RU2745181C1

RU2745181C1 - System and method of automatic control and monitoring of a boiler unit operating on gaseous fuel

Info

Publication number: RU2745181C1
Application number: RU2020125099A
Authority: RU
Inventors: Павел Дмитриевич Дуньшин
Original assignee: Павел Дмитриевич Дуньшин
Priority date: 2020-07-28
Filing date: 2020-07-28
Publication date: 2021-03-22

Abstract

FIELD: heat power engineering.

SUBSTANCE: invention relates to heat power engineering and is intended for automatic control and operational control of the boiler unit. The automatic control and monitoring system of the boiler unit 1, operating on gaseous fuel, includes sensors 2, 3, 4 and 5 for measuring the components in the exhaust gas, sensors 14 for the pressure and flow of fuel and air 11 connected to the programmable logic controller 16, which generates signals for transmitting them actuators 17 and 18. According to the invention, the programmable logic controller 16 additionally includes a unit 15 for calculating the technical and economic indicator (TEP) of the boiler unit 1 associated with the counter 13 of the gaseous fuel consumption, the counter 8 of the steam consumption and the unit 20 for regulating the air pressure. Through a personal computer 22, the programmable logic controller 16 is connected to the information display device 23 and the dispatching unit 25. Also presented is a method for automatic control and monitoring of a boiler unit operating on gaseous fuel.

EFFECT: increasing the efficiency of an industrial boiler unit due to the possibility of real-time adjustment of its technical and economic indicators (TEI), improving the environmental performance of the installation operating on gaseous fuel, as well as simplifying its operation.

5 cl, 10 dwg, 4 tbl

Description

Изобретение относится к теплоэнергетике и предназначено для автоматического контроля и оперативного управления котлоагрегатом в зависимости от значения заданных параметров тепловой энергии. The invention relates to heat power engineering and is intended for automatic control and operational control of the boiler unit, depending on the value of the specified parameters of thermal energy.

Повышение эффективности сжигания газового и жидкого топлива уменьшения выбросов вредных веществ в уходящих газах является важными вопросами в работе промышленных котлоагрегатов. Автоматизация одно из основных направлений повышения КПД и безаварийности их функционирования. Системы автоматизации котлов должны обеспечить автоматическое регулирование и контроль основных технологических параметров (разрежение в топке котла, соотношение топливо-воздух уровень воды в барабане котла, давление пара или температура воды на выходе из котла). В результате длительной эксплуатация оборудования котла, автоматика регулирования фактически работает не по режимной карте. При составлении режимной карты теплотехники часто сознательно увеличивают расход воздуха подаваемого на горелочное устройство для исключения химического недожога, вызванного изменением неполного сгорания топлива, температура воздуха и др. Кроме того оператор котла по своему усмотрению может корректировать процесс горения что не всегда обоснованно. Всё это приводит к перерасходу топлива и повышенному выбросу вредных веществ в атмосферу. Эффективность эксплуатации котла во многом зависит от качества наладки системы автоматического регулирования топливо-воздух. Приблизить работу котла к показателям режимной карты, обеспечить максимальную эффективность его эксплуатации, повысить его технико-экономические показатели (ТЭП) можно, имея информацию о работе системы топливо-воздух и составе уходящих газов. Improving the efficiency of burning gas and liquid fuels and reducing emissions of harmful substances in flue gases is an important issue in the operation of industrial boilers. Automation is one of the main directions for increasing efficiency and trouble-free operation. Boiler automation systems must provide automatic regulation and control of the main technological parameters (vacuum in the boiler furnace, fuel-air ratio, water level in the boiler drum, steam pressure or water temperature at the boiler outlet). As a result of the long-term operation of the boiler equipment, the control automation actually does not work according to the regime map. When drawing up a regime map, heating engineers often deliberately increase the flow rate of air supplied to the burner to eliminate chemical underburning caused by a change in incomplete combustion of fuel, air temperature, etc. In addition, the boiler operator at his discretion can adjust the combustion process, which is not always justified. All this leads to excessive consumption of fuel and increased emission of harmful substances into the atmosphere. The efficiency of the boiler operation largely depends on the quality of the adjustment of the automatic fuel-air regulation system. It is possible to bring the operation of the boiler closer to the indicators of the regime map, to ensure the maximum efficiency of its operation, to increase its technical and economic indicators (TEP), having information on the operation of the fuel-air system and the composition of flue gases.

Известен способ контроля и управления горением в горелке работающего на газообразном топливе устройства и система управления горением, работающая в соответствии с упомянутым способом (RU 2640866, кл. F32N1/00, 2018 г). Способ контроля и управления горением в горелке работающего на газообразном топливе устройства, содержащего датчик с электродом, расположенным в пламени или рядом с ним и выполненным с возможностью запитывания от генератора напряжения, а также соединенным с электронной схемой, выполненной с возможностью измерения результирующего потенциала на этом электроде. Способ содержит первую фазу получения и обработки данных из экспериментальных условий и вторую фазу оценки требуемой характеристики горения при фактических рабочих условиях горелки. На первой фазе заранее выбирают множество экспериментальных условий горения для горелки, подают на горелку при каждом из упомянутых условий мощность и дополнительный значимый параметр характеристик горения. При каждом из экспериментальных условий подают на упомянутый электрод сигнал электрического напряжения и выполняют выборку сигнала отклика, рассчитывая на основании последовательности выборочных значений характеристические параметры формы волны сигнала для каждого из экспериментальных условий, с целями расчета функции корреляции на основании полученных экспериментальных данных, способных однозначно скоррелировать мощность и дополнительный значимый параметр горения. На второй фазе подают при фактическом рабочем режиме сигнал электрического напряжения на электрод, а после отключения подаваемого сигнала выполняют серию выборок результирующего сигнала отклика на этом электроде. Так же на второй фазе рассчитывают на основании последовательности выборочных значений соответствующие характеристические параметры формы волны сигнала отклика для рабочего режима и рассчитывают оцененное значение характеристики горения, используя функцию корреляции.A known method for monitoring and controlling combustion in a burner operating on gaseous fuel and a combustion control system operating in accordance with the above method (RU 2640866, cl. F32N1 / 00, 2018). A method for monitoring and controlling combustion in a burner of a gaseous fuel device containing a sensor with an electrode located in or near the flame and configured to be powered from a voltage generator, as well as connected to an electronic circuit configured to measure the resulting potential on this electrode ... The method comprises a first phase of obtaining and processing data from experimental conditions and a second phase of evaluating the required combustion characteristics under actual operating conditions of the burner. In the first phase, a plurality of experimental combustion conditions for the burner are selected in advance, power and an additional significant parameter of combustion characteristics are supplied to the burner under each of the mentioned conditions. Under each of the experimental conditions, an electric voltage signal is applied to the said electrode and the response signal is sampled, calculating, based on the sequence of sampled values, the characteristic parameters of the signal waveform for each of the experimental conditions, with the aim of calculating the correlation function based on the obtained experimental data capable of unambiguously correlating the power and an additional significant combustion parameter. In the second phase, in the actual operating mode, an electric voltage signal is applied to the electrode, and after switching off the supplied signal, a series of samples of the resulting response signal is performed on this electrode. Also in the second phase, based on the sequence of sampled values, the corresponding characteristic parameters of the response waveform for the operating mode are calculated and the estimated value of the combustion characteristic is calculated using the correlation function.

Также известен способ автоматического управления и контроля котлоагрегатом (RU 2300705, А23N1/00, 2006), путем измерения сигналов по расходу топлива и воздуха, которые вводятся в контроллер. В процессе горения с помощью датчиков непрерывно измеряют содержание окиси углерода и кислорода, давление топлива и давление воздуха и совместно с предварительно измеренным соотношением расхода воздуха и топлива контроллер формирует сигнал для управления вентилятором. Датчики, измеряющие содержание окиси углерода и кислорода, устанавливают непосредственно в газовом тракте дымохода котлоагрегата, измеряют разрежение в дымовом тракте, с учетом которого формируют упомянутый сигнал на управляющий блок в виде частотного преобразователя для плавного управления дымососом и вентилятором, который постоянно поддерживает содержание окиси углерода СО в дымовых газах в количестве 0,1-0,2% и (или) кислорода O₂=0.Also known is a method for automatic control and monitoring of a boiler unit (RU 2300705, A23N1 / 00, 2006), by measuring signals on fuel and air consumption, which are entered into the controller. During combustion, sensors continuously measure the content of carbon monoxide and oxygen, fuel pressure and air pressure, and together with the previously measured ratio of air flow and fuel flow, the controller generates a signal to control the fan. Sensors measuring the content of carbon monoxide and oxygen are installed directly in the gas duct of the boiler flue duct, measure the vacuum in the flue duct, taking into account which the said signal is generated to the control unit in the form of a frequency converter for smooth control of the exhaust fan and the fan, which constantly maintains the content of carbon monoxide CO in flue gases in the amount of 0.1-0.2% and (or) oxygen O ₂ = 0.

Известна система автоматического регулирования процесса горения котла малой мощности с низкотемпературным кипящим слоем и способ ее работы (RU 2692854, кл. F23N1/06, F23C1/06, F23L15/00, F23L11/00, 2019), состоящей из программируемого логического контроллера (ПЛК) с блоками управления регуляторов, к которым кабелями подсоединены датчики и исполнительные механизмы, установленные на котле. На котле низкотемпературного кипящего слоя установлены исполнительные механизмы с электроприводами и частотно-регулируемые приводы, датчики температуры кипящего слоя, СО и О₂, температуры и давления воды на входе и выходе из котлоагрегата, исполнительные механизмы для регулирования подачи топлива, регулировки инерта, регулирования шиберов входящей воздушной смеси с каналами регулирования, разрежения, удаления инерта с датчиками, приборами контроля и безопасности, частотно-регулируемые приводы дымососа, питателя топлива, также с приборами регулирования розжиговой камеры. Способ автоматического регулирования процесса горения котла малой мощности с низкотемпературным кипящим слоем, заключается в снятии данных (показаний) из приборов и датчиков, установленных на котле, перевод этих аналоговых данных при помощи аналого-цифровых преобразователей в цифровой вид, подачи цифровых данных в ПЛК, их обработку согласно режимной карте работы котла и выдачи сигналов на блоки управления регуляторов, из которых команды по кабелям передаются исполнительным механизмам, установленным на котле, в зависимости от показаний от приборов и датчиков, установленных на котле. В ПЛК согласно режимной карте работы котла прописывают параметры и зависимости следующих режимов автоматического регулирования котла: розжига котла, нагрузки котла, разрежения в топке котла с коррекцией по СО и О₂, температуры кипящего слоя, высоты кипящего слоя, уровня пароводяной смеси в барабане котла, уровня топлива в бункере-накопителе.A known system for automatic regulation of the combustion process of a low-power boiler with a low-temperature fluidized bed and its method of operation (RU 2692854, cl. F23N1 / 06, F23C1 / 06, F23L15 / 00, F23L11 / 00, 2019), consisting of a programmable logic controller (PLC) with control units of regulators, to which sensors and actuators installed on the boiler are connected by cables. The low-temperature fluidized bed boiler is equipped with actuators with electric drives and variable frequency drives, sensors for fluidized bed temperature, CO and O ₂ , water temperature and pressure at the inlet and outlet of the boiler unit, actuators for regulating the fuel supply, adjusting the inertia, regulating the inlet gates. air mixture with channels for regulation, vacuum, inert removal with sensors, control and safety devices, frequency-controlled drives for a smoke exhauster, a fuel feeder, also with devices for regulating the ignition chamber. The method of automatic control of the combustion process of a low-power boiler with a low-temperature fluidized bed consists in taking data (readings) from devices and sensors installed on the boiler, converting these analog data using analog-to-digital converters into digital form, supplying digital data to the PLC, their processing according to the boiler operation mode chart and issuing signals to the control units of the regulators, from which commands are transmitted via cables to the actuators installed on the boiler, depending on the readings from the devices and sensors installed on the boiler. In the PLC, according to the boiler operation map, the parameters and dependencies of the following automatic boiler control modes are prescribed: boiler ignition, boiler load, vacuum in the boiler furnace with correction for CO and O ₂ , fluidized bed temperature, fluidized bed height, level of steam-water mixture in the boiler drum, fuel level in the storage bin.

Недостатками всех известных технических решений, связанных с контролем и управлением котлоагрегатов является их сложность в практическом использовании, требующих дорогостоящего оборудования и высококвалифицированных операторов.The disadvantages of all known technical solutions related to the control and management of boiler units is their complexity in practical use, requiring expensive equipment and highly qualified operators.

Проблемой, на которую направлено изобретение, является усовершенствование способа, а также системы для контроля и автоматического управления котлоагрегата.The problem to which the invention is directed is the improvement of the method, as well as the system for monitoring and automatic control of the boiler unit.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности промышленного котлоагрегата, за счет возможности в режиме реального времени осуществления корректировки его технико – экономических показателей (ТЭП), повышение экологических характеристик установки, работающей на газообразном топливе, а также упрощение эксплуатации.The technical result of the invention is an increase in the efficiency of an industrial boiler unit, due to the possibility of real-time adjustment of its technical and economic indicators (TEP), an increase in the environmental characteristics of the installation operating on gaseous fuel, as well as simplification of operation.

Поставленная проблема и указанный технический результат достигаются тем, что система автоматического управления и контроля котлоагрегата, работающего на газообразном топливе включает датчики измерения компонентов в уходящем газе, датчики давления и расхода топлива и воздуха, связанные с программируемым логическим контроллером, формирующим сигналы для передачи их исполнительным механизмам. Согласно изобретению в программируемый логический контроллер дополнительно включен блок расчета технико-экономического показателя (ТЭП) котлоагрегата, связанного со счетчиком расхода газообразного топлива, счетчиком расхода пара и блоком регулирования давления воздуха. Через персональный компьютер, программируемый логический контроллер связан с устройством отображения информации и блоком диспетчеризации.The problem posed and the specified technical result are achieved by the fact that the automatic control and monitoring system of a boiler unit operating on gaseous fuel includes sensors for measuring components in the flue gas, pressure and fuel and air flow sensors associated with a programmable logic controller that generates signals to transmit them to the actuators ... According to the invention, the programmable logic controller additionally includes a unit for calculating the technical and economic indicator (TEP) of the boiler unit connected with the gaseous fuel consumption meter, the steam consumption meter and the air pressure control unit. Through a personal computer, the programmable logic controller is connected with an information display device and a dispatching unit.

Устройство отображения информации может включать сигнальную индикацию в виде красного, желтого и зеленого цвета, что соответствует неэффективной, малоэффективной и эффективной работе котла.The information display device can include signal indication in the form of red, yellow and green, which corresponds to ineffective, ineffective and efficient operation of the boiler.

Программируемый логический контроллер ПЛК включает блок расчёта ТЭП, связанный по входу с датчиками измерения расхода газа и пара на котёл, а по выходу с блоком регулятора давления воздуха, выход которого связан с исполнительным механизмом регулирования расхода воздуха перед горелкой. ПЛК также включает блок задания давления воздуха по входу связанный с датчиком давления газа перед горелкой, а по выходу - с блоком контроля допустимых концентраций и с блоком регулятора давления воздуха, вход которого связан с датчиком давления воздуха. The PLC programmable logic controller includes a TEP calculation unit, connected at the input with sensors for measuring the flow of gas and steam to the boiler, and at the output with an air pressure regulator unit, the output of which is connected to the actuator for regulating the air flow in front of the burner. The PLC also includes a unit for setting the air pressure at the inlet connected to the gas pressure sensor in front of the burner, and at the outlet - to the unit for controlling the permissible concentrations and with the air pressure regulator unit, the inlet of which is connected to the air pressure sensor.

Для отображения информации о состоянии котлоагрегата блок расчета технико-экономических показателей и блок контроля допустимых концентраций в уходящем газе связаны с персональным компьютером, который соединен с устройством отображения информации, печатающим устройством и блоком диспетчеризации. To display information about the state of the boiler unit, the unit for calculating technical and economic indicators and the unit for monitoring permissible concentrations in the exhaust gas are connected to a personal computer, which is connected to an information display device, a printing device and a dispatching unit.

Способ автоматического управления и контроля котлоагрегата, работающего на газообразном топливе, согласно изобретению, в процессе горения газообразного топлива, в режиме реального времени, осуществляют непрерывное регистрирование показаний датчиков концентрации компонентов в уходящих газах, давления газообразного топлива и давления воздуха, подаваемого на горелку топки котлоагрегата. С помощью счетчика расхода газа и счетчика расхода пара регистрируют количество израсходованного газообразного топлива и количество полученного пара и с помощью блока расчета ТЭП программируемого логического контроллера определяют технико-экономический показатель котлоагрегата и формирует сигнал коррекции давления воздуха, подаваемого на горелку котла по следующей формуле: The method for automatic control and monitoring of a boiler unit operating on gaseous fuel, according to the invention, during the combustion of gaseous fuel, in real time, continuously recording the readings of the sensors for the concentration of components in the exhaust gases, the pressure of the gaseous fuel and the pressure of the air supplied to the burner of the boiler furnace. Using a gas flow meter and a steam flow meter, the amount of gaseous fuel consumed and the amount of steam obtained are recorded and, using the TEP calculation unit of the programmable logic controller, the technical and economic indicator of the boiler is determined and a signal for correcting the air pressure supplied to the boiler burner is generated according to the following formula:

КС = ТЭП_э-ТЭП_ф KS = TEP _e- TEP _f

ТЭП_ф = К_п/К_т,TEP _f = K _p / K _t ,

где: Where:

КС – корректирующий сигнал.КС - correction signal.

ТЭП_э– эталонный показатель ТЭП.TPE _e - the reference indicator of TPE.

ТЭП_ф– фактический показатель ТЭП.TPE _f - the actual indicator of TPE.

К_п - количество произведённого пара м³/ час K _p - the amount of steam produced m ³ / hour

К_т- количество израсходованного газообразного топлива м³/ час. K _t - the amount of consumed gaseous fuel m ³ / hour.

Результат измеряемого ТЭП, посредством программируемого логического контроллера сравнивают с тестовыми данными, обрабатывают, формируют и передают на блок управления исполнительным механизмом, регулирующим давление воздуха, подаваемого на грелку топки котлоагрегата, а также на устройство отображения информации и блок диспетчеризации.The result of the measured TEP, by means of a programmable logic controller, is compared with the test data, processed, formed and transmitted to the control unit of the actuator that regulates the air pressure supplied to the boiler furnace heater, as well as to the information display device and the dispatching unit.

Дополнительное включение в программируемый логический контроллер (ПЛК) блока расчета технико-экономического показателя (ТЭП) котлоагрегата, связанного с счетчиками расхода газообразного топлива и расхода пара, позволяет контролировать в режиме реального времени технико – экономические показатели (ТЭП) котлоагрегата и через ПЛК регулировать подачу воздуха на горелку топки котлоагрегата, что в свою очередь создает условия не только для анализа эффективности оборудования, но и для коррекции эффективности в режиме реального времени всей системы, а также улучшить экологический показатель котлоагрегата.Additional inclusion in the programmable logic controller (PLC) of the unit for calculating the technical and economic indicator (TPI) of the boiler unit connected with the meters of the gaseous fuel consumption and steam consumption, allows you to monitor the technical and economic indicators (TPI) of the boiler unit in real time and regulate the air supply through the PLC to the boiler burner, which in turn creates conditions not only for analyzing the efficiency of the equipment, but also for correcting the efficiency in real time of the entire system, as well as improving the environmental performance of the boiler.

Связь счетчика расхода газообразного топлива и счетчика расхода пара с блоком расчета технико-экономического показателя котлоагрегата и соединение их через ПЛК с устройством отображения информации и блоком диспетчеризации обеспечивает упрощение эксплуатации котлоагрегата, т.к. устройство отображения информации с устройством сигнализации, за счет визуализации, позволяет оператору в режиме реального времени определять состояние ТЭП и своевременно принимать решение, в случае необходимости, по корректировке работы котлоагрегата. The connection of the gaseous fuel consumption meter and the steam consumption meter with the unit for calculating the technical and economic indicator of the boiler unit and their connection through the PLC with the information display device and the dispatching unit simplifies the operation of the boiler unit, because the information display device with an alarm device, due to visualization, allows the operator to determine the state of the TPE in real time and make a timely decision, if necessary, to correct the operation of the boiler unit.

Измерение в режиме реального времени с помощью счетчиков расхода газа и расхода пара количества израсходованного газообразного топлива и полученного пара в способе контроля и автоматизации котлоагрегата, а также моментальное определение ТЭП с помощью блока расчета ТЭП позволяет исключить перерасход топлива и снизить выброс вредных веществ в атмосферу. Эффективность эксплуатации котлоагрегата во многом зависит от качества наладки системы автоматического регулирования топливо-воздух. Определение в режиме реального времени расчетный показатель ТЭП приближает работу котла к показателям режимной карты и обеспечивает максимальную эффективность его эксплуатации, повышает его технико-экономические показатели (ТЭП).Real-time measurement of the amount of consumed gaseous fuel and the resulting steam in the control and automation of the boiler unit using gas flow and steam flow meters, as well as instant determination of the TEP using the TEP calculation unit allows you to eliminate excessive fuel consumption and reduce the emission of harmful substances into the atmosphere. The efficiency of the boiler unit operation largely depends on the quality of the adjustment of the automatic fuel-air control system. Determination of the calculated TEP indicator in real time brings the boiler operation closer to the indicators of the regime map and ensures the maximum efficiency of its operation, increases its technical and economic indicators (TEP).

Система автоматического управления и контроля котлоагрегата, работающего на газообразном топливе иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1 - представлена схема автоматизации котлоагрегата; на фиг. 2 – схема программируемого логического контроллера; на фиг. 3 - график соотношения газ-воздух (ряд 1- нормальное давление воздуха, ряд 2- давление воздуха увеличено на 20%); на фиг. 4 - график КПД котла на различных режимах мощности (ряд 1- нормальное давление воздуха, ряд 2- давление воздуха увеличено на 20%); на фиг. 5 - график расход пара / газ (ряд 1- нормальное давление воздуха, ряд 2- давление воздуха увеличено на 20%); фиг.6. график удельного расхода (ТЭП) Q пара/Qгаз на различных режимах мощности (ряд 1- нормальное давление воздуха, ряд 2- давление воздуха увеличено на 20%); фиг. 7 - график содержания О_2. на различных режимах мощности (ряд1- нормальное давление воздуха, ряд 2- давление воздуха увеличено на 20%); фиг. 8 - график содержания СО_2. на различных режимах мощности (ряд1- нормальное давление воздуха, ряд 2- давление воздуха увеличено на 20%); фиг. 9 - график содержания СО на различных режимах мощности (ряд 1- нормальное давление воздуха, ряд 2- давление воздуха увеличено на 20%); фиг. 10 - график содержания NО на различных режимах мощности (ряд 1- нормальное давление воздуха, ряд 2- давление воздуха увеличено на 20%).The automatic control and monitoring system of a boiler unit operating on gaseous fuel is illustrated in the drawings, where in FIG. 1 - a diagram of the automation of the boiler unit is presented; in fig. 2 is a diagram of a programmable logic controller; in fig. 3 - graph of the gas-air ratio (row 1 - normal air pressure, row 2 - air pressure increased by 20%); in fig. 4 - graph of the boiler efficiency at various power modes (row 1 - normal air pressure, row 2 - air pressure increased by 20%); in fig. 5 - graph of steam / gas consumption (row 1 - normal air pressure, row 2 - air pressure increased by 20%); Fig. 6. graph of specific flow rate (TEP) Q steam / Qgas at different power modes (row 1 - normal air pressure, row 2 - air pressure increased by 20%); fig. 7 - graph of the content of O _2. at various power modes (row 1 - normal air pressure, row 2 - air pressure increased by 20%); fig. 8 - graph of CO ₂ content at different power modes (row 1 - normal air pressure, row 2 - air pressure increased by 20%); fig. 9 - graph of CO content at different power modes (row 1 - normal air pressure, row 2 - air pressure increased by 20%); fig. 10 - graph of NO content at different power modes (row 1 - normal air pressure, row 2 - air pressure increased by 20%).

Система автоматического управления и контроля котлоагрегата 1, работающего на газообразном топливе включает датчики измерения компонентов в уходящем газе: датчик 2 – содержания окиси углерода (СО), датчик 3 содержание углекислого газа (СО₂), датчик 4 содержание кислорода (О₂) и датчик 5 содержания окислов и оксидов азота. В котлоагрегат 1 по трубопроводу 6 поступает вода, а по трубопроводу 7 из котлоагрегата 1 выходит пар. На трубопроводе 6 установлены счетчик 8 расхода пара и датчик 9 давления пара. Для выработки пара в топку котлоагрегата 1 по трубопроводу 10 с установленным на нем датчиком 11 давления воздуха поступает воздух, а по трубопроводу 12, на котором установлены счетчик 13 расхода газа и датчик 14 давления газа, поступает газ (газообразное топливо). Счетчик 8 расхода пара и счетчик 13 расхода газа связан с блоком 15 расчета технико-экономического показателя ТЭП, входящего в состав программируемого логического контроллера 16 (ПЛК). Для осуществления контроля котлоагрегата 1, датчики 2, 3, 4, 5, 9, 11 и 14 связаны с ПЛК 16. Для управления котлоагрегатом 1 на трубопроводе 10 установлен исполнительный механизм 17 регулирования расхода воздуха на горелку топки котлоагрегата 1, а на трубопроводе 12 - исполнительный механизм 18 регулирования расхода газа. Исполнительные механизмы 17 и 18 по входу связаны с ПЛК 16. Automatic control and monitoring system of boiler 1, operating on gaseous fuel comprises sensors component measurement in the outgoing gas: Sensor 2 - carbon monoxide (CO) sensor 3 content of carbon dioxide (CO ₂₎ sensor 4 is oxygen (O ₂₎ sensor 5 content of oxides and oxides of nitrogen. Water enters the boiler unit 1 through the pipeline 6, and steam comes out of the boiler unit 1 through the pipeline 7. On the pipeline 6, a steam flow meter 8 and a steam pressure sensor 9 are installed. To generate steam, air enters the furnace of the boiler unit 1 through the pipeline 10 with the air pressure sensor 11 installed on it, and gas (gaseous fuel) is supplied through the pipeline 12, on which the gas flow meter 13 and the gas pressure sensor 14 are installed. The steam flow meter 8 and the gas flow meter 13 are connected with the unit 15 for calculating the technical and economic indicator of the TPE, which is part of the programmable logic controller 16 (PLC). To control the boiler unit 1, sensors 2, 3, 4, 5, 9, 11 and 14 are connected to the PLC 16. To control the boiler unit 1, an actuator 17 is installed on the pipeline 10 for regulating the air flow rate to the burner of the furnace of the boiler unit 1, and on the pipeline 12 - an actuator 18 for regulating the gas flow rate. Actuators 17 and 18 are connected to PLC 16 at the input.

ПЛК 16 включает блок вычисления 15 ТЭП связанный со счётчиками газа 13 и пара 8, а также блок 19 контроля допустимых концентраций в уходящем газе, связанный по входу с датчиком 2 – содержания окиси углерода (СО), датчиком 3 содержание углекислого газа (СО₂), датчиком 4 содержание кислорода (О₂) и датчиком 5 содержания окислов и оксидов азота. Выходы блоков 15 и 19 связаны с персональным компьютером 22, передающий данные на устройство 23 отображения информации, печатающее устройство 24 и на блок 25 диспетчеризации. Устройство 23 выполнено в виде цветовой индикации (на фиг. не показано) в виде красного (неэффективной работы котлоагрегата), желтого (малоэффективной работы котлоагрегата) и зеленого (эффективной работы котлоагрегата) цветов. PLC 16 includes a TEC calculation unit 15 associated with gas meters 13 and 8 steam, as well as a unit 19 for monitoring permissible concentrations in the exhaust gas, connected at the input with sensor 2 - the content of carbon monoxide (CO), sensor 3, the content of carbon dioxide (CO ₂ ) , sensor 4 oxygen (O ₂ ) content and sensor 5 of the content of oxides and oxides of nitrogen. The outputs of blocks 15 and 19 are connected to a personal computer 22, which transmits data to the information display device 23, the printing device 24 and to the dispatching unit 25. The device 23 is made in the form of color indication (not shown in the figure) in the form of red (ineffective operation of the boiler unit), yellow (ineffective operation of the boiler unit) and green (effective operation of the boiler unit) colors.

ПЛК 16 также включает блок 26 задания давления воздуха по входу связанный с датчиком 14 давления газа перед горелкой, по выходу с блоком 19 контроля допустимых концентраций, блоком расчёта ТЭП 15 и с блоком 20 регулятора давления воздуха. Вход блока 20 связан с датчиком 11 давления воздуха, а выход с исполнительным механизмом 17 регулирующим расход воздуха перед горелкой. PLC 16 also includes a block 26 for setting the air pressure at the input connected to the gas pressure sensor 14 in front of the burner, at the output with the block 19 for controlling the permissible concentrations, the TEP 15 calculation unit and with the air pressure regulator block 20. The inlet of the unit 20 is connected with the air pressure sensor 11, and the outlet with the actuator 17 regulating the air flow in front of the burner.

Вход блока 21 регулятора пара связан с датчиком 9 давления пара и блоком контроля концентрации 19, а по выходу с исполнительным механизмом 18 регулирующим расход газа перед горелкой.The inlet of the steam regulator unit 21 is connected to the steam pressure sensor 9 and the concentration control unit 19, and at the outlet to the actuator 18 regulating the gas flow in front of the burner.

Данные приходят на обработку в ПЛК, где и происходит отображение информации о состоянии котлоагрегата 1 на устройстве 23.The data is sent to the PLC for processing, where information about the state of the boiler unit 1 is displayed on the device 23.

Система автоматического управления и контроля котлоагрегата, работающего на газообразном топливе осуществляется следующим образом.The automatic control and monitoring system of a boiler unit operating on gaseous fuel is carried out as follows.

В процессе работы котлоагрегата 1 происходит непрерывное считывание данных счетчиков 8 расхода пара и счетчика 13 расхода газа и расчёт ТЭП блока 15, который вычисляет показатели на основе измерений и имеющихся эталонных данных выборка которых осуществляется с помощью приходящего с блок 26 задания давления воздуха. Блок 20 регулятора давления воздуха получает задание от блока 26 задания давления воздуха и сравнивая их с показаниями датчика 11 давления воздуха, формирует управляющий сигнал на исполнительное устройство 17. Если показатели ТЭП отличаются от эталонных, то блок 15 посылает в блок 20 регулятора давления воздуха корректирующий сигнал для подстройки задания регулятора. Концентрации веществ в отходящих газах в сравнение с допустимыми значениями контролируются блоком 19 контроля допустимых концентраций в уходящем газе. Корректирующий сигнал с блока 19 поступает на блок 21 регулятор давления пара для блокировки управляющего сигнала, пока показатели не достигнут нормальных значений. Границы значений концентраций веществ определяют из информации о текущем режиме работы, приходящей с блок 26 задания давления воздуха, в котором задано соотношение газ – воздух из режимной карты. Данные для блока 26 поступают с датчика 11 давления воздуха. Результаты измерений и работы блоков 15 и 19 передаются на персональный компьютер 22, туда же приходят результаты расчётов. Информация отображается на дисплее устройства 23 отображения информации в виде графиков и сигнальных цветовых сообщений, архивируется и используется для отчётов, выводящихся на печатающее устройство 24. Персональный компьютер 22 может подключаться к блоку диспетчеризации 25 для выдачи сигнала на верхний уровень и передачи данных для удаленного контроля, в том числе с мобильных устройств. Для оперативного оповещения персонала об отклонении показателей, по месту устанавливается светозвуковая колонка с тремя уровнями (красный, желтый и зеленый) предупредительного сигнала.In the process of operation of the boiler unit 1, the data of the steam flow meters 8 and the gas flow meter 13 are continuously read out and the TPE of the unit 15 is calculated, which calculates the indicators based on the measurements and the available reference data, which are sampled using the air pressure setting coming from the unit 26. The unit 20 of the air pressure regulator receives a task from the unit 26 for setting the air pressure and comparing them with the readings of the air pressure sensor 11, generates a control signal to the actuator 17. If the TPE indicators differ from the reference ones, then the unit 15 sends a correcting signal to the unit 20 of the air pressure regulator for adjusting the regulator reference. The concentration of substances in the flue gas in comparison with the permissible values is monitored by the unit 19 for controlling the permissible concentrations in the flue gas. The correcting signal from the block 19 is sent to the block 21 of the steam pressure regulator to block the control signal until the indicators reach normal values. The boundaries of the concentration values of substances are determined from the information about the current mode of operation coming from the unit 26 for setting the air pressure, in which the gas-air ratio is set from the regime map. Data for block 26 comes from the air pressure sensor 11. The results of measurements and the operation of blocks 15 and 19 are transferred to a personal computer 22, and the results of calculations are also received there. The information is displayed on the display of the information display device 23 in the form of graphs and signal color messages, archived and used for reports output to the printing device 24. The personal computer 22 can be connected to the dispatching unit 25 to send a signal to the upper level and transmit data for remote control. including from mobile devices. To promptly notify the personnel about the deviation of indicators, a light and sound column with three levels (red, yellow and green) of the warning signal is installed in the place.

Были проведены экспериментальные работы.Experimental work was carried out.

Пример № 1Example No. 1

Экспериментальная работа котлоагрегата типа ДКВР 6,5/13, оборудованного горелками типа ГА - 106 в количестве 2 шт. в котельной ФГБУ «Клинический санаторий Барвиха» при сжигании природного газа с теплотой сгорания 8100±50 ккал/м³ Experimental operation of a DKVR 6.5 / 13 boiler unit equipped with GA-106 burners in the amount of 2 pcs. in the boiler room of the Federal State Budgetary Institution "Clinical Sanatorium Barvikha" when burning natural gas with a calorific value of 8100 ± 50 kcal / m ³

Эксперимент основывался на сборе информации о работе котла по режимной карте и, с увеличенным на 20% значений давления воздуха, подаваемого в топку. Сравнительный анализ полученных результатов показал, что при увеличении давления воздуха, подаваемого в топку на 20% относительно значения режимной карты, привело к следующим ухудшениям показателей работы парового котла. Исходя из расчетной формулы: The experiment was based on the collection of information about the operation of the boiler according to the regime map and, with a 20% increase in the values of the air pressure supplied to the furnace. A comparative analysis of the results obtained showed that with an increase in the pressure of the air supplied to the furnace by 20% relative to the value of the operating map, it led to the following deterioration in the performance of the steam boiler. Based on the calculation formula:

ТЭП = К_п/К_т, где: TEP = K _p / K _t , where:

К_п - количество произведённого пара м³/ час (количество теплоты для водогрейного котла в Гкал / час)K _p - the amount of steam produced m ³ / hour (the amount of heat for a hot water boiler in Gcal / hour)

К_т- количество израсходованного газообразного топлива м³/ час, K _t - the amount of consumed gaseous fuel m ³ / hour,

были получены следующие результаты:the following results were obtained:

- ТЭП = Кп/Кт ˂ 0,000293213 - TPE = Kp / Kt ˂ 0.000293213

- Паропроизводительность ˂ 0,1188 т/ч- Steam capacity ˂ 0.1188 t / h

- Потери теплоты котла с уходящими газами ˂ 1,947%- Boiler heat loss with flue gases ˂ 1.947%

- КПД котла ˂ 2%- boiler efficiency ˂ 2%

Содержание в уходящих газах за котлом:Content in flue gases downstream of the boiler:

СО₂˂0,6075CO ₂ ˂0.6075

О₂˃1,072О ₂ ˃1,072

СО˃27,6CO˃27.6

NO_x˃5,6NO _x ˃5.6

Результаты по водогрейному котлу:Hot water boiler results:

- ТЭП = Кв/Кт < 0,000123186- TEP = Kv / Kt <0.000123186

- Теплопроизводительность < 0,093875 Гкал/ч- Heating capacity <0.093875 Gcal / h

- Потери теплоты котла с уходящими газами > 1,4%- Boiler heat loss with flue gases> 1.4%

- КПД котла < 1,4975%- Boiler efficiency <1.4975%

Содержание в уходящих газах за котломContent in flue gases downstream of the boiler

СО₂> 0,6075CO₂>0.6075

О₂> 1,0625О ₂ > 1.0625

СО - 0.0CO -0.0

NO_x> 5,75NO_x>5.75

Экспериментальные работы подтверждаются выписками из режимных карт водогрейного котла, а также сравнительными графиками соотношений данных режимов.The experimental work is confirmed by extracts from the regime maps of the hot water boiler, as well as by comparative graphs of the ratios of these modes.

Выписка из режимной карты работы котлоагрегата типа ДКВР 6,5/13 оборудованного горелками типа ГА - 106 в количестве 2 шт. в котельной ФГБУ «Клинический санаторий Барвиха» при сжигании природного газа с теплотой сгорания 8100±50 ккал/м³.Extract from the operating chart of the boiler unit type DKVR 6.5 / 13 equipped with GA-106 burners in the amount of 2 pcs. in the boiler room FSBI "Clinical sanatorium Barvikha" when burning natural gas with a calorific value of 8100 ± 50 kcal / m³...

№
ППNo.
PP ПараметрыOptions РазмерностьDimension Производительность агрегата
% от номинальнойUnit performance
% of nominal 57,1657.16 69,969.9 82,4182.41 98,4598.45 106,4106.4 1one ПаропроизводительностьSteam capacity тонн/чtons / h 3,723.72 4,6044.604 5,5465.546 6,4856.485 7,0087,008 22 Давление пара в барабане котлаSteam pressure in the boiler drum кгс/см² kgf / cm ² 4,0÷5,54.0 ÷ 5.5 33 Температура питательной водыFeed water temperature • перед экономайзером• in front of the economizer ⁰С ⁰ C 103÷104103 ÷ 104 • перед котлом• in front of the boiler ⁰С ⁰ C 120,1120.1 130,1130.1 137,6137.6 141,6141.6 143,1143.1 4four Разрежение в топкеVacuum in the firebox ПаPa -15±5-15 ± 5 • за котлом• behind the boiler кПаkPa 0,0360.036 0,100.10 0,140.14 0,1570.157 0,1670.167 • за экономайзером• behind the economizer кПаkPa 0,10.1 0,380.38 0,480.48 0,650.65 0,800.80 5five Давление воздуха за вентиляторомAir pressure behind the fan кПаkPa 0,090.09 0,380.38 0,480.48 0,650.65 0,800.80 66 Давление воздуха на горелке № 1Air pressure at burner No. 1 кПаkPa 0,090.09 0,380.38 0,480.48 0,650.65 0,800.80 77 Давление воздуха на горелке № 2Air pressure on burner No. 2 кПаkPa 0,090.09 0,380.38 0,480.48 0,650.65 0,800.80 88 Давление газа в коллектореManifold gas pressure кПаkPa 1,8÷1,61.8 ÷ 1.6 9nine Давление газа после заслонкиGas pressure after damper кПаkPa 0,220.22 0,600.60 0,800.80 1,041.04 1,241.24 10ten Давление газа на горелке № 1Gas pressure on burner No. 1 кПаkPa 0,130.13 0,380.38 0,510.51 0,680.68 0,810.81 11eleven Давление газа на горелке № 2Gas pressure on burner No. 2 кПаkPa 0,130.13 0,380.38 0,510.51 0,680.68 0,820.82 1212 Расход газа (приведённый)Gas consumption (reduced) н.м³/чNm ³ / h 280280 342342 410410 480480 520520 13thirteen Температура уходящих газовFlue gas temperature • за котлом• behind the boiler ⁰С ⁰ C 171,21171.21 235,1235.1 255,9255.9 275,4275.4 291,9291.9 •за экономайзером• behind the economizer ⁰С ⁰ C 104,1104.1 121,3121.3 127,1127.1 133,0133.0 144,8144.8 1414 Содержание в уходящих газах за котлом Content in flue gases downstream of the boiler С0₂ C0 ₂ %% 8,88.8 9,149.14 9,479.47 9,539.53 9,539.53 О₂ About ₂ %% 5,35.3 4,64.6 4,04.0 3,83.8 3,83.8 СОCO ppmppm 00 00 00 00 22 NO_x NO _x ppmppm 108108 125125 141141 146146 149149 1515 Содержание в уходящих газах за экономайзером Content in flue gases after economizer С0₂ C0 ₂ %% 8,368.36 8,368.36 8,528.52 8,528.52 8,478.47 О₂ About ₂ %% 6,06.0 6,06.0 5,75.7 5,75.7 5,85.8 СОCO ppmppm 00 00 00 00 22 NO_x NO _x ppmppm 9999 115115 123123 126126 133133 1616 Коэффициент избытка воздуха за котломExcess air ratio behind the boiler -- 1,31,3 1,251.25 1,21,2 1,21,2 1,21,2 1717 Коэффициент избытка воздуха за экономайзеромExcess air ratio behind economizer -- 1,351.35 1,351.35 1,331.33 1,331.33 1,331.33 1818 Потери теплоты котлоагрегатаHeat loss of the boiler unit с уходящими газами with flue gases %% 4,14.1 4,74.7 4,84.8 5,35.3 5,75.7 от химнедожега from chemical burn %% 00 00 00 00 00 в окружающую среду into the environment %% 3,933.93 3,223.22 2,692.69 2,292.29 2,122.12 1919 КПД котлоагрегата бруттоGross boiler efficiency %% 91,9791.97 92,0892.08 92,5192.51 92,492.4 92,1892.18 20twenty Удельный расход условного топлива на выработанную теплоэнергиюSpecific consumption of equivalent fuel for generated heat energy кг.у.т./Гкалkg.c.f. / Gcal 156,64156.64 155,14155.14 154,42154.42 154,60154.60 154,98154.98 2121 Расход газа на 1 тонну пара Gas consumption per 1 ton of steam н.мn.m ³³ /ч/1 т.п./ h / 1 etc. 75,275.2 74,474.4 73,973.9 74,074.0 74,274.2

Давление воздуха на горелке экспериментально завышено на 20% от заданного режимной картыThe air pressure on the burner is experimentally overestimated by 20% of the specified regime map

№
ППNo.
PP ПараметрыOptions РазмерностьDimension Производительность агрегата
% от номинальной тепловойUnit performance
% of the nominal thermal 55,1755.17 68,068.0 80,0880.08 97,5797.57 105,6105.6 1one ПаропроизводительностьSteam capacity тонн/чtons / h 3,643.64 4,5014.501 5,4185.418 6,3436,343 6,8676,867 22 Давление пара в барабане котлаSteam pressure in the boiler drum кгс/см² kgf / cm ² 4,0÷5,54.0 ÷ 5.5 33 Температура питательной водыFeed water temperature • перед экономайзером• in front of the economizer ⁰С ⁰ C 103÷104103 ÷ 104 • перед котлом• in front of the boiler ⁰С ⁰ C 120,1120.1 130,1130.1 137,6137.6 141,6141.6 143,1143.1 4four Разрежение в топкеVacuum in the firebox ПаPa -15±5-15 ± 5 • за котлом• behind the boiler кПаkPa 0,0360.036 0,100.10 0,140.14 0,1570.157 0,1670.167 • за экономайзером• behind the economizer кПаkPa 0,10.1 0,380.38 0,480.48 0,650.65 0,800.80 5five Давление воздуха за вентиляторомAir pressure behind the fan кПаkPa 0,120.12 0,420.42 0,580.58 0,780.78 0,800.80 66 Давление воздуха на горелке № 1Air pressure at burner No. 1 кПаkPa 0,120.12 0,420.42 0,580.58 0,780.78 0,800.80 77 Давление воздуха на горелке № 2Air pressure on burner No. 2 кПаkPa 0,120.12 0,420.42 0,580.58 0,780.78 0,800.80 88 Давление газа в коллектореManifold gas pressure кПаkPa 1,8÷1,61.8 ÷ 1.6 9nine Давление газа после заслонкиGas pressure after damper кПаkPa 0,220.22 0,600.60 0,800.80 1,041.04 1,241.24 10ten Давление газа на горелке № 1Gas pressure on burner No. 1 кПаkPa 0,130.13 0,380.38 0,510.51 0,680.68 0,810.81 11eleven Давление газа на горелке № 2Gas pressure on burner No. 2 кПаkPa 0,130.13 0,380.38 0,510.51 0,680.68 0,820.82 1212 Расход газа (приведённый)Gas consumption (reduced) н.м³/чNm ³ / h 280280 342342 410410 480480 520520 13thirteen Температура уходящих газовFlue gas temperature • за котлом• behind the boiler ⁰С ⁰ C 161,21161.21 230,1230.1 250,9250.9 270,4270.4 291,9291.9 •за экономайзером• behind the economizer ⁰С ⁰ C 104,1104.1 119,3119.3 125,1125.1 126,0126.0 139,8139.8 1414 Содержание в уходящих газах за котлом Content in flue gases downstream of the boiler С0₂ C0 ₂ %% 8,28.2 8,658.65 9,09.0 9,29.2 9,29.2 О₂ About ₂ %% 6,46.4 5,615.61 5,05.0 4,584.58 4,584.58 СОCO ppmppm 2727 2727 2828 3232 3535 NO_x NO _x ppmppm 9595 100100 130130 146146 149149 1515 Содержание в уходящих газах за экономайзером Content in flue gases after economizer С0₂ C0 ₂ %% 7,87.8 7,87.8 8,08.0 8,08.0 8,08.0 О₂ About ₂ %% 7,27.2 7,27.2 6,86.8 6,86.8 6,566.56 СОCO ppmppm 2222 2525 2727 3232 3434 NO_x NO _x ppmppm 9090 9696 123123 126126 133133 1616 Коэффициент избытка воздуха за котломExcess air ratio behind the boiler -- 1,41.4 1,361.36 1,281.28 1,281.28 1,281.28 1717 Коэффициент избытка воздуха за экономайзеромExcess air ratio behind economizer -- 1,461.46 1,431.43 1,411.41 1,411.41 1,411.41 1818 Потери теплоты котлоагрегатаHeat loss of the boiler unit с уходящими газами with flue gases %% 5,65.6 6,96.9 6,966.96 7,367.36 7,5157.515 от химнедожега from chemical burn %% 00 00 00 00 00 в окружающую среду into the environment %% 3,93.9 3,23.2 2,692.69 2,292.29 2,152.15 1919 КПД котлоагрегата бруттоGross boiler efficiency %% 90,090.0 90,190.1 90,3590.35 90,3590.35 90,3390.33 20twenty Удельный расход условного топлива на выработанную теплоэнергию нормальн.The specific consumption of the equivalent fuel for the generated heat energy is normal. кг.у.т./Гкалkg.c.f. / Gcal 156,64156.64 155,14155.14 154,42154.42 154,60154.60 154,98154.98 2121 Удельный расход условного топлива на выработанную теплоэнергию пробныйTrial specific consumption of equivalent fuel for generated heat energy кг.у.т./Гкалkg.c.f. / Gcal 158,93158.93 158,55158.55 158,12158.12 158,12158.12 158,15158.15 2222 Расход газа на 1 тонну пара нормальный Gas consumption per 1 ton of steam is normal н.мn.m ³³ /ч/1 т.п./ h / 1 etc. 75,275.2 74,474.4 73,973.9 74,074.0 74,274.2 2323 Расход газа на 1 тонну пара пробныйTest gas consumption per 1 ton of steam н.мn.m ³³ /ч/1 т.п./ h / 1 etc. 76,976.9 76,0776.07 75,6675.66 7,5677,567 75,71875,718

Пример № 2 Example No. 2

Эксперимент проводили на базе водогрейного котла КВ-ГМ-10-150, оснащенной горелкой РГМР – 10, установленного в котельной при сжигании природного газа с Q_н ^Р= 8150±20 ккал/м³ The experiment was carried out on the basis of a KV-GM-10-150 hot-water boiler equipped with an RGMR-10 burner installed in a boiler room when burning natural gas with Q _n ^P = 8150 ± 20 kcal / m ³

Выписка из режимной карты водогрейного котла КВ-ГМ-10-150 рег.№22866,зав.№8288, ст. №1, оснащенной горелкой РГМР – 10, установленного в котельной №3-А по адресу: Московская область, п. Лотошино, ул. Западная, д. 1, при сжигании природного газа с Q_н ^Р= 8150±20 ккал/м³.Extract from the regime card of the hot water boiler KV-GM-10-150 reg. No. 22866, head No. 8288, st. No. 1, equipped with a burner RGMR - 10, installed in the boiler room No. 3-A at the address: Moscow region, Lotoshino, st. Zapadnaya, 1, when burning natural gas with Q _n ^P = 8150 ± 20 kcal / m ³ .

№№
п./п.# #
p./n. Контролируемые параметры.
Вычисляемые величины.Controlled parameters.
Calculated values. ОбозначениеDesignation Единицы измеренияUnits Способ получения величиныMethod of obtaining the value РежимыModes 1one 22 33 4four 1one Марка и сорт топлива.Fuel brand and grade. ErdgasErdgas Природный газ ГОСТ 5542-87.Natural gas GOST 5542-87. 22 Низшая теплота сгорания топливаLower calorific value of fuel Q_н Q _n ккал/нм³ kcal / nm ³ Лабораторный анализLaboratory analysis 8150±208150 ± 20 33 Часовой расход топлива приведенныйReduced fuel consumption per hour ВAT _счmid Ст.мSt.m ³³ /ч/ h измерениеdimension 490490 691,3691.3 823,3823.3 985,6985.6 4four Давление газа за ГРУGas pressure behind the GRU Рг ^гру Rg ^gru кгс/см² kgf / cm ² измерениеdimension 0,290.29 0,290.29 0,290.29 0,290.29 5five Давление газа в коллекторе котлаGas pressure in the boiler manifold Р ^кол _г. R ^count _g. кгс/см² kgf / cm ² измерениеdimension 0,260.26 0,260.26 0,260.26 0,2550.255 66 Давление газа перед горелкойGas pressure in front of the burner Р ^гор _г. P ^mountains _of х10кРах10кРа измерениеdimension 0,250.25 0,50.5 0,70.7 1,01.0 77 Давление воздуха перед горелкойAir pressure in front of the burner Н^гор _в H ^mountains _in кРаkPa измерениеdimension 0,150.15 0,280.28 0,390.39 0,580.58 88 Разрежение в топке котлаBoiler furnace vacuum S_топк S _firebox РаRa измерениеdimension -15 ÷ -25-15 ÷ -25 9nine Разрежение за котломBoiler vacuum S_кот. S _cat. мм.вод.ст.mm water column измерениеdimension -11,1-11.1 -14,7-14.7 -18,9-18.9 -28,3-28.3 10ten Давление воды на входе в котёлBoiler inlet water pressure Р₁ R ₁ кгс/см² kgf / cm ² измерениеdimension 9,69.6 9,69.6 9,69.6 9,69.6 11eleven Давление воды на выходе из котлаBoiler outlet water pressure Р₂ R ₂ кгс/см² kgf / cm ² измерениеdimension 6,66.6 6,66.6 6,66.6 6,66.6 1212 Гидродинамическое сопротивление котлаBoiler hydrodynamic resistance ΔРΔР кгс/см² kgf / cm ² Р₁ – Р₂ R ₁ - R ₂ 3,03.0 3,03.0 3,03.0 3,03.0 13thirteen Температура воды на входе в котёлBoiler inlet water temperature t_вх t _in °С° C измерениеdimension 7575 7575 7676 7676 1414 Температура воды на выходе из котлаBoiler outlet water temperature t_вых t _out °С° C измерениеdimension 103103 115115 122122 130130 1515 Расход воды через котёлWater flow through the boiler G_котл G _boiler м³/чm ³ / h измерениеdimension 128,4128.4 129,0129.0 129,6129.6 130,2130.2 1616 Расход воды через котёл (баланс)Boiler water flow (balance) GG _{котлcauldron} мm ³³ /ч/ h расчетcalculation 130,0130.0 129,45129.45 134,3134.3 136,2136.2 1717 Теплопроизводительность котлаBoiler heating capacity QQ _{котлcauldron} Гкал/чGcal / h расчетcalculation 3,6423,642 5,1785.178 6,17856.1785 7,3587.358 1818 Температура уходящих газов за котломBoiler flue gas temperature t_уг.кот t _{coal cat} °С° C измерениеdimension 115,2115.2 130,9130.9 141,1141.1 158,5158.5 1919 Содержание в уходящих газах за котломContent in flue gases downstream of the boiler СО₂ CO ₂ %% измерениеdimension 8,718.71 9,339.33 9,559.55 9,449.44 20twenty КислородOxygen О₂ About ₂ %% измерениеdimension 5,55.5 4,44.4 4,04.0 4,24.2 2121 Окись углеродаCarbon monoxide СОCO ppmppm измерениеdimension 00 00 00 00 2222 Полиоксиды азотаNitrogen polyoxides NO_x NO _x ppmppm измерениеdimension 9898 107107 109109 111111 2323 Коэффициент избытка воздухаExcess air ratio αα -- α = 1 + (h - 1) * y α = 1 + (h - 1) * y 1,321.32 1,241.24 1,211.21 1,221.22 2424 Потери теплоты с уходящими газамиHeat loss with flue gases q₂ q ₂ %% Измерение и расчетMeasurement and calculation 4,74.7 5,25.2 5,55.5 6,46.4 2525 Потери теплоты в окружающую среду Heat loss to the environment q₅ q ₅ %% РасчетCalculation 4,084.08 2,892.89 2,422.42 2,02.0 2626 КПД-брутто котельной установкиBoiler plant gross efficiency η_бр η _br %% 100 - (q₂ + q₃ + q₅) 100 - (q₂ + q₃ + q_five) 91,2291.22 91,9191.91 92,0892.08 91,691.6 2727 Расход усл. топлива на 1Гкал отпущенного тепла Consumption cons. fuel per 1 Gcal of heat released b_ут b _ut кг/Гкалkg / Gcal 1000/(7*η_бр)1000 / (7 * η _br ) 156,61156.61 155,43155.43 155,14155.14 155,95155.95 2828 Рвход газа на 1Гкал отпущенного теплаGas inlet for 1 Gcal of released heat Вг.Bg. Ст.мSt.m ³³ /ч/Гкал/ h / Gcal ВAT _счmid /Q / Q _{котлcauldron} 136,62136.62 133,5133.5 133,2133.2 133,9133.9

№№
п./п.# #
p./n. Контролируемые параметры.
Вычисляемые величины.Controlled parameters.
Calculated values. ОбозначениеDesignation Единицы измеренияUnits Способ получения величиныMethod of obtaining the value Режимы Modes 1one 22 33 4four 1one Марка и сорт топлива.Fuel brand and grade. ErdgasErdgas Природный газ ГОСТ 5542-87.Natural gas GOST 5542-87. 22 Низшая теплота сгорания топливаLower calorific value of fuel Q_н Q _n ккал/нм³ kcal / nm ³ Лабораторный анализLaboratory analysis 8150±208150 ± 20 33 Часовой расход топлива приведенныйReduced fuel consumption per hour ВAT _счmid Ст.мSt.m ³³ /ч/ h измерениеdimension 490490 691,3691.3 823,3823.3 985,6985.6 4four Давление газа за ГРУGas pressure behind the GRU Рг ^гру Rg ^gru кгс/см² kgf / cm ² измерениеdimension 0,290.29 0,290.29 0,290.29 0,290.29 5five Давление газа в коллекторе котлаGas pressure in the boiler manifold Р ^кол _г. R ^count _g. кгс/см² kgf / cm ² измерениеdimension 0,260.26 0,260.26 0,260.26 0,2550.255 66 Давление газа перед горелкойGas pressure in front of the burner Р ^гор _г. P ^mountains _of х10кРах10кРа измерениеdimension 0,250.25 0,50.5 0,70.7 1,01.0 77 Давление воздуха перед горелкойAir pressure in front of the burner Н^гор _в H ^mountains _in кРаkPa измерениеdimension 0,180.18 0,3360.336 0,4680.468 0,690.69 88 Разрежение в топке котлаBoiler furnace vacuum S_топк S _firebox РаRa измерениеdimension -15 ÷ -25-15 ÷ -25 9nine Разрежение за котломBoiler vacuum S_кот. S _cat. мм.вод.ст.mm water column измерениеdimension -11,1-11.1 -14,7-14.7 -18,9-18.9 -28,3-28.3 10ten Давление воды на входе в котёлBoiler inlet water pressure Р₁ R ₁ кгс/см² kgf / cm ² измерениеdimension 9,69.6 9,69.6 9,69.6 9,69.6 11eleven Давление воды на выходе из котлаBoiler outlet water pressure Р₂ R ₂ кгс/см² kgf / cm ² измерениеdimension 6,66.6 6,66.6 6,66.6 6,66.6 1212 Гидродинамическое сопротивление котлаBoiler hydrodynamic resistance ΔРΔР кгс/см² kgf / cm ² Р₁ – Р₂ R ₁ - R ₂ 3,03.0 3,03.0 3,03.0 3,03.0 13thirteen Температура воды на входе в котёлBoiler inlet water temperature t_вх t _in °С° C измерениеdimension 7575 7575 7676 7676 1414 Температура воды на выходе из котлаBoiler outlet water temperature t_вых t _out °С° C измерениеdimension 102102 114114 120120 130130 1515 Расход воды через котёлWater flow through the boiler G_котл G _boiler м³/чm ³ / h измерениеdimension 128,4128.4 129,0129.0 129,6129.6 130,2130.2 1616 Расход воды через котёл (баланс)Boiler water flow (balance) GG _{котлcauldron} мm ³³ /ч/ h расчетcalculation 130,0130.0 129,45129.45 134,3134.3 136,2136.2 1717 Теплопроизводительность котлаBoiler heating capacity QQ _{котлcauldron} Гкал/чGcal / h расчетcalculation 3,6423,642 5,1785.178 6,17856.1785 7,3587.358 1818 Теплопроизводительность котла пробныйTrial boiler heating capacity QQ _{котлcauldron} Гкал/чGcal / h расчетcalculation 3,5993.599 5,0805,080 6,0526,052 7,2507,250 1919 Температура уходящих газов за котломBoiler flue gas temperature t_уг.кот t _{coal cat} °С° C измерениеdimension 115,2115.2 130,9130.9 141,1141.1 158,5158.5 10ten Содержание в уходящих газах за котломContent in flue gases downstream of the boiler СО₂ CO ₂ %% измерениеdimension 8,18.1 8,68.6 9,09.0 8,98.9 2121 КислородOxygen О₂ About ₂ %% измерениеdimension 6,66.6 5,55.5 5,05.0 5,255.25 2222 Окись углеродаCarbon monoxide СОCO ppmppm измерениеdimension 00 00 00 00 2323 Полиоксиды азотаNitrogen polyoxides NO_x NO _x ppmppm измерениеdimension 9292 9696 103103 111111 2424 Коэффициент избытка воздухаExcess air ratio αα -- α = 1 + (h - 1) * y α = 1 + (h - 1) * y 1,431.43 1,331.33 1,211.21 1,221.22 2525 Потери теплоты с уходящими газамиHeat loss with flue gases q₂ q ₂ %% Измерение и расчетMeasurement and calculation 5,775.77 6,936.93 7,07.0 7,77,7 2626 Потери теплоты в окружающую среду Heat loss to the environment q₅ q ₅ %% РасчетCalculation 4,084.08 2,892.89 2,422.42 2,02.0 2727 КПД-брутто котельной установкиBoiler plant gross efficiency η_бр η _br %% 100 - (q₂ + q₃ + q₅) 100 - (q₂ + q₃ + q_five) 90,1490.14 90,1890.18 90,290.2 90,390.3 2828 Расходу сл. топлива на 1Гкал отпущ. тепла Consumption sl. fuel per 1 Gcal dispensed heat bb _утut кг/Гкалkg / Gcal 1000/(7*η1000 / (7 * η _брbr )) 156,61156.61 155,43155.43 155,14155.14 155,95155.95 2929 Расходу сл. топлива на 1Гкал отпущ. тепла пр.Consumption sl. fuel per 1 Gcal dispensed heat pr. bb _утut кг/Гкалkg / Gcal 1000/(7*η1000 / (7 * η _брbr )) 158,48158.48 158,4158.4 158,37158.37 158,2158.2 30thirty Рвход газа на 1Гкал отпущенного теплаGas inlet for 1 Gcal of released heat Вг.Bg. Ст.мSt.m ³³ /ч/Гкал/ h / Gcal ВAT _счmid /Q / Q _{котлcauldron} 134,654134,654 133,5133.5 133,2133.2 133,9133.9 3131 Рвход газа на 1Гкал отпущенного тепла пр.Gas inlet for 1 Gcal of the released heat pr. Вг.Bg. Ст.мSt.m ³³ /ч/Гкал/ h / Gcal 136,14136.14 136,1136.1 136,03136.03 135,9135.9

На основе полученных данных можно сделать вывод, что отклонение работы котла от заданных режимов существенно ухудшает показатели эффективности и нормы выброса уходящих газов. Окупаемость системы зависит от технического состояния котла и определяется при обследовании и составляет период до одного года.Based on the data obtained, it can be concluded that the deviation of the boiler from the specified modes significantly worsens the efficiency indicators and the norms of flue gas emission. The payback of the system depends on the technical condition of the boiler and is determined during the survey and is up to one year.

Система автоматического управления и контроля котлоагрегата, работающего на газообразном топливе позволяет получать непрерывные данные о КПД котла, расхождение технологических параметров от заданных режимной картой и составе уходящих газов. Это существенно повысит эффективность и экономичность котлоагрегата.The system of automatic control and monitoring of the boiler unit operating on gaseous fuel allows obtaining continuous data on the boiler efficiency, the divergence of technological parameters from those specified by the regime map and the composition of flue gases. This will significantly increase the efficiency and economy of the boiler unit.

Claims

1. The system of automatic control and monitoring of a boiler unit operating on gaseous fuel, including sensors for measuring components in the flue gas, pressure and fuel and air flow sensors associated with a programmable logic controller that generates signals for transmission to actuators, characterized in that the programmable the logical controller additionally includes a unit for calculating the technical and economic indicator (TEP) of the boiler unit connected with the gaseous fuel flow meter, steam flow meter and air pressure regulator unit, and through a personal computer the programmable logic controller is connected to the information display device and the dispatching unit.

2. The system of claim. 1, characterized in that the information display device includes signal indication in the form of red, yellow and green colors.

3. The system according to claim 1, characterized in that the PLC programmable logic controller includes a TEP calculation unit connected at the input with the gas and steam flow meters to the boiler, and at the output with the air pressure regulator unit, the input of which is connected to the air pressure sensor, and an outlet with an actuator that regulates the air supply to the boiler burner.

4. The system according to claim 1, characterized in that for displaying information about the state of the boiler, the unit for calculating technical and economic indicators and the unit for monitoring permissible concentrations in the exhaust gas are connected to a personal computer that is connected to an information display device, a printing device and a dispatching unit.

5. A method for automatic control and monitoring of a boiler unit operating on gaseous fuel, characterized by the fact that during the combustion of gaseous fuel in real time, the readings of the sensors of the concentration of components in the exhaust gases, the pressure of the gaseous fuel and the pressure of the air supplied to the burner of the boiler furnace are continuously recorded , using a gas flow meter and a steam flow meter, the amount of gaseous fuel consumed and the amount of steam obtained are recorded, and using the TPP calculation unit of the programmable logic controller, the technical and economic indicator of the boiler unit is determined according to the following formula:

KS = TEP _e- TEP _f,

in this case, TEP _f = K _p / K _t ,

Where:

КС - correction signal;

TPE _e - the reference indicator of TPE;

TPE _f - the actual indicator of TPE;

K _p - the amount of steam produced m ³ / hour;

K _t - the amount of consumed gaseous fuel m ³ / hour,

the result of the measured TEP by means of a programmable logic controller is compared with test data, processed, formed and transmitted to the control unit of the actuator that regulates the air pressure supplied to the boiler furnace heater, as well as to the information display device and the dispatching unit.