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 противостоять манипуляциям мужчин? 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: 535; 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 - 2015-2018 year. (0.032 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию