/107-130/15-2 (Р-102-130-2) 102/107 12,8/555 782/810 -/90 (670/-****) - 2,45÷3,43 (1,2÷2,06****) - - -
Рп-80-130/8-3 (Рп-80-130-3) 80/90 12,8/555 520/550 -/60 (455/-****) - 2,45÷3,43 (0,59÷1,28****) - - -
Рп-105-130/30/8 (Рп-105-130-3) 105/125 12,8/555 790/810 200/270 (450/670****) - 2,45÷3,43 (0,78÷1,28****) - - -

 

* Буква «п» в маркировке говорит о том, турбина имеет ограниченные отборы пара для нужд производства (с давлением 2,45÷3,43; 1,2÷1,77; 0,78÷1,2 МПа). По желанию заказчика возможно использование одного или двух из них, а также работа без отборов. При использовании этих отборов отопительная тепловая нагрузка и электрическая мощность турбины снижаются.

** Буква «п» в маркировке говорит о том, турбина имеет ограниченный отбор пара для нужд производства (с давлением 1,2÷1,77 МПа). Номинальная электрическая мощность 115 МВт обеспечивается при номинальной тепловой нагрузке и нулевом производственном отборе.

*** Значения даны в т/ч.

**** Параметры в противодавлении. Для турбины Рп-105-130-3 расход пара в противодавлении 670 т/ч возможен при производственном отборе, равном нулю.

 

 

 
 


Таблица В3

Паровые турбины, выпускаемые Ленинградским металлическим заводом (ООО «Силовые машины»)

[http://www.lmz.ru/themes/basic/prod-index.asp?folder=1272]

Марка турбины Мощность ном/макс, МВт Параметры свежего пара P0,МПа/t0,°С Номин. расход свежего пара, т/ч Тепловая нагрузка регулируемых отборов Макс. давление производст. отбора, МПа Пределы изменения давления в теплофикационных отборах, МПа Расход охлаж- дающей воды, т/ч  
максимальный производст. отбор, т/ч максимальный теплофикац. отбор, ГДж/ч  
верхнем нижнем  
ПТ-65-130 65/75 (65/70) 12,8/555 1,6 (2,2)* - 0,07÷0,25*  
ПТ-65-90 64/75 8,8/535 1,6* - 0,07÷0,25*  
ПТ-80-130 80/100 12,8/555 1,6 0,05÷0,25 0,03÷0,1  
ПТР-80-130 80/85 12,8/555 1,6 0,12÷0,25 0,07÷0,17 -  
Т-115-8,8 115/117 8,8/535 40** 1,7** 0,12÷0,25 0,05÷0,12  
Т-120-12,8 120/127 12,8/555 - - 0,12÷0,25 0,05÷0,12  
Т-120/140-12,8 120/146 12,8/555 50** 2,2** 0,06÷0,25 0,03÷0,2  
Т-140-145*** (спроектирована для Финляндии) 140/140 14,6/535 - - 0,045÷0,21 0,03÷0,2  
Т-185-12,8-1*** 192/222 12,8/540 130**** 2,7**** 0,06÷0,2 0,05÷0,15  
Т-180-130-1*** 180/210 12,8/540 50**** 2,7**** 0,06÷0,2 0,05÷0,15  
К-300-170*** 300/310 16,7/540   -   - -  
К-330-240*** 330/340 23,5/540          
ТК-330-240*** 23,5/540     - 0,15÷0,55  

* Возможны модификации турбины на различные давления в отборах применительно к потребностям заказчика.

** Возможен дополнительный нерегулируемый отбор пара на производство.

*** Турбина с промежуточным перегревом пара.

**** Нерегулируемый производственный отбор пара.

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПАРОВЫХ И ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ

Таблица Г1

Котлы паровые

Тип котла Производи- тельность, т/ч Давление на выходе, МПа Температура, °С Топливо КПД (брутто), %
перегретого пара питательной воды уходящих газов
Подольский машиностроительный завод (ЗиО) [http://www.podolskmash.ru/lang-ru/referenceslist/reflistparkotl.html, 11, 12]
Пп-2650-25-545/542 БТ (П-67) 25/3,6 545/542 бурый уголь
Пп-1650-25-545/542 КТ (П-57Р) 25/3,8 545/542 каменный уголь повышенной зольности 90÷91
Пп-1650-25-545 БТ (П-78) 25/3,8 545/545 бурый уголь 89÷90
Пп-1000-25-545/542 БГТ (П-64-3) 25/3,7 545/542 175/145 бурый уголь/ газ 88,8/90
Еп-670-13,8-545 ДТ (П-62) 13,8/2,6 545/545 лигниты 83÷84
Е-220-9,8-540 КТ (ПК-10) 9,8     каменный уголь  
Е-220-9,8-540 БТ (ПК-14) 9,8     бурый уголь, торф  
Е-120-9,8-540 КТ (ПК-19) 9,8     каменный уголь  
Е-120-9,8-540 БТ (ПК-20) 9,8     бурый уголь  
Сибэнергомаш (г. Барнаул) [http://www.energomash.ru/g_barnaul.html, 11, 12]
Е-800-13,8-560 БТ (БКЗ-820-140) 13,8     бурый уголь  
Еп-690-13,8-540 КТ (БКЗ-690-140) 13,8/2,5 540/540 каменный уголь 91,4
Еп-670-13,8-540 БТ (БКЗ-670-140-4) 13,8/2,5 540/540     бурый уголь  
Е-500-13,8-560 БТ (БКЗ-500-140-1) 13,8 бурый уголь
Е-500-13,8-560 КБФ (БКЗ-500-140ЦКС-1) 13,8 каменный, бурый уголь, в т.ч. ухудшенного качества
Е-420-13,8-560 НГМ (БКЗ-420-140 НГМ-4) 13,8 109/147 газ/мазут 94/93
Е-420-13,8-560 КТ (БКЗ-420-140-5) 13,8 каменный уголь

 

Продолжение табл. Г1

Е-420-13,8-560 КТ(БТ) (БКЗ-420-140-7) 13,8 132÷143 каменный, бурый уголь
Е-420-13,8-560 БЖ (БКЗ-420-140-ПТ-2) 13,8 бурый уголь
Е-360-13,8-560 КБТ (БКЗ-360-13,8-1С) 13,8     каменный, бурый уголь  
Еп-340-13,8-545М (БКЗ-340-140/29М-2) 13,8/2,9 545/545     мазут, сырая нефть  
Е-320-13,8-560 ГМ (БКЗ-320-140 ГМ-8) 13,8 117/152 газ, мазут 94/93
Еп-320-13,8-545 ДТ (БКЗ-320-140/25) 13,8/205 545/545     антрацит  
Е-320-13,8-560 ДТ (БКЗ-320-140-6) 13,8 фрез. торф, газ
Е-320-13,8-560 КТ (БКЗ-320-140-6С) 13,8 каменный уголь
Е-280-9,8-510 КГТ (БКЗ-280-100-510 9,8     каменный уголь/газ  
Е-230-13,8-540 КГТ (БКЗ-230-100-2) 9,8     каменный, газ  
Е-220-9,8-560 КТ(БТ) (БКЗ-220-100-9) 9,8 135/153 каменный/бурый уголь 91/90
Е-220-9,8-540 ГМ (БКЗ-220-100ГМ) 9,8 120÷147 мазут, газ 94÷91
Е-210-13,8-560 КТ(БТ) (БКЗ-210-140-9) 13,8 135/159 каменный/бурый уголь
Е-210-13,8-560 ДТ (БКЗ-210-140-11С) 13,8 133÷170 антрацит 91,5÷84,5
Е-160-9,8-540 ГМ (БКЗ-160-100 ГМ-4) 9,8 125/149 газ/мазут 94/93
Е-160-3,9-440 ГД (БКЗ-160-39 Г) 3,9     газ  
Е-160-2,4-250 БТ (ТПЕ-186 М) 2,4; 1,4 300; 250     бурый уголь  
Е-160-1,4-250 КТ (ТПЕ-185 М) 2,4; 1,4 300; 250     каменный уголь  
Е-160-1,4-250 ГМ (ТГМЕ-187 М) 2,4; 1,4 300; 250 124/193 газ/мазут 93/92,5
Е-160-1,4-250 БТ (БКЗ-160-14-5) 1,4     бурый уголь  
Е-160-1,6-300 КФ (БКЗ-160-16ЦКС-2) 1,6     каменный уголь  
Е-100-13,8-540 ГМ (БКЗ-100-149 ГМ) 13,8     мазут, газ  
Е-100-3,9-440 ГМ (БКЗ-100-39-440ГМ) 3,9     мазут, газ  
Е-90-3,9-440 КТ (БКЗ-90-39) (для замены 75 т/ч с сохран.фундамента) 3,9     каменный уголь  
Е-75-3,9-440 Г (БКЗ-75-39-440 Г-2) 3,9 440     природный газ  

 

Продолжение табл. Г1

 

 

 

 

Красный котельщик (г. Таганрог) [http://www.tkz.su/login_accept.asp?need_lbl=product, 11, 12]
Пп-3950-255 ГМ (ТГМП-1202) 25/3,68 545/542 газ, мазут 93,4
Пп-2650-25-545/542 КТ (ТПП-804)
25/3,48 545/542 каменный уголь 92,4
Пп-2650-25-545/542 Г (ТГП-805 СЗ) 25/3,48 545/542 газ 94,6
Кп-1000-25-545/542 ГМН (ТГМП-354)
25/3,97 545/542   газ, мазут 94,8
Пп-1000-25-545/542 КТ (ТПП-317) 545/542 угли марки ГСШ
Пп-1000-255 (ТПП-315 СЗ)
545/545 каменный уголь 92,69
Еп-920-17,6-543/543АТ (ТПЕ 318/СО) 17,6 543/543     антрацит 89,3
Еп-670-13,8-545 ГМ (ТГМЕ-206) 13,8/2,5 545/545 газ/ мазут 93/92,5
Еп-670-13,8-545 БТ (ТПЕ-216) 13,8/2,45 545/545 бурый уголь 91,5
Еп-670-13,8-545 ГКТ (ТГПЕ-215) 13,8/2,41 545/545 каменный уголь/газ 91,7/93
Е-500-13,8-560 КТ (ТПЕ-430) 13,8 каменный уголь
Е-500-13,8-560 ГН (ТГМЕ-436) 13,8     газ/мазут 94,5/90,5
Е-420(460)-13,8-550 КГЖ (ТП-87М) 420/460 13,8     каменный уголь/газ 92/94
Е-420-13,8-560 ГМ (ТГМ-84М) 13,8     газ
Е-400-13,8-560 КТ (ТПЕ-429) 13,8 каменный уголь, газ
Е-300-9,8-540 Г (ТП-13М)
9,8     газ 94,8
Е-250(230)-9,8-510 ГК (ТП-230М) 250/230 9,8     каменный уголь 92,5/93,5
Е-220-9,8-540 ГМ (ТГМ-159М) 9,8   газ/мазут 95,2/85,4
Е-160-3,9-440 ГМ (ТГМЕ-190) 3,9     газ/мазут 93,5/93,2
Е-160-1,4-250 ГМ (ТГМЕ-187) 1,4     газ/мазут 93,5/93,2
Е-160-1,4-250 КТ (ТПЕ-191) 1,4     каменный уголь 91,5
Е-100-3,9-440 ГМ 3,9   газ/мазут 95,2/93,3
Е-100-1,4-250 ГМ(р) 1,4   газ/мазут 95,5/93,3
Е-75-3,9-440 ГМ 3,9   газ/мазут 95/93
Е-50-3,9-440 ГМ 3,9   газ/мазут 94,2/92,4
Энергомаш (г. Белгород)[12]
Е-160-1,4 1,4 115/186 газ/мазут 95/92,5
Е-75-3,9 (БКЗ-75-39) 3,9 440 115÷175 уголь, газ, мазут 84÷92

 

Окончание табл. Г1

Е-50-3,9 3,9 136÷151 уголь, газ, мазут 88÷93
Е-50-1,4 1,4 126÷151 уголь, газ, мазут 87÷92
Е-35-3,9 3,9 120÷181 уголь, газ, мазут 85÷92
Бийский котельный завод [http://www.bikz.ru/nomenclature.php]
Е-25-2,4-250 Р (КЕ-25-24С) 2,4   каменный/бурый уголь 87,3/85,4
Е-25-1,4-225 Р (КЕ-25-14-225 С) 1,4   каменный/бурый уголь 87,5/85,5
Е-25-1,4-270 ГМ (КЕ-25-14-270 ГМ) 1,4   газ/мазут 90,6/87,5
Е-10-1,4-250 Р (ДКВр-10-13-250 С) 1,4   каменный/бурый уголь 86,4/83,1
Е-10-1,4-225 ГМ (ДЕ-10-14-225 ГМ-О) 1,4   газ/мазут 91,9/90,9

 

 

       
 
 
   

 


Таблица Г2

Котлы водогрейные






Date: 2016-05-18; view: 803; Нарушение авторских прав

Тип котла Тепло-производи-тельность, МВт (Гкал/ч) Температура, °С Расход воды через котел, т/ч Топливо КПД котла, %
воды на входе воды на выходе уходящих газов
Сибэнергомаш (г. Барнаул)[http://www.energomash.ru/g_barnaul.html,12]
КВ-ГМ-209-150 (БКЗ В-180) 209 (180)   газ, диз.топливо 90,2
КВ-ГМ-209-150 (КВ-ГМ-180-150-2) 209 (180) 199/168   мазут/газ 91/91,9
КВ-ГМ-116,3-150 (КВ-ГМ-100-150-4) 116,3 (100) 188÷200   каменный уголь
КВ-Т-116,3-150 (КВ-ТК-100-150-6) 116,3 (100) 188÷200   бурый уголь
Энергомаш (г. Белгород), [http://www.energomash.ru/pr_cb.html]
КВ-ГМ-100-150 С 116,3 (100) 70 (110)     газ/мазут 91/90
Бийский котельный завод[http://www.bikz.ru/nomenclature.php]
КВ-ГМ-209-150 (ПТВМ-180) 209 (180)   газ/мазут 91/90
КВ-М-139,6-150 (ПТВМ-120) 139,6 (120) 70 (110)   1490 (2990) газ 92,3
КВ-ГМ-58,2-150 (ПТВМ-50) 58,2 (50) 70 (110)   618 (1230) газ 92,8
КВ-ГМ
mydocx.ru - 2015-2019 year. (0.054 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию