El búnker de la fracción del cobre tgm 84 el principio del trabajo. Influencia de la carga de vapor sobre los flujos de calor de la antorcha en el horno de la caldera. Características geométricas de los sobrecalentadores

03.03.2020

Compilado por: M.V. KALMYKOV UDC 621.1 Diseño y operación de la caldera TGM-84: Método. ukaz. / Samar. estado tecnología un-t; compensación MV Kalmykov. Sámara, 2006. 12 págs. Se consideran las principales características técnicas, el diseño y la descripción del diseño de la caldera TGM-84 y el principio de su funcionamiento. Se dan los dibujos del diseño de la unidad de caldera con equipos auxiliares, la vista general de la caldera y sus componentes. Se presenta un diagrama del trayecto vapor-agua de la caldera y una descripción de su funcionamiento. Las instrucciones metódicas están destinadas a estudiantes de la especialidad 140101 "Centrales térmicas". Illinois. 4. Bibliografía: 3 títulos. Impreso por decisión del consejo editorial y editorial de SamSTU 0 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LA UNIDAD DE CALDERA Las unidades de caldera TGM-84 están diseñadas para producir vapor alta presión cuando se quema combustible gaseoso o fuel oil y están diseñados para los siguientes parámetros: detrás de la válvula de vapor principal ……………. Temperatura del vapor sobrecalentado ………………………………………. Temperatura del agua de alimentación ……………………………………… Temperatura del aire caliente a) durante la combustión de fuel oil …………………………………………. b) al quemar gas ………………………………………………. 420 t/h 155 ata 140 ata 550 °C 230 °C 268 °C 238 °C Consta de una cámara de combustión, que es un conducto de gas ascendente y un eje convectivo descendente (Fig. 1). La cámara de combustión está dividida por una pantalla de dos luces. La parte inferior de cada pantalla lateral pasa a una pantalla de solera ligeramente inclinada, cuyos colectores inferiores están unidos a los colectores de la pantalla de dos luces y se mueven juntos con deformaciones térmicas durante el encendido y apagado de la caldera. La presencia de una pantalla de dos luces proporciona un enfriamiento más intensivo de los gases de combustión. En consecuencia, se eligió que el estrés térmico del volumen del horno de esta caldera fuera significativamente mayor que en las unidades de carbón pulverizado, pero menor que en otros tamaños estándar de calderas de gasóleo. Esto facilitó las condiciones de trabajo de los conductos de la pantalla de dos luces, que perciben el numero mas grande calor. En la parte superior del horno y en la cámara rotatoria hay un sobrecalentador de pantalla de semi-radiación. El eje convectivo alberga un sobrecalentador convectivo horizontal y un economizador de agua. Detrás del economizador de agua hay una cámara con recipientes de recepción de limpieza de granalla. Dos calentadores de aire regenerativos del tipo RVP-54, conectados en paralelo, se instalan después del eje convectivo. La caldera está equipada con dos ventiladores VDN-26-11 y dos extractores D-21. La caldera se reconstruyó repetidamente, como resultado de lo cual apareció el modelo TGM-84A y luego el TGM-84B. En particular, se introdujeron pantallas unificadas y se logró una distribución más uniforme del vapor entre las tuberías. Se aumentó el paso transversal de las tuberías en las chimeneas horizontales de la parte convectiva del sobrecalentador de vapor, lo que redujo la probabilidad de su contaminación con aceite negro. 2 0 R y s. 1. Secciones longitudinales y transversales de la caldera de gas-oil TGM-84: 1 – cámara de combustión; 2 - quemadores; 3 - tambor; 4 - pantallas; 5 - sobrecalentador convectivo; 6- unidad condensadora; 7 – economizador; 11 - receptor de tiro; 12 - Las calderas ciclónicas de separación remota de la primera modificación TGM-84 estaban equipadas con 18 quemadores de gas de petróleo colocados en tres filas en la pared frontal de la cámara de combustión. Actualmente se instalan ya sea cuatro o seis quemadores de mayor productividad, lo que simplifica el mantenimiento y reparación de las calderas. DISPOSITIVOS DE QUEMADORES La cámara de combustión está equipada con 6 quemadores de gasóleo instalados en dos niveles (en forma de 2 triángulos en fila, arriba, en la pared frontal). Los quemadores del nivel inferior se fijan a 7200 mm, el nivel superior a 10200 mm. Los quemadores están diseñados para combustión separada de gas y fuel oil, vortex, de flujo único con distribución central de gas. Los quemadores extremos del nivel inferior están girados 12 grados hacia el eje del semihorno. Para mejorar la mezcla del combustible con el aire, los quemadores tienen paletas de guía, a través de las cuales se retuerce el aire. Las boquillas de aceite con rociado mecánico se instalan a lo largo del eje de los quemadores en las calderas, la longitud del barril de la boquilla de aceite es de 2700 mm. El diseño del horno y la disposición de los quemadores deben garantizar un proceso de combustión estable, su control y también excluir la posibilidad de formación de áreas mal ventiladas. Los quemadores de gas deben funcionar de manera estable, sin separación y descarga disruptiva de la llama en el rango de regulación de la carga térmica de la caldera. Aplicado en calderas quemadores de gas debe estar certificado y tener pasaportes del fabricante. CÁMARA DEL HORNO La cámara prismática está dividida por una pantalla de dos luces en dos semi-hornos. El volumen de la cámara de combustión es de 1557 m3, el estrés térmico del volumen de combustión es de 177000 kcal/m3 hora. Las paredes laterales y traseras de la cámara están protegidas por tubos evaporadores de 60 x 6 mm de diámetro con un paso de 64 mm. Las pantallas laterales en la parte inferior tienen pendientes hacia la mitad del hogar con una inclinación de 15 grados con respecto a la horizontal y forman un hogar. Para evitar la estratificación de la mezcla vapor-agua en tuberías ligeramente inclinadas con respecto a la horizontal, los tramos de las pantallas laterales que forman el hogar se recubren con ladrillos refractarios y masa de cromita. El sistema de pantalla está suspendido de las estructuras metálicas del techo con la ayuda de varillas y tiene la capacidad de caer libremente durante la expansión térmica. Los tubos de las pantallas de evaporación se sueldan entre sí con una varilla de D-10 mm con un intervalo de altura de 4-5 mm. Para mejorar la aerodinámica de la parte superior de la cámara de combustión y proteger las cámaras de la luneta trasera de la radiación, los tubos de la luneta trasera en la parte superior forman un saliente en el horno con un voladizo de 1,4 m. El saliente está formado por 70 % de los tubos de la luneta trasera. 3 Para reducir el efecto del calentamiento desigual en la circulación, todas las pantallas están seccionadas. Las lunas de dos luces y dos laterales tienen tres circuitos de circulación cada una, la luna trasera tiene seis. Las calderas TGM-84 funcionan en un esquema de evaporación de dos etapas. La primera etapa de evaporación (compartimiento limpio) incluye un tambor, paneles de la parte trasera, dos pantallas de luz, 1ra y 2da desde el frente de los paneles laterales de la pantalla. La segunda etapa de evaporación (compartimiento de sal) incluye 4 ciclones remotos (dos en cada lado) y terceros paneles de pantallas laterales desde el frente. A las seis cámaras inferiores de la luneta trasera se suministra agua del bidón a través de 18 tubos de desagüe, tres a cada colector. Cada uno de los 6 paneles incluye 35 tubos de pantalla. Los extremos superiores de las tuberías están conectados a las cámaras, desde donde la mezcla de vapor y agua ingresa al tambor a través de 18 tuberías. La pantalla de dos luces tiene ventanas formadas por tubería para igualación de presión en semi-hornos. A las tres cámaras inferiores de la pantalla de doble altura, el agua del tambor ingresa a través de 12 tubos de alcantarilla (4 tubos para cada colector). Los paneles de los extremos tienen 32 tubos de pantalla cada uno, el del medio tiene 29 tubos. Los extremos superiores de las tuberías están conectados a tres cámaras superiores, desde las cuales la mezcla de vapor y agua se dirige al tambor a través de 18 tuberías. El agua fluye desde el tambor a través de 8 tubos de drenaje hasta los cuatro colectores inferiores delanteros de las rejillas laterales. Cada uno de estos paneles contiene 31 tubos de pantalla. Los extremos superiores de los tubos de pantalla están conectados a 4 cámaras, desde donde la mezcla de vapor y agua ingresa al tambor a través de 12 tubos. Las cámaras inferiores de los compartimentos de sal se alimentan de 4 ciclones remotos a través de 4 tuberías de drenaje (una tubería de cada ciclón). Los paneles del compartimento de sal contienen 31 tubos de pantalla. Los extremos superiores de los tubos de pantalla están conectados a las cámaras, desde donde la mezcla de vapor y agua ingresa a 4 ciclones remotos a través de 8 tubos. TAMBOR Y DISPOSITIVO DE SEPARACIÓN El tambor tiene un diámetro interno de 1,8 m, una longitud de 18 m Todos los tambores están hechos de chapa de acero 16 GNM (acero al manganeso-níquel-molibdeno), espesor de pared 115 mm. Peso del tambor alrededor de 96600 kg. El tambor de la caldera está diseñado para crear una circulación natural de agua en la caldera, limpiar y separar el vapor producido en las tuberías de pantalla. La separación de la mezcla de vapor y agua de la 1ª etapa de evaporación se organiza en el tambor (la separación de la 2ª etapa de evaporación se realiza en calderas en 4 ciclones remotos), el lavado de todo el vapor se realiza con agua de alimentación, seguido de atrapar la humedad del vapor. Todo el tambor es un compartimento limpio. La mezcla de vapor y agua de los colectores superiores (excepto los colectores de los compartimientos de sal) ingresa al tambor por dos lados y entra a una caja de distribución especial, desde donde se envía a los ciclones, donde se lleva a cabo la separación primaria de vapor y agua. En los tambores de las calderas, se instalan 92 ciclones, 46 a la izquierda y 46 a la derecha. 4 Los separadores de placas horizontales se instalan en la salida de vapor de los ciclones.El vapor, después de haberlos pasado, ingresa al dispositivo de lavado burbujeante. Aquí, debajo del dispositivo de lavado del compartimento limpio, se suministra vapor desde ciclones externos, dentro de los cuales también se organiza la separación de la mezcla de vapor y agua. El vapor, después de haber pasado por el dispositivo de burbujeo y lavado, ingresa a la lámina perforada, donde el vapor se separa y el flujo se iguala simultáneamente. Después de pasar la lámina perforada, el vapor se descarga a través de 32 tubos de salida de vapor a las cámaras de entrada del sobrecalentador montado en la pared y 8 tubos a la unidad de condensado. Arroz. 2. Esquema de evaporación de dos etapas con ciclones remotos: 1 - tambor; 2 - ciclón remoto; 3 - colector inferior del circuito de circulación; 4 - tuberías generadoras de vapor; 5 - bajantes; 6 - suministro de agua de alimentación; 7 – salida de agua de purga; 8 - tubería de derivación de agua desde el tambor hasta el ciclón; 9 - tubería de derivación de vapor del ciclón al tambor; 10 - Tubo de salida de vapor de la unidad Aproximadamente el 50 % del agua de alimentación se suministra al dispositivo de burbujeo y lavado, y el resto se drena a través del colector de distribución al tambor debajo del nivel del agua. El nivel medio del agua en el tambor está 200 mm por debajo de su eje geométrico. Fluctuaciones de nivel admisibles en el tambor 75 mm. Para igualar el contenido de sal en los compartimentos de sal de las calderas, se traspasaron dos alcantarillas, de manera que el ciclón derecho alimenta el colector inferior izquierdo del compartimento de sal, y el izquierdo alimenta al derecho. 5 DISEÑO DEL SOBRECALENTADOR DE VAPOR Las superficies de calentamiento del sobrecalentador están ubicadas en la cámara de combustión, la chimenea horizontal y el pozo de caída. El esquema del sobrecalentador es de doble flujo con mezcla múltiple y transferencia de vapor a lo ancho de la caldera, lo que le permite igualar la distribución térmica de las bobinas individuales. Según la naturaleza de la percepción del calor, el sobrecalentador se divide condicionalmente en dos partes: radiativa y convectiva. La parte radiante incluye un sobrecalentador de pared (SSH), la primera fila de pantallas (SHR) y una parte del sobrecalentador de techo (SHS), que protege el techo de la cámara de combustión. Al convectivo: la segunda fila de pantallas, una parte del sobrecalentador de techo y un sobrecalentador convectivo (KPP). Las tuberías NPP del sobrecalentador montado en la pared de radiación protegen la pared frontal de la cámara de combustión. La central nuclear consta de seis paneles, dos de ellos tienen 48 tubos cada uno, y el resto tienen 49 tubos, el paso entre los tubos es de 46 mm. Cada panel tiene 22 bajantes, el resto son de subida. Los colectores de entrada y salida están ubicados en el área no calentada arriba de la cámara de combustión, los colectores intermedios están ubicados en el área no calentada debajo de la cámara de combustión. Las cámaras superiores están suspendidas de las estructuras metálicas del techo con la ayuda de varillas. Los tubos se sujetan en 4 niveles de altura y permiten el movimiento vertical de los paneles. Sobrecalentador de techo El sobrecalentador de techo está ubicado sobre el horno y la chimenea horizontal, consta de 394 tubos colocados con paso de 35 mm y conectados por cabezales de entrada y salida. Sobrecalentador de pantalla El sobrecalentador de pantalla consta de dos filas de pantallas verticales (30 pantallas en cada fila) ubicadas en la parte superior de la cámara de combustión y el tiro giratorio. Paso entre pantallas 455 mm. La pantalla consta de 23 bobinas de la misma longitud y dos colectores (entrada y salida) instalados horizontalmente en una zona sin calefacción. Sobrecalentador convectivo El sobrecalentador convectivo de tipo horizontal consta de partes izquierda y derecha ubicadas en el conducto de bajada sobre el economizador de agua. Cada lado, a su vez, se divide en dos pasos directos. 6 TRAYECTO DE VAPOR DE LA CALDERA El vapor saturado del tambor de la caldera a través de 12 tuberías de derivación de vapor ingresa a los colectores superiores de la central nuclear, desde donde desciende a través de las tuberías intermedias de 6 paneles y ingresa a 6 colectores inferiores, después de lo cual asciende a través de la tubos exteriores de 6 paneles a los colectores superiores, de los cuales 12 tubos sin calentar se dirigen a los colectores de entrada del sobrecalentador de techo. Además, el vapor se mueve a lo largo de todo el ancho de la caldera a lo largo de las tuberías del techo y entra en los colectores de salida del sobrecalentador ubicado en pared posterior conducto convectivo. Desde estos colectores, el vapor se divide en dos corrientes y se dirige a las cámaras de los atemperadores de la 1ª etapa, y luego a las cámaras de las pantallas exteriores (7 a la izquierda y 7 a la derecha), habiendo pasado por donde ambos flujos de vapor ingresan al atemperadores intermedios de 2ª etapa, izquierdo y derecho. En los atemperadores de etapas I y II, el vapor se transfiere del lado izquierdo al lado derecho y viceversa, con el fin de reducir el desequilibrio térmico causado por la desalineación de los gases. Luego de salir de los atemperadores intermedios de la segunda inyección, el vapor ingresa a los colectores de las pantallas intermedias (8 a la izquierda y 8 a la derecha), pasando por los cuales se dirige a las cámaras de entrada del punto de control. Los atemperadores Stage III se instalan entre las partes superior e inferior de la caja de engranajes. Luego, el vapor sobrecalentado se envía a las turbinas a través de una tubería de vapor. Arroz. 3. Esquema del sobrecalentador de la caldera: 1 - tambor de la caldera; 2 - panel de tubo de radiación bidireccional de radiación (los colectores superiores se muestran condicionalmente a la izquierda y los colectores inferiores a la derecha); 3 - panel de techo; 4 - atemperador de inyección; 5 – lugar de inyección de agua en vapor; 6 - pantallas extremas; 7 - pantallas medianas; 8 - paquetes convectivos; 9 – salida de vapor de la caldera 7 UNIDAD DE CONDENSADOS Y ENFRIADORES DE DEPÓSITO DE INYECCIÓN Para obtener su propio condensado, la caldera está equipada con 2 unidades de condensados (una a cada lado) ubicadas en el techo de la caldera por encima de la parte convectiva. Constan de 2 colectores de distribución, 4 condensadores y un colector de condensados. Cada condensador consta de una cámara D426×36 mm. Las superficies de refrigeración de los condensadores están formadas por tubos soldados a la placa tubular, que está dividida en dos partes y forma una cámara de salida de agua y una de entrada de agua. El vapor saturado del tambor de la caldera se envía a través de 8 tuberías a cuatro colectores de distribución. Desde cada colector, el vapor se desvía a dos condensadores por conductos de 6 conductos a cada condensador. La condensación del vapor saturado procedente del tambor de la caldera se realiza enfriándolo con agua de alimentación. El agua de alimentación después de que el sistema de suspensión se suministra a la cámara de suministro de agua, pasa a través de los tubos de los condensadores y sale a la cámara de drenaje y luego al economizador de agua. El vapor saturado que sale del tambor llena el espacio de vapor entre las tuberías, entra en contacto con ellas y se condensa. El condensado resultante a través de 3 tuberías de cada condensador ingresa a dos colectores, desde allí se alimenta a través de los reguladores a los atemperadores I, II, III de las inyecciones izquierda y derecha. La inyección de condensado ocurre debido a la presión formada por la diferencia en el tubo Venturi y la caída de presión en la ruta de vapor del sobrecalentador desde el tambor hasta el punto de inyección. El condensado se inyecta en la cavidad del tubo Venturi a través de 24 agujeros con un diámetro de 6 mm, ubicados alrededor de la circunferencia en el punto estrecho del tubo. El tubo Venturi a plena carga en la caldera reduce la presión del vapor aumentando su velocidad en el sitio de inyección en 4 kgf/cm2. La capacidad máxima de un condensador al 100% de carga y parámetros de diseño de vapor y agua de alimentación es de 17,1 t/h. ECONOMIZADOR DE AGUA El economizador de agua serpentino de acero consta de 2 partes, ubicadas respectivamente en las partes izquierda y derecha del eje de caída. Cada parte del economizador consta de 4 bloques: inferior, 2 medios y superior. Se hacen aberturas entre los bloques. El economizador de agua consta de 110 paquetes de serpentines dispuestos en paralelo al frente de la caldera. Las bobinas en los bloques están escalonadas con un paso de 30 mm y 80 mm. Los bloques medio y superior se instalan en vigas ubicadas en la chimenea. Para proteger contra el ambiente gaseoso, estas vigas están cubiertas con aislamiento, protegidas por láminas de metal de 3 mm de espesor del impacto de la granalladora. Los bloques inferiores están suspendidos de las vigas con la ayuda de bastidores. Los bastidores permiten la posibilidad de retirar el paquete de bobinas durante la reparación. 8 Las cámaras de entrada y salida del economizador de agua están ubicadas fuera de los conductos de gas y están unidas al marco de la caldera con soportes. Las vigas del economizador de agua se enfrían (la temperatura de las vigas durante el encendido y durante el funcionamiento no debe exceder los 250 °C) suministrándoles aire frío desde la presión de los ventiladores, con descarga de aire en las cajas de succión de los ventiladores. CALEFACTOR DE AIRE En la sala de calderas se encuentran instalados dos aerotermos regenerativos RVP-54. El calentador de aire regenerativo RVP-54 es un intercambiador de calor de contraflujo que consta de un rotor giratorio encerrado dentro de una carcasa fija (Fig. 4). El rotor consta de una carcasa de 5590 mm de diámetro y 2250 mm de altura, de chapa de acero de 10 mm de espesor y un cubo de 600 mm de diámetro, así como de nervaduras radiales que conectan el cubo con la carcasa, dividiendo el rotor en 24 sectores. Cada sector está dividido por láminas verticales en P y s. Fig. 4. Esquema estructural del calentador de aire regenerativo: 1 - conducto; 2 - tambor; 3 - cuerpo; 4 - relleno; 5 - eje; 6 - rodamiento; 7 - sello; 8 - motor eléctrico tres partes. En ellos se colocan secciones de láminas calefactoras. La altura de las secciones se instalan en dos filas. La fila superior es la parte caliente del rotor, hecha de láminas espaciadoras y corrugadas, de 0,7 mm de espesor. La fila inferior de secciones es la parte fría del rotor y está formada por chapas rectas espaciadoras de 1,2 mm de espesor. El empaque del extremo frío es más susceptible a la corrosión y se puede reemplazar fácilmente. Por dentro del buje del rotor pasa un eje hueco, que tiene una brida en la parte inferior, sobre la cual se apoya el rotor, el buje va unido a la brida con espárragos. RVP tiene dos cubiertas: superior e inferior, las placas de sellado están instaladas en ellas. 9 El proceso de intercambio de calor se lleva a cabo calentando el empaque del rotor en el flujo de gas y enfriándolo en el flujo de aire. El movimiento secuencial del empaque calentado del flujo de gas al flujo de aire se lleva a cabo debido a la rotación del rotor con una frecuencia de 2 revoluciones por minuto. En cada momento, de los 24 sectores del rotor, 13 sectores están incluidos en la ruta del gas, 9 sectores: en la ruta del aire, dos sectores están desconectados del trabajo y están cubiertos por placas de sellado. El calentador de aire utiliza el principio de contracorriente: el aire se introduce por el lado de salida y se expulsa por el lado de entrada de gas. El calentador de aire está diseñado para calentar aire de 30 a 280 °С mientras enfría gases de 331 °С a 151 °С cuando funciona con fuel oil. La ventaja de los calentadores de aire regenerativos es su compacidad y bajo peso, la principal desventaja es un desbordamiento significativo de aire del lado del aire al lado del gas (la succión de aire estándar es de 0,2 a 0,25). MARCO DE LA CALDERA El marco de la caldera consta de columnas de acero conectadas por vigas horizontales, armaduras y tirantes, y sirve para absorber las cargas del peso del tambor, todas las superficies de calentamiento, la unidad de condensado, el revestimiento, el aislamiento y las plataformas de mantenimiento. El marco de la caldera está hecho de metal laminado y chapa de acero soldado. Las columnas del marco están unidas a la base subterránea de hormigón armado de la caldera, la base (zapato) de las columnas se vierte con hormigón. COLOCACIÓN El revestimiento de la cámara de combustión está compuesto por hormigón refractario, losas de covelita y yeso de magnesia de sellado. El espesor del revestimiento es de 260 mm. Se instala en forma de escudos que se unen al marco de la caldera. El revestimiento del techo consiste en paneles de 280 mm de espesor, que se encuentran libremente sobre las tuberías del sobrecalentador. La estructura de los paneles: una capa de hormigón refractario de 50 mm de espesor, una capa de hormigón termoaislante de 85 mm de espesor, tres capas de placas de covelite de un espesor total de 125 mm y una capa de revestimiento magnésico de sellado de 20 mm de espesor, aplicado en malla metalica. El revestimiento de la cámara de inversión y el eje de convección están montados en pantallas que, a su vez, están unidas al marco de la caldera. El espesor total del revestimiento de la cámara de inversión es de 380 mm: hormigón refractario - 80 mm, hormigón termoaislante - 135 mm y cuatro capas de losas de covelite de 40 mm cada una. El revestimiento del sobrecalentador convectivo consta de una capa de hormigón termoaislante de 155 mm de espesor, una capa de hormigón refractario de 80 mm y cuatro capas de placas de covelita de 165 mm. Entre las placas hay una capa de masilla sovelita con un espesor de 2÷2,5 mm. El revestimiento del economizador de agua, de 260 mm de espesor, está compuesto por hormigón refractario y aislante térmico y tres capas de losas de covelite. PRECAUCIONES DE SEGURIDAD Operación unidades de caldera debe llevarse a cabo de acuerdo con las "Reglas para el diseño y operación segura de calderas de vapor y agua caliente" vigentes, aprobadas por Rostekhnadzor y " requerimientos técnicos sobre la Seguridad contra Explosión de las Plantas de Calderas que Funcionan con Fuel Oil y Gas Natural”, así como las vigentes “Reglas de Seguridad para el Mantenimiento de los Equipos Térmicos de las Centrales Eléctricas”. Lista bibliográfica 1. Manual de operación de la caldera de potencia TGM-84 en la TPP VAZ. 2. Meiklyar M.V. Unidades de caldera modernas TKZ. M.: Energy, 1978. 3. A.P. Kovalev, N.S. Leleev, T.V. Vilensky. Generadores de vapor: Libro de texto para universidades. M.: Energoatomizdat, 1985. 11 Diseño y operación de la caldera TGM-84 Compilado por Maksim Vitalievich KALMYKOV Editor N.V. Versh i nina Editor técnico G.N. Shan'kov Firmado para su publicación el 20.06.06. Formato 60×84 1/12. Papel compensado. Impresión offset. Rl 1.39. Estado.cr.-ott. 1.39. Uch.-ed. yo 1.25 Circulación 100. P. - 171. _________________________________________________________________________________________________ Estado institución educativa educación profesional superior "Universidad Técnica del Estado de Samara" 432100. Samara, st. Molodogvardeyskaya, 244. Edificio principal 12

La característica energética típica de la caldera TGM-96B refleja la eficiencia técnicamente alcanzable de la caldera. Una característica energética típica puede servir como base para compilar las características estándar de las calderas TGM-96B cuando se quema fuel oil.

MINISTERIO DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN DE LA URSS

DEPARTAMENTO TÉCNICO PRINCIPAL DE OPERACIÓN
SISTEMAS ENERGÉTICOS

DATOS TÍPICOS DE ENERGÍA
DE LA CALDERA TGM-96B PARA COMBUSTIÓN DE COMBUSTIBLE COMBUSTIBLE

Moscú 1981

Esta característica de energía típica fue desarrollada por Soyuztekhenergo (ingeniero G.I. GUTSALO)

La característica energética típica de la caldera TGM-96B se compiló sobre la base de pruebas térmicas realizadas por Soyuztekhenergo en Riga CHPP-2 y Sredaztekhenergo en CHPP-GAZ, y refleja la eficiencia técnicamente alcanzable de la caldera.

Una característica energética típica puede servir como base para compilar las características estándar de las calderas TGM-96B cuando se quema fuel oil.

Solicitud

. BREVE DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE INSTALACIÓN DE LA CALDERA

1.1 . Caldera TGM-96B de la Planta de Calderas de Taganrog - gas-oil con circulación natural y disposición en forma de U, diseñada para trabajar con turbinas T -100/120-130-3 y PT-60-130/13. Los principales parámetros de diseño de la caldera cuando funciona con fuel oil se dan en la Tabla. .

Según TKZ, el mínimo carga admisible la caldera según la condición de circulación es el 40% de la nominal.

1.2 . La cámara de combustión tiene forma prismática y en planta es un rectángulo con unas dimensiones de 6080 × 14700 mm. El volumen de la cámara de combustión es de 1635 m 3 . El estrés térmico del volumen del horno es de 214 kW/m 3 , o 184 10 3 kcal/(m 3 h). Las pantallas de evaporación y un sobrecalentador de pared de radiación (RNS) se colocan en la cámara de combustión. En la parte superior del horno en la cámara rotatoria hay un sobrecalentador de pantalla (SHPP). En el eje convectivo descendente, dos paquetes de un sobrecalentador convectivo (CSH) y un economizador de agua (WE) están ubicados en serie a lo largo del flujo de gas.

1.3 . La ruta de vapor de la caldera consta de dos flujos independientes con transferencia de vapor entre los lados de la caldera. La temperatura del vapor sobrecalentado se controla mediante la inyección de su propio condensado.

1.4 . En la pared frontal de la cámara de combustión hay cuatro quemadores de gas de petróleo de doble flujo HF TsKB-VTI. Los quemadores están instalados en dos niveles en elevaciones de -7250 y 11300 mm con un ángulo de elevación de 10° con respecto al horizonte.

Para quemar fuel oil, se proporcionan boquillas mecánicas de vapor "Titan" con una capacidad nominal de 8,4 t / ha una presión de fuel oil de 3,5 MPa (35 kgf / cm 2). La planta recomienda que la presión de vapor para soplar y rociar fuel oil sea de 0,6 MPa (6 kgf/cm2). El consumo de vapor por boquilla es de 240 kg/h.

1.5 . La planta de calderas está equipada con:

Dos ventiladores de tiro VDN-16-P con una capacidad de 259 10 3 m 3 /h con un margen del 10 %, una presión de 39,8 MPa (398,0 kgf/m 2 ) con un margen del 20 %, una potencia de 500/ 250 kW y una velocidad de rotación de 741/594 rpm cada máquina;

Dos extractores de humos DN-24×2-0,62 GM con capacidad de margen 10% 415 10 3 m 3 /h, presión con margen 20% 21,6 MPa (216,0 kgf/m 2 ), potencia 800/400 kW y un velocidad de 743/595 rpm de cada máquina.

1.6. Para limpiar las superficies de calentamiento por convección de los depósitos de ceniza, el proyecto prevé una planta de tiro, para la limpieza del RAH - lavado con agua y soplado con vapor de un tambor con disminución de la presión en la planta de estrangulamiento. La duración de soplar un RAH 50 min.

. CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE LA CALDERA TGM-96B

2.1 . Característica energética típica de la caldera TGM-96B ( arroz. , , ) se compiló sobre la base de los resultados de las pruebas térmicas de las calderas en Riga CHPP-2 y CHPP GAZ de acuerdo con los materiales de instrucción y pautas sobre la regulación de los indicadores técnicos y económicos de las calderas. La característica refleja la eficiencia media de una caldera nueva que funciona con turbinas T -100/120-130/3 y PT-60-130/13 bajo las siguientes condiciones tomadas como iniciales.

2.1.1 . El balance de combustible de las centrales eléctricas que queman combustibles líquidos está dominado por fuel oil con alto contenido de azufre METRO 100. Por lo tanto, la característica se elabora para el fueloil M 100 ( GOST 10585-75) con características: PA = 0,14 %, PA = 1,5 %, SP = 3,5 %, (9500 kcal/kg). Todos los cálculos necesarios se realizan para la masa de trabajo de fuel oil.

2.1.2 . Se supone que la temperatura del fuel oil frente a las boquillas es de 120 ° C( t t= 120 °С) basado en las condiciones de viscosidad del fueloil METRO 100, igual a 2,5° VU, según el § 5.41 PTE.

2.1.3 . La temperatura media anual del aire frío (t x .c.) a la entrada del ventilador se toma igual a 10 ° C , ya que las calderas TGM-96B se encuentran principalmente en regiones climáticas (Moscú, Riga, Gorki, Chisinau) con una temperatura media anual del aire cercana a esta temperatura.

2.1.4 . La temperatura del aire a la entrada del calentador de aire (t vp) se toma igual a 70° C y constante cuando cambia la carga de la caldera, de acuerdo con el § 17.25 PTE.

2.1.5 . Para centrales eléctricas con conexiones cruzadas, la temperatura del agua de alimentación (t c.a.) delante de la caldera se toma como calculado (230 °C) y constante cuando cambia la carga de la caldera.

2.1.6 . Se supone que el consumo de calor neto específico para la planta de turbinas es de 1750 kcal/(kWh), según las pruebas térmicas.

2.1.7 . Se supone que el coeficiente de flujo de calor varía con la carga de la caldera del 98,5 % a la carga nominal al 97,5 % a una carga de 0,6número D.

2.2 . El cálculo de la característica estándar se realizó de acuerdo con las instrucciones del "Cálculo térmico de unidades de caldera (método normativo)", (M .: Energia, 1973).

2.2.1 . La eficiencia bruta de la caldera y la pérdida de calor con los gases de combustión se calcularon de acuerdo con la metodología descrita en el libro de Ya.L. Pekker "Cálculos de ingeniería térmica basados en las características reducidas del combustible" (M.: Energia, 1977).

dónde

aquí

ah = α "ve + Δ α tr

ah- coeficiente de exceso de aire en los gases de escape;

Δ α tr- ventosas en la ruta de gas de la caldera;

Tu uh- temperatura de los humos detrás del extractor de humos.

El cálculo tiene en cuenta las temperaturas de los humos medidas en las pruebas térmicas de la caldera y reducidas a las condiciones para construir una característica estándar (parámetros de entradat x en, t "kf, t c.a.).

2.2.2 . Coeficiente de exceso de aire en el punto de modo (detrás del economizador de agua)α "ve tomado igual a 1,04 a carga nominal y cambiando a 1,1 al 50% de carga según pruebas térmicas.

La reducción del coeficiente de exceso de aire calculado (1.13) aguas abajo del economizador de agua al adoptado en la característica estándar (1.04) se logra mediante el correcto mantenimiento del modo de combustión según el mapa de régimen de la caldera, el cumplimiento de los requisitos de PTE en cuanto a succión de aire en el horno y en la ruta del gas y selección de un conjunto de boquillas.

2.2.3 . La succión de aire en la ruta de gas de la caldera a la carga nominal se toma igual al 25%. Con un cambio en la carga, la succión de aire está determinada por la fórmula

2.2.4 . Pérdidas de calor por incompletitud química de la combustión del combustible (q 3 ) se toman iguales a cero, ya que durante las pruebas de la caldera con exceso de aire, aceptado en la característica de energía Típica, estuvieron ausentes.

2.2.5 . Pérdida de calor por incompletitud mecánica de la combustión del combustible (q 4 ) se toman igual a cero según el "Reglamento sobre la armonización de las características reglamentarias de los equipos y el consumo específico estimado de combustibles" (M.: STsNTI ORGRES, 1975).

2.2.6 . Pérdida de calor en ambiente (q 5 ) no se determinaron durante las pruebas. Se calculan de acuerdo con el "Método de prueba de plantas de calderas" (M.: Energia, 1970) según la fórmula

2.2.7 . El consumo de energía específico para la bomba eléctrica de alimentación PE-580-185-2 se calculó utilizando las características de la bomba adoptadas de las especificaciones TU-26-06-899-74.

2.2.8 . El consumo de energía específico para tiro y voladura se calcula a partir del consumo de energía para el accionamiento de ventiladores de tiro y extractores de humo, medido durante las pruebas térmicas y reducido a las condiciones (Δ α tr= 25%), adoptado en la elaboración de las características reglamentarias.

Se ha establecido que a una densidad suficiente de la ruta del gas (Δ α ≤ 30%) los extractores de humos proporcionan la carga nominal de la caldera a baja velocidad, pero sin ninguna reserva.

Los ventiladores de soplado a baja velocidad aseguran el funcionamiento normal de la caldera hasta cargas de 450 t/h.

2.2.9 . La potencia eléctrica total de los mecanismos de la planta de calderas incluye la potencia de los accionamientos eléctricos: bomba de alimentación eléctrica, extractores de humo, ventiladores, calentadores de aire regenerativos (Fig. ). La potencia del motor eléctrico del calentador de aire regenerativo se toma de acuerdo con los datos del pasaporte. Durante las pruebas térmicas de la caldera se determinó la potencia de los motores eléctricos de los extractores de humos, ventiladores y bomba eléctrica de alimentación.

2.2.10 . El consumo de calor específico para calentar el aire en una unidad calorífica se calcula teniendo en cuenta el calentamiento del aire en los ventiladores.

2.2.11 . A consumo especifico el calor para las necesidades propias de la planta de calderas incluye pérdidas de calor en los calentadores, cuya eficiencia se supone que es del 98%; para soplado de vapor de RAH y pérdida de calor con soplado de vapor de la caldera.

El consumo de calor para el soplado de vapor de RAH se calculó mediante la fórmula

Q obd = Dios · obd · obd 10 -3 megavatios (Gcal/h)

dónde Dios= 75 kg/min de acuerdo con las "Normas para el consumo de vapor y condensado para necesidades auxiliares de unidades de potencia 300, 200, 150 MW" (M.: STSNTI ORGRES, 1974);

obd = yo nosotros par= 2598 kJ/kg (kcal/kg)

obd= 200 min (4 dispositivos con un tiempo de soplado de 50 min cuando se encienden durante el día).

El consumo de calor con la purga de la caldera se calculó mediante la fórmula

producto Q = G pinchazo · yo kv10 -3 megavatios (Gcal/h)

dónde G pinchazo = nombre de PD 10 2 kg/hora

P = 0,5 %

yo kv- entalpía del agua de la caldera;

2.2.12 . El procedimiento para realizar pruebas y la elección de los instrumentos de medición utilizados en las pruebas se determinaron mediante el "Método de prueba de plantas de calderas" (M .: Energia, 1970).

. ENMIENDAS AL REGLAMENTO

3.1 . Para llevar los principales indicadores normativos del funcionamiento de la caldera a las condiciones modificadas de su funcionamiento dentro de los límites de desviación permisibles de los valores de los parámetros, se proporcionan modificaciones en forma de gráficos y valores numéricos. Enmiendas aq 2 en forma de gráficos se muestran en la fig. , . Las correcciones a la temperatura de los gases de combustión se muestran en la fig. . Además de lo anterior, se dan correcciones por el cambio en la temperatura del fuel oil de calefacción suministrado a la caldera, y por el cambio en la temperatura del agua de alimentación.

Descripción del objeto.

Nombre completo:“Curso de capacitación automatizado “Operación de la unidad de caldera TGM-96B al quemar fuel oil y gas natural”.

Símbolo:

Año de emisión: 2007.

El curso de capacitación automatizado para la operación de la unidad de caldera TGM-96B fue desarrollado para capacitar al personal operativo que presta servicio a las plantas de calderas de este tipo y es un medio de capacitación, preparación previa al examen y prueba de examen del personal CHP.

AUK se compila sobre la base de la documentación reglamentaria y técnica utilizada en la operación de las calderas TGM-96B. Contiene material textual y gráfico para el estudio interactivo y la evaluación de los estudiantes.

Esta AUC describe el diseño y caracteristicas tecnologicas los equipos principales y auxiliares de las calderas TGM-96B, a saber: una cámara de combustión, un tambor, un sobrecalentador, un eje de convección, una unidad de potencia, dispositivos de tiro, control de temperatura de vapor y agua, etc.

Se consideran los modos de operación de arranque, normal, emergencia y parada de la planta de calderas, así como los principales criterios de confiabilidad para calentar y enfriar tuberías de vapor, pantallas y otros elementos de la caldera.

Se considera el sistema de control automático de la caldera, el sistema de protecciones, enclavamientos y alarmas.

Se ha determinado el procedimiento de admisión a inspección, ensayo, reparación de equipos, normas de seguridad y seguridad contra explosiones e incendios.

La composición de las AUC:

El curso de capacitación automatizado (ATC) es una herramienta de software diseñada para la capacitación inicial y la evaluación posterior del conocimiento del personal de la planta de energía y redes electricas. En primer lugar, para la formación del personal operativo y operativo-reparador.

La base de las AUC es la producción operativa y descripciones de trabajo, materiales reglamentarios, datos de los fabricantes de equipos.

ABC incluye:

sección de información teórica general;
una sección que trata sobre el diseño y operación de un tipo particular de equipo;
sección de autoexamen del estudiante;
bloque examinador.

Además de los textos, AUC contiene el material gráfico necesario (diagramas, dibujos, fotografías).

Contenido de la información de AUK.

El material del texto se basa en las instrucciones de funcionamiento de la unidad de caldera TGM-96, instrucciones de fábrica, otros materiales reglamentarios y técnicos e incluye las siguientes secciones:

1. Breve descripción diseño de la unidad de caldera TGM-96.
1.1. Parámetros principales.
1.2. Diseño de calderas.
1.3. Cámara de horno.
1.3.1. Datos común.
1.3.2. Colocación de superficies de calentamiento en el horno.
1.4. Dispositivo quemador.
1.4.1. Datos común.
1.4.2. Especificaciones quemadores
1.4.3. Boquillas de aceite.
1.5. Tambor y dispositivo de separación.
1.5.1. Datos común.
1.5.2. Dispositivo intratambor.
1.6. sobrecalentador.
1.6.1. Información general.
1.6.2. Sobrecalentador de radiación.
1.6.3. Sobrecalentador de techo.
1.6.4. Calentador de vapor blindado.
1.6.5. Sobrecalentador convectivo.
1.6.6. Esquema de movimiento de vapor.
1.7. Un dispositivo para controlar la temperatura del vapor sobrecalentado.
1.7.1. planta de condensacion
1.7.2. dispositivos de inyeccion
1.7.3. Esquema de suministro de condensado y agua de alimentación.
1.8. Economizador de agua.
1.8.1. Datos común.
1.8.2. Parte suspendida del economizador.
1.8.3. Paneles economizadores de pared.
1.8.4. economizador convectivo.
1.9. Calentador de aire.
1.10. Marco de caldera.
1.11. Revestimiento de calderas.
1.12. Limpieza de superficies de calefacción.
1.13. Instalación de empuje.
2. Extracto del cálculo térmico.
2.1. Las principales características de la caldera.
2.2. Coeficientes de exceso de aire.
2.3. Balance térmico y características del horno.
2.4. La temperatura de los productos de combustión.
2.5. temperaturas del vapor.
2.6. Temperaturas del agua.
2.7. Temperaturas del aire.
2.8. Consumo de condensado por inyección.
2.9. resistencia de la caldera.
3. Preparación de la caldera para el arranque en frío.
3.1. Inspección y prueba de equipos.
3.2. Elaboración de esquemas de iluminación.
3.2.1. Montaje de circuitos para calentamiento de una unidad de potencia reducida e inyecciones.
3.2.2. Montaje de esquemas para tuberías de vapor y un sobrecalentador.
3.2.3. Montaje del camino gas-aire.
3.2.4. Preparación de gasoductos de la caldera.
3.2.5. Montaje de tuberías de fuel oil en el interior de la caldera.
3.3. Llenar la caldera con agua.
3.3.1. Provisiones generales.
3.3.2. Operaciones antes del llenado.
3.3.3. Operaciones después del llenado.
4. Encendido de la caldera.
4.1. Una parte común.
4.2. Encendido con gas de un estado frío.
4.2.1. Ventilación del horno.
4.2.2. Llenar la tubería con gas.
4.2.3. Comprobación de la estanqueidad de la tubería de gas y los accesorios dentro de la caldera.
4.2.4. Encendido del primer quemador.
4.2.5. Encendido del segundo y posteriores quemadores.
4.2.6. Purga de columnas indicadoras de agua.
4.2.7. Programa de encendido de calderas.
4.2.8. Depuración de los puntos inferiores de las pantallas.
4.2.9. Régimen de temperatura sobrecalentador de radiación durante el encendido.
4.2.10. Régimen de temperatura del economizador de agua durante el encendido.
4.2.11. Inclusión de la caldera en la red principal.
4.2.12. Elevación de la carga a nominal.
4.3. Encendido de calderas de un estado caliente.
4.4. Encendido de la caldera mediante el esquema de recirculación del agua de la caldera.
5. Mantenimiento de la caldera y equipos durante su funcionamiento.
5.1. Provisiones generales.
5.1.1. Las principales tareas del personal operativo.
5.1.2. Regulación de la salida de vapor de la caldera.
5.2. Mantenimiento de calderas.
5.2.1. Observaciones durante el funcionamiento de la caldera.
5.2.2. Potencia de caldera.
5.2.3. Control de temperatura del vapor sobrecalentado.
5.2.4. Control de combustión.
5.2.5. Purga de caldera.
5.2.6. Funcionamiento de la caldera de gasoil.
6. Cambio de un tipo de combustible a otro.
6.1. Cambio de gas natural a fuel oil.
6.1.1. Transferencia del quemador de combustión de gas a fuel oil desde la sala de control principal.
6.1.2. Transferencia del quemador de fuel oil a gas natural en sitio.
6.2. Cambio de fuel oil a gas natural.
6.2.1. Transferencia del calentador de combustión de fuel oil a gas natural desde la sala de control principal.
6.2.2. Transferencia del quemador de fuel oil a gas natural en sitio.
6.3. Co-combustión de gas natural y fuel oil.
7. Pare la caldera.
7.1. Provisiones generales.
7.2. Parar la caldera en reserva.
7.2.1. Acciones del personal durante la parada.
7.2.2. Pruebas de válvulas de seguridad.
7.2.3. Acciones del personal después de la parada.
7.3. Parada de caldera con enfriamiento.
7.4. Parada de emergencia de caldera.
7.4.1. Casos de parada de emergencia de la caldera por protección o personal.
7.4.2. Casos de parada de emergencia de la caldera por orden del ingeniero jefe.
7.4.3. Apagado remoto de la caldera.
8. Emergencias y procedimiento para su eliminación.
8.1. Provisiones generales.
8.1.1. Una parte común.
8.1.2. Responsabilidades del personal de servicio en caso de accidente.
8.1.3. Acciones del personal durante un accidente.
8.2. Desconexión de carga.
8.3. Estación de deslastre con pérdida de necesidades auxiliares.
8.4. Descenso del nivel del agua.
8.4.1. Signos de degradación y acciones del personal.
8.4.2. Actuaciones del personal tras la liquidación del siniestro.
8.5. Aumento del nivel del agua.
8.5.1. Signos y acciones del personal.
8.5.2. Actuaciones del personal en caso de fallo de la protección.
8.6. Fallo de todos los dispositivos indicadores de agua.
8.7. Rotura de tubería de pantalla.
8.8. Rotura del tubo del sobrecalentador.
8.9. Rotura del tubo del economizador de agua.
8.10. Detección de grietas en tuberías y accesorios de vapor de la caldera.
8.11. Aumento de la presión en el tambor por encima de 170 atm y fallo de las válvulas de seguridad.
8.12. Detener el suministro de gas.
8.13. Reducción de la presión de aceite detrás de la válvula de control.
8.14. Parada de ambos extractores de humo.
8.15. Apague ambos ventiladores.
8.16. Deshabilitar todos los RVP.
8.17. Ignición de depósitos en calentadores de aire.
8.18. Explosión en el horno o conductos de gas de la caldera.
8.19. Rotura de la antorcha, modo de combustión inestable, pulsación en el horno.
8.20. Echando agua al sobrecalentador.
8.21. Rotura del oleoducto principal de fuel oil.
8.22. Rotura o incendio de tuberías de fuel oil dentro de la caldera.
8.23. Brecha o incendio en los principales gasoductos.
8.24. Brecha o incendio en gasoductos dentro de la caldera.
8.25. Disminución de la temperatura del aire exterior por debajo de la calculada.
9. Automatización de calderas.
9.1. Provisiones generales.
9.2. Regulador de nivel.
9.3. regulador de combustión.
9.4. Controlador de temperatura de vapor sobrecalentado.
9.5. Regulador de purga continua.
9.6. Regulador de fosfatación de agua.
10. Protección térmica de la caldera.
10.1. Provisiones generales.
10.2. Protección contra sobrealimentación de calderas.
10.3. Protección de nivel bajo.
10.4. Protección al apagar extractores de humo o sopladores.
10.5. Protección cuando todos los RVP están apagados.
10.6. Parada de emergencia de la caldera con pulsador.
10.7. Protección contra caída de presión de combustible.
10.8. Protección contra aumento de presión de gas.
10.9. Funcionamiento del interruptor de combustible.
10.10. Protección de extinción de llama en el horno.
10.11. Protección para aumentar la temperatura del vapor sobrecalentado detrás de la caldera.
11. Protección tecnológica y configuración de alarmas.
11.1. Configuración de alarmas de procesos.
11.2. Configuración de la protección tecnológica.
12. Dispositivos de seguridad de impulso de la caldera.
12.1. Provisiones generales.
12.2. funcionamiento de la UIP.
13. Medidas de seguridad y prevención de incendios.
13.1. Una parte común.
13.2. Regulaciones de seguridad.
13.3. Medidas de seguridad al sacar la caldera para su reparación.
13.4. Requisitos de seguridad y protección contra incendios.
13.4.1. Datos común.
13.4.2. Requerimientos de seguridad.
13.4.3. Requisitos de seguridad para el funcionamiento de la caldera en sustitutos del fuel oil.
13.4.4. requisitos de seguridad contra incendios.

14. El material gráfico en este AUK se presenta como parte de 17 figuras y diagramas:
14.1. El diseño de la caldera TGM-96B.
14.2. Debajo de la cámara de combustión.
14.3. Punto de fijación del tubo de pantalla.
14.4. La disposición de los quemadores.
14.5. Dispositivo quemador.
14.6. Dispositivo intratambor.
14.7. planta de condensacion
14.8. Esquema de una unidad de potencia reducida e inyecciones de caldera.
14.9. Atemperador.
14.10. Montaje de un circuito para calentar una unidad de potencia reducida.
14.11. Esquema de encendido de la caldera (ruta de vapor).
14.12. Esquema de conductos de gas-aire de la caldera.
14.13. Esquema de gasoductos dentro de la caldera.
14.14. Esquema de tuberías de fuel oil dentro de la caldera.
14.15. Ventilación del horno.
14.16. Llenar la tubería con gas.
14.17. Comprobación de la estanqueidad de la tubería de gas.

comprobacion de conocimientos

Después de estudiar el material textual y gráfico, el alumno puede iniciar un programa de autoevaluación de conocimientos. El programa es una prueba que comprueba el grado de asimilación del material de la instrucción. En caso de una respuesta errónea, se muestra al operador un mensaje de error y una cita del texto de la instrucción que contiene la respuesta correcta. El número total de preguntas en este curso es de 396.

Examen

Después de completar el curso de capacitación y autocontrol del conocimiento, el estudiante realiza una prueba de examen. Incluye 10 preguntas seleccionadas automáticamente al azar de entre las preguntas previstas para la autoevaluación. Durante el examen, se le pide al examinado que responda estas preguntas sin indicaciones y la oportunidad de consultar el libro de texto. No se muestran mensajes de error hasta el final de la prueba. Una vez finalizado el examen, el estudiante recibe un protocolo que contiene las preguntas propuestas, las respuestas elegidas por el examinador y comentarios sobre las respuestas erróneas. La calificación del examen se establece automáticamente. El protocolo de prueba se almacena en el disco duro de la computadora. Es posible imprimirlo en una impresora.

MINISTERIO DE ENERGÍA Y ELECTRIFICACIÓN DE LA URSS

DEPARTAMENTO TÉCNICO PRINCIPAL DE OPERACIÓN
SISTEMAS ENERGÉTICOS

DATOS TÍPICOS DE ENERGÍA
DE LA CALDERA TGM-96B PARA COMBUSTIÓN DE COMBUSTIBLE COMBUSTIBLE

Moscú 1981

Esta característica de energía típica fue desarrollada por Soyuztekhenergo (ingeniero G.I. GUTSALO)

Una característica energética típica puede servir como base para compilar las características estándar de las calderas TGM-96B cuando se quema fuel oil.

Solicitud

. BREVE DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE INSTALACIÓN DE LA CALDERA

Según la TKZ, la carga mínima admisible de la caldera según la condición de circulación es del 40% de la nominal.

1.5 . La planta de calderas está equipada con:

. CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE LA CALDERA TGM-96B

2.1 . Característica energética típica de la caldera TGM-96B ( arroz. , , ) se compiló sobre la base de los resultados de las pruebas térmicas de las calderas en Riga CHPP-2 y CHPP GAZ de acuerdo con los materiales instructivos y las pautas metodológicas para estandarizar los indicadores técnicos y económicos de las calderas. La característica refleja la eficiencia media de una caldera nueva que funciona con turbinas T -100/120-130/3 y PT-60-130/13 bajo las siguientes condiciones tomadas como iniciales.

2.1.1 . El balance de combustible de las centrales eléctricas que queman combustibles líquidos está dominado por fuel oil con alto contenido de azufre METRO 100. Por lo tanto, la característica se elabora para el fueloil M 100 (GOST 10585-75 ) con características: PA = 0,14 %, PA = 1,5 %, SP = 3,5 %, (9500 kcal/kg). Todos los cálculos necesarios se realizan para la masa de trabajo de fuel oil.

2.1.4 . La temperatura del aire a la entrada del calentador de aire (t vp) se toma igual a 70° C y constante cuando cambia la carga de la caldera, de acuerdo con el § 17.25 PTE.

2.1.6 . Se supone que el consumo de calor neto específico para la planta de turbinas es de 1750 kcal/(kWh), según las pruebas térmicas.

2.1.7 . Se supone que el coeficiente de flujo de calor varía con la carga de la caldera del 98,5 % a la carga nominal al 97,5 % a una carga de 0,6número D.

2.2 . El cálculo de la característica estándar se realizó de acuerdo con las instrucciones del "Cálculo térmico de unidades de caldera (método normativo)", (M .: Energia, 1973).

dónde

aquí

ah = α "ve + Δ α tr

ah- coeficiente de exceso de aire en los gases de escape;

Δ α tr- ventosas en la ruta de gas de la caldera;

Tu uh- temperatura de los humos detrás del extractor de humos.

2.2.2 . Coeficiente de exceso de aire en el punto de modo (detrás del economizador de agua)α "ve tomado igual a 1,04 a carga nominal y cambiando a 1,1 al 50% de carga según pruebas térmicas.

2.2.3 . La succión de aire en la ruta de gas de la caldera a la carga nominal se toma igual al 25%. Con un cambio en la carga, la succión de aire está determinada por la fórmula

2.2.6 . Pérdida de calor al medio ambiente (q 5 ) no se determinaron durante las pruebas. Se calculan de acuerdo con el "Método de prueba de plantas de calderas" (M.: Energia, 1970) según la fórmula

Se ha establecido que a una densidad suficiente de la ruta del gas (Δ α ≤ 30%) los extractores de humos proporcionan la carga nominal de la caldera a baja velocidad, pero sin ninguna reserva.

Los ventiladores de soplado a baja velocidad aseguran el funcionamiento normal de la caldera hasta cargas de 450 t/h.

2.2.10 . El consumo de calor específico para calentar el aire en una unidad calorífica se calcula teniendo en cuenta el calentamiento del aire en los ventiladores.

2.2.11 . El consumo de calor específico para las necesidades auxiliares de la planta de calderas incluye las pérdidas de calor en los calentadores, cuya eficiencia se supone que es del 98%; para soplado de vapor de RAH y pérdida de calor con soplado de vapor de la caldera.

El consumo de calor para el soplado de vapor de RAH se calculó mediante la fórmula

Q obd = Dios · obd · obd 10 -3 megavatios (Gcal/h)

dónde Dios= 75 kg/min de acuerdo con las "Normas para el consumo de vapor y condensado para necesidades auxiliares de unidades de potencia 300, 200, 150 MW" (M.: STSNTI ORGRES, 1974);

obd = yo nosotros par= 2598 kJ/kg (kcal/kg)

obd= 200 min (4 dispositivos con un tiempo de soplado de 50 min cuando se encienden durante el día).

El consumo de calor con la purga de la caldera se calculó mediante la fórmula

producto Q = G pinchazo · yo kv10 -3 megavatios (Gcal/h)

dónde G pinchazo = nombre de PD 10 2 kg/hora

P = 0,5 %

yo kv- entalpía del agua de la caldera;

. ENMIENDAS AL REGLAMENTO

3.1.1 . La corrección por el cambio de temperatura del fuel oil suministrado a la caldera se calcula a partir del efecto del cambio A q sobre el q 2 por fórmula