Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

Дипломная работа на тему: «Энергоблок мощностью 610 МВт» состоит из 84 стр. текста, оформленных в виде РПЗ, 4 листов чертежей формата А1.

Ключевые слова: ТЕПЛОВАЯ СХЕМА, ЭНЕРГОБЛОК, ПВД, КОНСТРУКТОРСКИЙ РАСЧЕТ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ, ОСНОВНОЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, СХЕМА ВКЛЮЧЕНИЯ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ, ВИОЛЕН.

Работа выполнена с использованием литературных источников, программ AutoCAD, MathCAD, Microsoft Word и WaterSteamPro.

Данная работа содержит:

1. Расчет тепловой схемы конденсационного энергоблока мощностью 610 МВт.

2. Выбор основного и вспомогательного тепломеханического оборудования для данного энергоблока.

3. Конструкторский расчет подогревателя высокого давления (ПВД-3)

4. Сравнение схем включения ПВД в систему регенеративного подогрева (схема Виолена).

Графическая часть содержит: расширенную тепловую схему энергоблока, чертежи ПВД, чертежи схем включения ПВД.

Введение

Энергетика является важнейшей и необходимой отраслью экономики России. Производство электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня страны и отражает общее состояние производственных сил.

Представленная работа включает в себя расчет тепловой схемы конденсационного пылеугольного энергоблока, мощностью 610 МВт, выбор основного и вспомогательного оборудования на основе полученных в результате расчета тепловой схемы результатов, тепловой и конструкторский расчет подогревателя высокого давления. Специальная часть работы состоит в том, чтобы сравнить эффективность энергоблока с разным включением ПВД 3. Графическая часть работы представляет собой развернутую тепловую схему энергоблока, чертежи подогревателя высокого давления и наглядный материал по специальной части, представленный в виде таблицы сравнения параметров энергетической и тепловой эффективности исходного и модернизированного блока, а также схемы включения ПВД.

Следует отметить актуальность данной работы, потому что современные тенденции развития энергетики направлены на создание пылеугольных блоков с высокой экономичностью. Поэтому изучение вопросов, связанных с проработкой тепловых схем таких блоков, оптимизацией параметров их работы и освоением новых конструктивных решений являются неотъемлемой частью фундаментальной базы знаний современного инженера-теплоэнергетика.

Глава 1. Расчет тепловой схемы энергоблока с турбоустановкой К-610-25

1.1 Описание тепловой схемы энергоблока электрической мощностью 610 МВт

Энергоблок мощностью 610 МВт состоит из прямоточного котла и конденсационной турбины выполненной на сверхкритические параметры пара с промежуточным перегревом, системой регенеративного подогрева питательной воды. Свежий пар с параметрами 25 МПа, 560 C через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в ЦВД. Пар расширяется в группе ступеней ЦВД, затем направляется на промежуточный перегрев с параметрами 4,8 МПа, 560C. После промежуточного перегрева пар поступает к стопорным клапанам ЦСД, а затем направляется к ступеням ЦСД. После ЦСД пар по перепускным (ресиверным) трубам попадает в 2-х поточный ЦНД.

Регенеративная система включает в себя 5 ПНД (1 - смешивающий, 4 - поверхностных), деаэратор и 3 ПВД. После деаэратора питательная вода бустерными и питательными насосами прокачивается через ПВД. Все ПВД имеют встроенные пароохладители и охладители дренажа греющего пара. Дренажи ПВД сливаются каскадно в деаэратор.

Питательный насос приводится в действие с помощью турбопривода с собственным конденсатором. Турбопривод предвключен в 3-й отбор.

1.2 Расчёт принципиальной схемы ТЭС

1.2.1 Составление принципиальной тепловой схемы

Таблица 1.1.

Исходные данные для расчета тепловой схемы

	Параметры	Обозначения	Размерность	Величина
1	Мощность турбоустановки		МВт	610
2	Начальные параметры		МПа/C	25/560
3	Параметры промперегрева		МПа/C	4,8/560
4	Конечное давление		МПа	0.004
5	Температура питательной воды		C	275
6	Давление пара в деаэраторе		МПа	0,7
7	Схема включения деаэратора	Предвключенный в 3-ий отбор
8	Тип привода питательного насоса	Турбопривод
9	Схема включения приводной турбины	Предвключенная в 3 отбор с конденсацией
10	Давление в конденсаторе приводной турбины	pтп	МПа	0.0065
11	Внутренние относительные КПД турбины по отсекам		-	0.85
				0.91
				0.82
12	Внутренний относительные КПД турбопривода		-	0.83
13	Величина утечек пара и конденсата		-	0.015
14	Величина продувки барабанного котла
15	Вид топлива	твердое
16	Число регенеративных подогревателей, в том числе: - ПВД - ПНД (без учета деаэратора)	шт	3 (ПВД) 5 (ПНД)
17	Схема ПНД	Поверхностные - 4 Смешивающие - 1
18	Схема слива дренажа ПНД
19	Недогревы в ПВД			2
20	Недогревы в ПНД			5
21	Метод подготовки добавочной воды	химический

Таблица 1.2.

Принимаем некоторые значения для расчета принципиальной тепловой схемы: [1]

	Параметры	Обозначения	Размерность	Величина
1	Потери давления в стопорных и регулирующих клапанах ЦВД	-	%	3
2	Потери давления пара в тракте промежуточного перегрева	-	%	14
3	Потери давления в ресиверах пара между ЦСД и ЦНД	-	%	2
4	Потери давления в паропроводах отборного пара	-	%	4-8
5	Потери давления в ПВД		МПа	0,2
6	Потери давления воды в ПНД	pПНД	МПа	0,1
7	КПД насоса		-	0,85
8	КПД подогревателя		-	0,99
9	Подогрев в ОЭ, СП			20

Рис. 1.1. Принципиальная тепловая схема блока

1.2.2 Построение процесса расширения водяного пара в проточной части турбины

Первый этап расчета ПТС заключается в определении состояний водяного пара в ступенях турбины. Для этого строят процесс работы пара в турбине в h, S-диаграмме. Исходными данными для построения процесса служат значения начального давления и температуры пара перед турбиной (р₀, t₀), давления и температуры промежуточного перегрева пара (р_пп, t_пп), конечного давления отработавшего пара в конденсаторе турбины р_к. Кроме того, необходимо знать значения внутреннего относительного КПД отдельных отсеков (группы ступеней) турбины. КПД турбин новых типов (с новыми параметрами пара или повышенной мощности) при расчете ПТС определяют ориентировочно по аналогии с известными типами турбин в зависимости от объемного пропуска и перепада давлений пара в данном отсеке.

При построении процесса расширения пара в турбине учитываются потери давления:

в стопорных и регулирующих клапанах ЦВД р₀=(0,04…0,05)р₀;

в промежуточном пароперегревателе р_пп=0,1р_пп;

в стопорных клапанах ЦСД р=0,02р_пп. [1]

Рис. 1.2. Процесс расширения в турбине с промежуточным перегревом водяного пара

1.2.3 Определение параметров пара и воды турбоустановки.

Точка 0'(перед первой ступенью турбины)

Начальные параметры:

По начальным параметрам определяем: [2]

Потери давления при течении в стопорном и регулирующем клапанах: [1]

Давление в точке 0'

Тогда, параметры в точке 0': [2]

Точка пп` на входе в ЦСД

Определим по значениям рпп и tпп энтропию и энтальпию в точке (пп):

По известным параметрам определяем: [2]

Потери давления в тракте промежуточном пароперегревателе [1]

Тогда, давление холодной нитки:

По значениям и определяем теоретические значения энтальпии и температуры. [2]

Действительное значение энтальпии:

По значениям и определяем значения энтропии и температуры [2]

Потери давления в стопорных клапанах на входе в ЦСД [1]

Тогда, по значениям и определяем значения энтропии и температуры [2]

Точка ПВ (параметры питательной воды):

Температура питательной воды

Давление питательной воды перед котлом. [1]



По значениям и определяем значения энтропии, энтальпии и объема [2]

Деаэратор

Давление в деаэраторе

Определяем значения энтальпии, температуры, энтропии и объема на линии насыщения [2]

Точка (с) на выходе из ЦСД

Задаемся значением давления на выходе из ЦСД:

Определяем теоретическое значение энтальпии: [2]

Действительное значение энтальпии:

Определяем значение энтропии на выходе из ЦСД: [2]

1.3 Распределение регенеративного подогрева по ступеням

Регенеративный подогрев питательной воды на КЭС при промежуточном перегреве пара имеет ряд особенностей. Относительное повышение КПД от регенерации при промежуточном перегреве пара меньше, чем без него, так как КПД исходного цикла без регенерации более высок, а отборы пара после промежуточного перегрева уменьшаются. Пар в отборах после промежуточного перегрева имеет более высокую энтальпию, чем пар такого же давления в турбине без промежуточного перегрева. Использование более перегретого пара для подогрева воды менее выгодно из-за уменьшения отборов пара на регенерацию и увеличения пропуска пара в конденсатор и, следовательно, потери теплоты в нем.

Давление первого отбора пара из ЦВД выбирают в зависимости от технико-экономического обоснования оптимальной температуры питательной воды t_ПВ. Одним из регенеративных отборов, обычно вторым, является отбор из противодавления ЦВД, из холодной линии промежуточного перегрева. В подогреватель №3 поступает пар с наибольшим перегревом. При обычной схеме включения пароохладителя этого подогревателя вследствие большей необратимости процесса теплообмена в горячей ступени применяют подогрев в холодной ступени (паром за ЦВД) ₂>₃, а именно ₂=(1,12)₃.

При известном значении t_пв и равномерном распределении подогрева по ступеням для любого подогревателя системы

где h_пв - энтальпия питательной воды, кДж/кг; h'_к - энтальпия конденсата, кДж/кг; z - число подогревателей. [1]

1.3.1 Подогреватель высокого давления ПВД 1.

Температура насыщения:



Определим по температуре насыщения значения давления и энтальпии [2]

Определяем давление пара в отборе

Определяем теоретическое значение энтальпии пара (по и )

По h-s диаграмме находим действительное значение энтальпии:

Тогда, значения температуры и энтропии: [2]

Давление за ПВД 1:

Из процесса работы пара в турбине в h, S-диаграмме, находим значения энтальпии и энтропии

1.3.2 Подогреватель высокого давления ПВД2

Давление пара в отборе, совпадает по значению с давлением холодной нитки:



Давление насыщения, с учетом потерь:

Определим значения энтальпии и температуры в подогревателе [2]

Температура за подогревателем:

Давление воды за ПВД 2 [1]

Значение энтальпии и [2]

Температурный напор в охладителях дренажа [1]

Температура охлажденного дренажа

Энтальпия охлажденного дренажа по значениям и [2]

Подогрев воды в питательном насосе

[2]

Средний удельный объем воды

Давление воды за питательным насосом

Подогрев воды

Энтальпия воды за питательным насосом

По значениям и определяем значение температуры воды за ПН: [2]

1.3.3 Подогреватель высокого давления ПВД3

Принимаем ₂=1,5₃. [1]

Энтальпия воды за П3:

Давление воды за ПВД: [1]

По значениям и определяем значение температуры воды за П3: [2]

Температура насыщения в подогревателе

По температуре насыщения находим значения давления и энтальпии в подогревателе: [2]

Давление пара в отборе

Теоретическое значение энтальпии пара в отборе: [2]

По h-s диаграмме, находим действительное значение энтальпии в 3 отборе

По значениям и определяем значение температуры: [2]

Температура охлажденного дренажа:

Энтальпия охлажденного дренажа: [2]

Температура охлажденного дренажа

Энтальпия охлажденного дренажа: [2]

1.3.4 Доли расхода пара на ПВД

Доля расхода пара на подогреватель ПВД 1

Уравнение теплового баланса



Рис. 1.3 ПВД1.

Доля расхода пара на подогреватель ПВД 2

Уравнение теплового баланса

Рис.1.4 ПВД 2.

1.4 Индифферентная точка

Внутренний абсолютный КПД ЧВД условной конденсационной турбины:

Количество теплоты, переданное в паровом пароперегревателе

Теплоперепад между энтальпией и энтальпией пара в индифферентной точке

Энтальпия пара в индифферентной точке



Значит, третий отбор находится за индифферентной точкой. [1]

1.5 Распределение подогрева воды для ПНД:

Подогрев воды в деаэраторе: [1]

Температура воды на входе в деаэратор:

С

Давление основного конденсата:

Энтальпия вода за ПНД 4: [2]

Параметры насыщения за конденсатором: [2]

Подогрев воды за конденсатором:

Точка К:

Давление:

Теоретическое значение энтальпии: [2]

Действительное значение энтальпии:

1.5.1 Подогреватель смешивающего типа ПНД8

Энтальпия за подогревателем:

Давление за подогревателем:

Температура воды за ПНД 8: [2]

Температура насыщения в подогревателе:

Давление и энтальпия насыщения в подогревателе: [2]

Давление пара в отборе:

Теоретическое значение энтальпии для подогревателя: [2]

По h-s диаграмме находим действительное значение энтальпии:

Значения энтропии, температуры и степени сухости для подогревателя: [2]

1.5.2 Подогреватель низкого давления ПНД 7

Энтальпия и давление воды за подогревателем:

Энтальпия воды:

Температура воды за ПНД 7: [2]

Температура в подогревателе:

Давление и энтальпия насыщения: [2]

Давление пара в отборе



Теоретическое значение энтальпии: [2]

По h-s диаграмме определяем действительное значение энтальпии:

Находим значение температуры и энтропии: [2]

1.5.3 Подогреватель низкого давления ПНД 6

Давление воды за подогревателем:

Энтальпия воды:

Температура воды за ПНД 6: [2]

Температура насыщения в подогревателе:

По находим давление и энтальпию: [2]

Давление пара в отборе

Теоретическое значение энтальпии: [2]

По h-s диаграмме находим действительное значение энтальпии:

Находим значение температуры и энтропии: [2]

1.5.4 Подогреватель низкого давления ПНД 4

Давление воды за подогревателем:

Температура воды: [2]

Температура насыщения в подогревателе:

По находим давление и энтальпию: [2]

Давление пара в отборе



Теоретическое значение энтальпии: [2]

По h-s диаграмме определяем действительное значение энтальпии:

Находим значение температуры и энтропии: [2]

1.5.5 Подогреватель низкого давления ПНД 5

Давление воды за подогревателем:

Энтальпия воды:

Температура воды за ПНД 5: [2]

Температура насыщения:

По находим давление и энтальпию: [2]

Давление пара в отборе



Теоретическое значение энтальпии: [2]

По h-s диаграмме определяем действительное значение энтальпии:

Находим значение температуры и энтропии: [2]

1.6 Доли расхода пара на подогреватели

Доля расхода пара на подогреватель высокого давления ПВД3:

Уравнение теплового баланса для ПВД 3:

Доля расхода пара на деаэратор:

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса деаэратора:



Решаем систему из двух уравнений, и в итоге получаем:

Доля расхода пара на подогреватель низкого давления ПНД 4:

Тепловой баланс подогревателя ПНД 4

Точка смешения:

Тепловой баланс подогревателя ПНД 5, ПНД 6 и точки смешения:

Решаем систему равнений:

После решения системы уравнений, получаем:

=0,7037033

Доля расхода пара на подогреватель низкого давления ПНД 7

Уравнение теплового баланса:

Доля расхода пара на подогреватель низкого давления ПНД 8(смешивающего типа):

Уравнения теплового баланса

Решив систему уравнений, получим следующие данные:

Доля расхода пара на турбопривод:

Давление в конденсаторе приводной турбины:

Внутренний относительный КПД турбопривода:

Внутренний механический КПД турбопривода:

Давление и энтальпия пара на входе в турбопривод с учетом потерь: [2]

Теоретическая энтальпии пара поступающего в конденсатор: [2]

Действительная энтальпии пара поступающего в конденсатор:

Внутренний теплоперепад:

Средний удельный объем воды: [2]

1.7 Контроль материального баланса пара и конденсата

Расход пара в конденсатор:

Доля потока конденсата из основного конденсатора со стороны регенеративной системы:

Расход пара в конденсатор (по материальному балансу конденсатора)

Найдем погрешность вычислений:

Погрешность составляет меньше и можно считать, что материальный баланс сходится. [1]

1.8 Определение абсолютного значения расхода пара в голову турбины D0

,

где N_Э=61010³ кВт, - приведенный теплоперепад, где ?_j - доля пропуска пара через отсек, а ?h_j - теплоперепад в отсеке.

Для определения составляем таблицу 1.3.

Таблица 1.3.

Определение приведенного теплоперепада.

Цилиндр	Отсек турбины	Доля пропуска пара через отсек ?j	Теплоперепад пара в отсеке ?hj, кДж/кг	Внутренняя работа на 1 кг свежего пара ?j•?hj, кДж/кг
ЦВД	0 -1	?0 =1	h0 - h1 = 3371,3-3048=323,3	323,3
	1-2	1 - ?1=1- 0,024754= 0,975246	h1 - h2 = 3048-3021,27=26,73	26,07
ЦСД	ПП-3	1 - ?1 - ?2 = 0,853665	hпп - h3 =3575,8-3323=252,8	215,38
	3-4	1 - ?1 - ?2 - ?3- ?д - ?тп=0,73264	h3 - h4 =3323-3010=313	229,32
	4-5	1-?1-?2-?3- ?д - ?4- ?тп =0,69911	h4 - h5 =3010-2880= 130	90,88
ЦНД	5-6	1-?1-?2 - ?3-?д-?тп-?4-?5=0,667193	h5 - h6 =2880-2757= 123	82,06
	6-7	1-?1-?2-?3-?д-?тп-?4-?5-?6=0,639663	h6 - h7 =2757- 2640=117	74,84
	7-8	1-?1-?2-?3-?д-?тп-?4-?5-?6-?7=0,609084	h7- h8 = 2640-2510=130	79,18
	8-к	1-?1-?2-?3-?д-?тп-?4-?5-?6-?7-?8=0,580884	h8- hк = 2510-2321=189	109,79
		1230,82

Расход пара в голову турбины: кг/с, где - механический КПД турбины, - КПД электрического генератора, принимаем согласно.

Абсолютные расходы рабочего тела по элементам тепловой схемы:

1.9 Энергетические показатели энергоблока

Расход теплоты на турбоустановку:

КПД турбоустановки по выработке электроэнергии:

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии:

Удельный расход пара турбоустановки:

Тепловая нагрузка парового котла:

принимаем, что, тогда:

КПД транспорта теплоты:

[1]

КПД энергоблока брутто:

- КПД котельной установки.

КПД энергоблока нетто:



Принимаем - доля электроэнергии собственных нужд станции, тогда [1]

Удельный расход условного топлива (нетто) на энергоблок:

Удельный расход теплоты энергоблока (нетто):

Расход натурального топлива на энергоблок:

где - низшая теплота сгорания топлива (каменный уголь). [8]

Глава 2. Выбор основного и вспомогательного оборудования энергоблока КЭС

2.1 Выбор турбоустановки

Мощность турбины КЭС выбирается в соответствии с мощностью блока. Принимаем за прототип турбоустановку К-500-240 мощностью 500 МВт, которую выпускает завод по производству конденсационных турбин ЛМЗ. Конденсационная паровая турбина К-500-240-4 ЛМЗ одновальная, работает с электрогенератором ТВВ-500. Турбина состоит из ЦВД, ЦСД и двух ЦНД. Расход свежего пара на турбину для нагрузки в 500 МВт составляет 1527*10³ кг/ч, параметры свежего пара: 23,54 МПа, 540 °С. Конденсатор установки типа К-11520 приварен к четырем выхлопам ЦНД.

В схему включены 3 регенеративных ПВД, деаэратор, питаемый паром из третьего отбора, 5 регенеративных ПНД. Из ПВД дренаж сливается каскадно в деаэратор. Особенностью схемы является паротурбинный привод питательного насоса. Приводная турбина с конденсатором питается паром из третьего отбора, а отработавший пар поступает в конденсатор турбины привода, откуда конденсат идёт на конденсатор главной турбины. Турбопривод решает проблему быстроходности и регулирования отборов и при достаточном внутреннем относительном КПД оказывается экономичнее, чем электропривод вызывающий дополнительные потери энергии в редукторах и гидромуфте. [3]

Таблица 2.1.

Параметры проектируемой турбины К-610-250

Мощность номинальная, МВт	610
Начальные параметры пара:
· давление, МПа	25
· температура, °С	560
Параметры пара после промперегрева:
· давление, МПа	4,8
· температура, °С	560
Номинальный расход свежего пара, кг/с (т/ч)	535 (1920)

2.2 Выбор парового котла

Тип парового котла определяется главным образом выбранными параметрами, мощность и типом турбины.

На блочных КЭС производительность котла D_ПЕ, т/ч, выбирается по максимальному расходу пара в голову турбины D₀ с учетом расхода на собственные нужды и общего запаса по пару:

На выходе из котла давление пара p.пе, МПа, и температура пара t.пе, С, должны быть выше, чем перед турбиной, на величину потерь давления и температуры в паропроводах: [2]

параметры промперегрева: P_пп

[3]

В качестве прототипа выбираем прямоточный котел марки Пп-1650-25-545/542 КТ (П-57Р) и составляем техническое задание на проектирование котла (табл.2.2.). [4]

Таблица 2.2.

Параметры проектируемого котла Пп-1900-26-566/560

Номинальный расход свежего пара, т/ч	1920
Топливо	Экибастузский каменный уголь
Начальные параметры пара:
· давление, МПа	26
· температура, °С	565,6
Параметры пара после промперегрева:
· давление, МПа	5
· температура, °С	565,6
Температура питательной воды, °С	275

Котел Пп-1650-25-545/542 (П-57Р) предназначен для работы на экибастузских каменных углях повышенной зольности (A^d до 55%) в блоке с турбиной мощностью 500 МВт. Котел прямоточный, на сверхкритические параметры пара, с промперегревом, однокорпусный, выполнен по Т-образной компоновке и с твердым шлакоудалением. Котел имеет две одинаковые конвективные шахты, в которых по ходу газов расположены следующие поверхности нагрева: конвективного пароперегревателя высокого давления; конвективного пароперегревателя промперегрева второй ступени; два пакета конвективного промперегревателя первой; водяной экономайзер, который может изготавливаться как с поперечным оребрением, так и гладкотрубным. [4]

2.3 Выбор оборудования пылеприготовления

Процесс пылеприготовления состоит из следующих операций: предварительное грубое дробление угля до кусков размером 150 -- 200 мм, улавливание металла, отделение щепы, грохочение и тонкое дробление до кусков размером не более 25 мм, сушка и размол до необходимой тонины.

Качество угольной пыли характеризуется тонкостью помола и влажностью. Показателем тонкости помола считается остаток (в %), полученный после просеивания пыли на сите с ячейками размером 90x90 мкм и обозначаемый как R₉₀. Тонкость помола зависит от реакционной способности угля, характеризуемой выходом летучих фракций V^г; чем выше содержание летучих, тем грубее может быть помол и тем меньше затраты энергии на пылеприготовление.

Влажность пыли W^п влияет на производительность мельницы и экономичность сжигания. Недостаточное подсушивание приводит к забиванию пылепитателей и медленному возгоранию, излишнее может привести к самовозгоранию пыли и взрыву. Влажность пыли W^п нормируется в пределах 0,5 -- 23 % в зависимости от свойств топлива. [3]

Таблица 2.3.

Характеристика топлива - Экибастузский СС, Р

Сернистость, %	Влажность, %	Зольность%	Выход летучих, %	Теплота сгорания, МДж/кг	Размолоспособность	Теоретические объемы, м3/кг
						воздуха	газов
1,2	7	38,1	24,2	18,88	1,35	4,55	4.95

2.3.1 Выбор типа мельниц

Для размола угля применяются несколько типов мельниц: тихоходные шаровые барабанные (ШБМ) с частотой вращения 16-23 об/мин; быстроходные молотковые (ММ)- частота вращения 590-980 об/мин; среднеходовые валковые мельницы (СМ)- от 590 до 1470 об/мин и мельницы-вентиляторы (МВ)- от 590 до 1470 об/мин.

Выбираем молотковые мельницы. Мельница состоит из стального корпуса и ротора с шарнирно укрепленными на нем билами. Уголь, попадая на быстровращающиеся била, размалывается и увлекается из корпуса потоком воздуха. По способу подвода сушильного агента молотковые мельницы имеют две модификации: тангенциальные (ММТ) и аксиальные (ММА). Мельницы предназначены для размола каменного угля. На мельнице устанавливается сепаратор пыли; для каменных углей применятся сепараторы центробежного типа. Молотковые мельницы и сепараторы к ним изготавливаются плотными и допускают работу при разрежении и под наддувом (до 7-8 кПа). Удельный расход электроэнергии в зависимости от размольных свойств углей составляет 5-20 кВт*ч/т. [3]

2.3.2 Выбор схемы пылеприготовления

Схема пылеприготовления определяется в основном типом применяемых мельниц.

Выбираем систему пылеприготовления - замкнутую с прямым вдуванием (рис.2.1.).Отработавший после сушки топлива воздух вместе с угольной пылью и выделившимися водяными парами сбрасывается в топку.

Из бункера сырого угля 1 топливо поступает в мельницу 2. Размолотое в мельнице топливо попадает в шахту, которая является гравитационным сепаратором, тонкая пыль через горелку 3 выбрасывается в топку потоком воздуха, а крупные частицы угля возвращаются в мельницу. В схеме отсутствует пылевой бункер, что упрощает и удешевляет установку.[3]



Рис 2.1. Схема пылеприготовления с прямым вдуванием пыли.

1-бункер сырого угля, 2- МВ, 3-горелки, 4- короб горячего воздуха, 5- воздухоподогреватель.

2.3.3 Выбор числа и производительности мельницы

Число мельниц, установленных на котле, зависит от его производительности и от типа мельниц. В схемах прямого вдувания без пылевого бункера для котлов производительностью более 400 т/ч должно быть не менее трех мельниц. Принимаем число мельниц z=6. [3]

С учетом выбранного котла:

Характеристика проектируемой молотковой мельницы на основе прототипа: [4] 2600/2550/590К

Таблица 2.4.

Характеристика проектируемой молотковой мельницы

Диаметр ротора	D=2600 мм
Частота вращения	nэл=600 об/мин
Производительность номинальная	Bх=59т/ч

Так как при останове одной мельницы, оставшиеся должны обеспечить 100% нагрузку, выполним проверку:

Следовательно, выбираем 6 мельниц

2.4 Выбор тягодутьевых машин

Для подачи воздуха в топку и создания тяги служат дутьевые вентиляторы и дымососы. В проектируемой схеме энергоблок 610 МВт работает на угле. Паровой котел работает с уравновешенной тягой. Присосы воздуха по тракту котла увеличивают объем перекачиваемых газов на 30-40% выше теоретических значений. Это приводит не только к перерасходу энергии на собственные нужды, но и снижает экономичность работы котла в целом. [3]

Таблица 2.5.

Присосы воздуха в элементах газовоздушного тракта

	Коэффициент избытка воздуха	?т	1,2
Присосы воздуха	Топочная камера	??т	0,05
	суммарные присосы воздуха в конвективных газоходах первичного и вторичного пароперегревателя, переходной зоны и экономайзера	??к.п	0,10
	Воздухоподогреватель	??вп	0,03
	Золоуловители	??зу	0,10
	Присосы в газоходах между воздухоподогревателем и дымососом	??гх	0,01
	Присосы в системе пылеприготовления	??пл.у	0,25

Расход топлива, по которому выбираются дутьевые вентиляторы и дымососы, определяются с учетом физической неполноты сгорания твердого топлива. Принимаем q₄=1%. Тогда, расчетный расход топлива: [3]

2.4.1 Выбор дутьевых вентиляторов

Дутьевой вентилятор подает холодный воздух в воздухоподогреватель, забирая его из верхней части котельной или с улицы. Температура холодного воздуха . Производительность вентилятора определяется расходом воздуха, необходимым для горения топлива с учетом коэффициента избытка воздуха в топке и присосов по тракту котла:

Расчетная производительность вентилятора принимается с коэффициентом запаса . Кроме того, вводится поправка на барометрическое давление. Принимаем,

число вентиляторов z=2. Расчетная производительность одной машины:



Напор дутьевого вентилятора зависит от сопротивления воздушного тракта, включающегося всасывающие и нагнетательные короба, воздухоподогреватель, горелочные устройства. Суммарное сопротивление тракта H_д.в=4,80 кПа.

Расчетное значение напора принимается с коэффициентом запаса .

По найденным расчетным значениям производительности и напора определяем типоразмер дутьевого вентилятора (табл.2.6.). [3]

Вентиляторы осевые двухступенчатые типа ВДОД предназначены для подачи воздуха в топки стационарных паровых котлов паропроизводительностью 2650 (ВДОД-41-500-1) для энергоблока 800 МВт. [4]

Таблица 2.6.

Характеристики дутьевого вентилятора - ВДОД-41-500-1

Подача	V, тыс.м?/ч	1520
Полное давление	P, Па	5511
КПД	?, %	82,5
Частота вращения	n, об/мин	500

Максимальное снижение КПД при работе с расчетной производительностью 10%

Расчет снижения КПД, при переменной нагрузке: [3]

Условие снижения максимального КПД не выполняется. Поэтому на основе вентилятора ВДОД-41-500-1, пишем техническое задание. [4]

Таблица 2.7.

Характеристики проектируемого дутьевого вентилятора на основе ВДОД-41-500-1

Подача	V, тыс.м?/ч	1397
Полное давление	P, Па	5520
Частота вращения	n, об/мин	600

Мощность на валу дутьевого вентилятора (эффективная мощность) определяется по формуле:

Мощность привода берется с коэффициентом запаса , необходимым для преодоления инерции при пуске вентилятора. [3]

2.4.2 Выбор дымососов

Объем газов, перекачиваемый дымососом, больше объема воздуха за счет более высокой температуры среды и больших присосов воздуха по газовому тракту.

Производительность дымососа определяется объемными расходами газов, уходящих из котла и воздуха, присасываемого в тракт после котла в золоуловителях и газоходах.

Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах

Объем уходящих газов равен сумме теоретического объема газов, образующихся при горении топлива и объема присосов воздуха по тракту котла

Объем присосов за пределами котла с учетом присосов в системе золоулавливания

Температура газов перед дымососом

Объемная производительность машины

Принимаем число дымососов, равное числу дутьевых вентиляторов z=2. Тогда расчетная производительность дымососа, с учетом коэффициента запаса ?₁=1,1:

Напор дымососа при уравновешенной тяге должен обеспечить преодоление суммарных сопротивления трения и местных сопротивления всех газоходов от котла до дымососа, а также сопротивление от дымососа до трубы и самой трубы.

С учетом коэффициента запаса ?₂=1,2 расчетный напор дымососа: [3]

Осевые двухступенчатые дымососы типа ДОД предназначены для отсасывания газов из топок паровых стационарных котлов паропроизводительностью 640-2560 т/ч для энергоблоков мощностью 200,300,500 и 800 МВт. [4]

Таблица 2.8.

Характеристики дымососа ДОД-43-500

Тип	Подача, тыс. м3/ч	Полное давление, Па	КПД, %	Частота вращения, об/мин.
ДОД-43-500	1810	6168	82.5	500

Максимальное снижение КПД при работе с расчетной производительностью 10%

Расчет снижения КПД, при переменной нагрузке

Условие максимального снижения выполняется.

Мощность на валу дымососа определяется по формуле:

Мощность привода берется с коэффициентом запаса: [3]

2.5 Выбор насосов

Насосы тепловых электростанций, как и другие типы машин, служащие для перемещения среды и сообщения ей энергии, характеризуются следующими параметрами:

· объемной производительностью (подачей) Q, м³/с;

· давлением на стороне нагнетания р_н, МПа;

· плотностью перемещаемой среды ?, кг/м³, или удельным объемом v, м³/кг.

В расчетах тепловой схемы определяется массовый расход воды D, кг/с. Между объемным и массовым расходами существует соотношение

Q=D/?=Dv.

Напор насоса р определяется как разность давлений на стороне нагнетания р_н и на стороне всасывания р_в:

р= р_н - р_в.

Давление нагнетания р_н, развиваемое насосом, определяется заданным давлением в конечной точке тракта р_кон, суммарными гидравлическими сопротивлениями тракта р_с и геодезическим напором, обусловленным разницей высоты Н между точками перемещения среды.

Давление на стороне всасывания р_в рассчитывается из условия недопущения вскипания воды при попадании ее на быстровращающиеся лопасти колеса насоса (условие обеспечения бескавитационной работы). [3]

2.5.1 Выбор питательных насосов

Количество и производительность питательных насосов выбирают в соответствии с «Нормами технологического проектирования тепловых электростанций и сетей».

На блоках с закритическими параметрами пара устанавливают насосы с турбоприводами. На блоках мощностью 500, 800 и 1200 МВт устанавливают по два насоса с турбоприводом на 50% каждый.

Выбор насосов осуществляется по значениям объемной производительности насоса и напора насоса м вод.ст. [3]

Производительность питательного насоса

Максимальное конечное давление, которое создается питательным насосом:

Суммарное гидравлическое сопротивление тракта с прямоточным котлом:

Плотность среды в прямоточном котле

Давление воды на выходе из насоса:

Для создания дополнительного подпора на всасе питательного насоса устанавливают предвключенные бустерные насосы, давление нагнетания бустерного насоса, является давлением на всасывающей стороне питательного насоса, принимаем равным давлению на выходе из бустерного насоса.

Тогда можно рассчитать напор питательного насоса (определяется как разность давлений на стороне нагнетания и на стороне всасывания)

Напор насоса в метрах водного столба:

Подача питательного насоса

Выбираем питательный насос, основные характеристики которого, представлены в таблице 2.9 [4]

Таблица 2.9.

Характеристики питательных насосов

Тип насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин.	КПД насоса, %
ПТН-2200-350	2200	3500	4700	85

Паровая турбина типа ОК-18ПУ-800 с редуктором типа Р-1А. Мощностью 10300 кВт.[4]

2.5.2 Выбор конденсатных насосов

Конденсатные насосы входят в оборудование, поставляемое комплектно с турбиной наряду с конденсатором и эжекторами. Тип и количество насосов, хотя они и указаны в комплектующем оборудовании, должны быть выбраны, поскольку технические решения по установке этих насосов зависят от конкретных условий тепловой схемы.

Число конденсатных насосов равняется двум, по 100% производительности, расположены в две группы. Первая группа конденсатных насосов находится после конденсатора, вторая - после смешивающего подогревателя. Конденсатные насосы всегда устанавливаются с резервом: резервный насос включается по системе АВР.

Общая подача насосов:

, где

Давление нагнетания конденсатных насосов первой ступени (КН I) равно:

Принимаем:

Р_под=0,15МПа - величина необходимого подпора

Р_тр=0,05 МПа - суммарное гидравлическое сопротивление трубопроводов

Р_БОУ=0.55 МПа - сопротивление БОУ;

Напор насоса:

Напор перемещаемой жидкости, выраженный в метрах столба:

где, кг/м³ - плотность конденсата;

Объемная производительность:

 [3]

Конденсатные насосы всегда устанавливаются с резервом. Устанавливаем 2 насоса по 100% производительности, один из которых будет находиться в резерве.

Выбираем конденсатный насос КсВ 1150-95 (табл.2.11.) [4]

Таблица 2.11.

Характеристики насоса КсВ 1150-90

Тип насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин.	Мощность, кВт
КсВ 1150-90	1150	90	1500	500

На основе выбранного насоса, пишем техническое задание:

Таблица 2.12.

Характеристики проектируемого насоса на основе КсВ 1150-95

Тип насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин.	Мощность, кВт
КсВ 1150-90	1177	79	1500	500

Мощность насоса (эффективная мощность):

[3]

Давление нагнетания насосов второй ступени (КН II) рассчитывается также, как и при одноподъемной схеме, с учетом сопротивления тракта от насоса до деаэратора и высоты установки деаэратора.

Расход воды на вторую линию конденсатных насосов:



Подача:

где, кг/м³ - плотность конденсата;

Суммарное сопротивление тракта:

Давление нагнетания:

Давление всасывания:

Напор:

[3]

Выбираем конденсатный насос КсВ1500-140, его характеристики приведены в табл.2.12. [4]

Таблица 2.13.

Характеристики насоса КсВ1500-140

Тип насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин.	Мощность, кВт
КсВ1500-140	1500	140	1500	1000

На основе выбранного насоса, пишем техническое задание:

Таблица 2.14.

Характеристики проектируемого насоса на основе КсВ1500-140

Тип насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин.	Мощность, кВт
КсВ 1500-140	1502	84	1500	1000

Мощность насоса (эффективная мощность):

[3]

2.6 Выбор регенеративных подогревателей

Регенеративные подогреватели (поверхностные и смешивающие) устанавливается без резерва. На каждый отбор целесообразно устанавливать один корпус подогревателя, только для энергоблоков мощностью 800 и 1200 МВт допускается применение двухниточной схемы установки подогревателей высокого давления. [3]

2.6.1 Выбор подогревателей высокого давления

ПВД предназначены для регенеративного подогрева питательной воды за счет охлаждения и конденсации пара. Все три подогревателя поверхностного типа. Для более полного использования теплоты подводимого пара предусматриваются специальные поверхности нагрева для охлаждения пара до параметров, близких к параметрам насыщения - охладители пара, и для охлаждения конденсата пара - охладители конденсата.

Исходные данные для выбора ПВД берем из расчета тепловой схемы. Они приведены в таблице 2.15.

Таблица 2.15

	ПВД-3	ПВД-2	ПВД-1
Расход воды ,	513,25	513,25	513,25
Температура воды на входе ,	170,3	209,5	265,6
Температура воды на выходе ,	209,5	265,6	275
Давление пара отбора,	2,1	5,5	6,3
Расход пара,	29,10	61,48	12,52
Энтальпия пара,	3323	3021	3048
Энтальпия дренажа,	764,5	941,1	1213,9
Давление в корпусе подогревателя,	2	5,3	6,1
Температура насыщения при давлении в корпусе ,	211,46	267,61	277

Пренебрегая наличием охладителя пара рассчитаем площадь поверхности собственно подогревателя и охладителя дренажа, усредняя коэффициент теплопередачи. Полученное значение площади поверхности домножаем на коэффициент 1.1, принимая тот факт, что площадь поверхности охладителя пара составляет около 10% полученного значения.

Принимаем коэффициент теплопередачи и задаемся недогревом на выходе из зоны конденсации:

Выбор ПВД 3.

Расчетный тепловой поток:

Температурный напор:

Площадь поверхности собственно подогревателя и охладителя дренажа:

Площадь поверхности теплообмена:

Выбор ПВД 2.

Расчетный тепловой поток:

Температурный напор:

Площадь поверхности собственно подогревателя и охладителя дренажа:

Площадь поверхности теплообмена:

Выбор ПВД 1.

Расчетный тепловой поток

.

Температурный напор:

Площадь поверхности собственно подогревателя и охладителя дренажа:

Площадь поверхности теплообмена:

[3]

Запишем техническое задание для модернизации подогревателей до необходимых параметров. [4]

Таблица 2.16

	ПВД-3	ПВД-2	ПВД-1
Тепловой поток ,	73,7	126,6	22,7
Коэф. теплопередачи ,	2.7	2.7	2.7
Температурный напор ,	18.3	22.9	8.4
Площадь поверхности теплообмена ,	1640.9	2252.3	1102.6
Прототип подогревателя	ПВ-1700-380	ПВ-2300-380	ПВ-1100-380

2.6.2. Выбор деаэратора

Деаэраторы выбираются по расходу питательной воды и давлению пара в них. Вместе с деаэратором (деаэраторной колонкой) выбирается бак запаса питательной воды. Для блоков КЭС запас питательной воды в аккумуляторном баке должен соответствовать пяти минутам работы котла. Объем воды принимается равным 0,85 геометрического объема бака. [3]

Расход питательной воды и давление в деаэраторе:

Выбираем деаэратор ДП-2000/150.

Деаэратор имеет одну колонку КДП-2000 в вертикальном исполнении. [4]

Таблица 2.17

Номинальная производительность, т/ч	Рабочее давление, МПа	Высота, мм	Диаметр корпуса, мм	Объем деаэраторного бака, м3
2000	0,69	8370	3400	150

2.6.3 Выбор подогревателей низкого давления

Подогреватели низкого давления располагаются между конденсатором турбины и питательным насосом. Движение в них происходит под давлением конденсатного насоса.

Исходные данные берем из расчета тепловой схемы. [3]

Таблица 2.18

	ПНД-5 (П4)	ПНД-4 (П5)	ПНД-3 (П6)	ПНД-2 (П7)
Расход воды ,	402,85	402,85	355,84	355,84
Температура воды на входе ,	126,99	103,8	80,43	56,95
Температура воды на выходе ,	149,95	126,99	103,8	80,43
Давление пара отбора,	0,586	0,31	0,149	0,064
Расход пара,	16,96	16,14	13,92	15,46
Энтальпия пара,	3010	2880	2757	2640
Энтальпия дренажа,	653,7	554,9	465,3	357,8
Давление в корпусе подогревателя,	0,543	0,287	0,138	0,059
Температура насыщения при давлении в корпусе ,	154,95	131,99	108,8	85,43

Принимаем коэффициент теплопередачи:

Выбор ПНД-2.

Расчетный тепловой поток:



Температурный напор

Площадь поверхности теплообмена:

[3]

Выбор ПНД-3.

Расчетный тепловой поток:

Температурный напор:

Площадь поверхности теплообмена:

[3]

Выбор ПНД-4.

Расчетный тепловой поток:



Температурный напор:

Площадь поверхности теплообмена:

[3]

Выбор ПНД-5.

Расчетный тепловой поток:

Температурный напор:

Площадь поверхности теплообмена:

[3]

Выбираем прототипы подогревателей и пишем техническое задание на проектирование подогревателей низкого давления. [4]

Таблица 2.19

	ПНД-5 (П4)	ПНД-4 (П5)	ПНД-3 (П6)	ПНД-2 (П7)
Тепловой поток ,	39,2	36,8	31,3	34,6
Коэф. теплопередачи ,	3	3	3	3
Температурный напор ,	13,4	13,4	13,5	13,5
Площадь поверхности теплообмена ,	974,2	914,8	771,9	853,8
Прототип подогревателя	ПН-1100-25-6	ПН-1100-25-6	ПН-850-25-6	ПН-850-25-6

2.6.4 Выбор подогревателей низкого давления смешивающего типа

Выбор подогревателя смешивающего типа осуществляется по расходу нагреваемого конденсата и температуре воды на выходе из подогревателя. Параметры смешивающих ПНД в результате расчета тепловой схемы. [3]

Табл. 2.20

Подогреватель	Расход, кг/с	Температура конденсата, °С	Температура пара, °С	Рабочее давление в корпусе, МПа
	конденсата	пара	на входе	на выходе
ПНД-1 (П8)	326,12	14,26	28,96	56,95	61,95	0,022

В качестве прототипа выбираем ПНСВ-800

Таблица 2.21.

Технические характеристики выбранного прототипа.

Типоразмер подогревателя	Температура пара, °С	Рабочее давление в корпусе, МПа	Максимальная высота, мм	Диаметр корпуса, мм
ПНСВ-800	200	0,2	8800	3200

2.7 Расчет собственных нужд

Мощность собственных нужд есть сумма мощностей приводов всех насосов, тяго-дутьевых машин и системы топливоприготовления.

Таблица 2.23.

Название оборудования	Мощность, МВт
Конденсатный насос 1 ступени	0.335
Конденсатный насос 2 ступени	0.485
Дутьевой вентилятор	2.676
Дымосос	2.418
Топливоприготовление (молотковая мельница)	0,8

N`_сн=

По данным расчета доля электроэнергии расходуемая на собственные нужды равна В главе 1 мною было принято [3]

Глава 3. Расчет подогревателя высокого давления ПВД-3

3.1 Описание конструкции подогревателя высокого давления

Подогреватели высокого давления предназначены для регенеративного подогрева питательной воды за счет охлаждения и конденсации пара.

Конструктивно подогреватель высокого давления выполняется вертикальным, коллекторного типа.

Поверхность теплообмена набирается из свитых в плоские спирали гладких труб наружным диаметром 32 мм, присоединенных к вертикальным раздающим и собирающим коллекторным трубам.

Основными узлами подогревателя являются корпус и трубная система.

Верхняя объемная часть корпуса крепится фланцевым соединением к нижней части. Гидравлическая плотность соединения обеспечивается предварительной приваркой к фланцам корпуса и днища мембран, которые свариваются между собой по наружной кромке и соединяются другими методами. Само фланцевое соединение крепится шпильками.

Конструкция трубной системы включает в себя шесть коллекторных труб для распределения и сбора воды. В нижней части корпуса устанавливаются специальные развилки и тройники для соединения коллекторных труб с патрубками подвода и отвода питательной воды. Между спиральными трубными элементами в зоне СП через 8--12 рядов плоскостей навивки спиралей установлены горизонтальные перегородки, предназначенные для организации движения пара и отвода конденсата. Спиральные элементы поверхности зон ОП и ОК располагаются в специальных кожухах.

В кожухе ОП перегретый пар в несколько ходов омывает трубный пучок и передает теплоту перегрева. В СП пар распределяется по всей высоте. Конденсат пара с помощью перегородок отводится за пределы трубного пучка и вдоль стенок корпуса стекает в нижнюю часть, где расположена зона ОК. Неконденсирующиеся газы отводятся в подогреватель с более низким давлением пара по специальной трубе, установленной в зоне СП над верхним днищем кожуха зоны ОК. Все подогреватели высокого давления помимо автоматического устройства регулирования уровня конденсата в корпусе, которым оснащены и ПНД, имеют также автоматическое защитное устройство. Назначение этого устройства -- защита турбины от попадания воды в случае превышения уровня ее в корпусе в результате разрыва труб, появления свищей в местах сварки и других причин.

Поддержание нормального уровня конденсата в корпусе каждого из подогревателей в заданном диапазоне осуществляется регулирующим клапаном путем изменения количества конденсата, каскадно сбрасываемого в подогреватель более низкого давления. При превышении допустимого нормального уровня открывается клапан аварийного сброса конденсата. При дальнейшем повышении уровня сверх так называемого первого аварийного предела приборы защиты дают команду на включение клапана с электромагнитным приводом, закрывающего доступ питательной воды к ПВД и направляющего ее по байпасному трубопроводу в котел. При достижении уровнем конденсата второго аварийного предела приборы защиты дают команду на отключение питательных насосов и останов энергоблока.

Предусматривается одно защитное устройство на группу ПВД. Однако подача импульсов по уровню конденсата на него осуществляется от каждого корпуса подогревателя. При срабатывании защиты все ПВД отключаются по питательно воде.

Рассматриваемый подогреватель высокого давления подключен к третьему отбору турбины. Подогреватель имеет охладитель конденсата и охладитель пара. ПВД 3 выполнен по классической схеме: пар поступает в охладитель пара, отдает некоторое количество теплоты питательной воде; затем поступает в собственно подогреватель, где конденсируется; образовавшийся конденсат сливается в охладитель конденсата, а затем в деаэратор. Питательная вода частично подается в охладитель конденсата, где подогревается на 5-10⁰С. Схема движения греющего пара и питательной воды и график распределения температур в теплообменнике показаны соответственно на рис. 3.1.1 и рис. 3.1.2. [5]

Рис. 3.1.1. Схема движения питательной воды и греющего пара в ПВД3.

Рис. 3.1.2. График распределения питательной воды и греющего пара по поверхностям нагрева теплообменника.

3.2 Тепловой и конструктивный расчет подогревателя высокого давления

3.2.1 Исходные данные для теплового расчета ПВД3

Исходные данные для расчета приняты по данным расчета тепловой схемы.

Параметры греющего пара:

Р_п=2,1 МПа - давление греющего пара на входе в теплообменник

t_п=435,23 ?С - температура греющего пара на входе в теплообменник

Параметры питательной воды:

G_пв=513,25 кг/с - расход питательной воды

Р_пв=32,9 МПа - давление питательной воды

t_вх=170,3 ?С - температура питательной воды на входе в подогреватель

t_вых=209,46 ?С - температура питательной воды на выходе из подогревателя

D_п=29.10 кг/с - расход пара в подогреватель.

D_др=74 кг/с - расход дренажа в подогреватель.

h`_др=941,1кДж/кг - энтальпия дренажа.

По исходным данным определяем параметры, нужные для дальнейшего расчета [2]

h_п=3324,2кДж/кг - энтальпия греющего пара на входе в теплообменник

Р`_п=2 МПа - давление греющего пара в подогревателе

t_п^н=211,46 ?С - температура насыщения пара

h_п^н=904,4 кДж/кг - энтальпия конденсата за собственно подогревателем

t_др=180,3⁰С - температура конденсата на выходе из охладителя дренажа

h_др=764,5 кДж/кг - энтальпия конденсата на выходе из охладителя дренажа

h_вх=738,9 кДж/кг - энтальпия питательной воды на входе в подогреватель

h_вых=907,8 кДж/кг - энтальпия питательной воды на входе из подогревателя

Поверхность нагрева включает охладитель пара, собственно подогреватель и охладитель дренажа. [5]

Расход питательной воды составляет:

-через охладитель дренажа G_од = G_пв*?_од=0,20*513,25=103кг/с

-через собственно подогреватель G_кп = G_пв=513,25кг/с

-через охладитель пара G_оп = G_пв *?_оп=513,25*0,15=76,99кг/с

-Температура пара на выходе из охладителя пара

-Энтальпия пара на выходе из охладителя пара: [5]

3.2.2 Определение тепловых нагрузок

Тепловая нагрузка охладителя пара:

Q_оп= D_п(h-h^``_оп)?_п =29,10•(3324,2-2826)•0,99=14352,0 кВт

Тепловая нагрузка собственно подогревателя:

Q_кп= D_п(h^``_оп-h_п^н)?_п+D_др(h`_др- h_п^н ) =29,10(2826-904,4)0*0,99+74(941,1-904,4)*0,99=58048 кВт

Тепловая нагрузка охладителя дренажа:

Q_од=(D_п+D_др)(h_п^н -h_др)?_п =(74+29,10)*(904,4-764,5)*0,99=14279 кВт

Суммарная тепловая нагрузка ПВД:

Расчет поверхностей нагрева подогревателя производим отдельно ввиду разных условий теплопередачи.

Принимаем: диаметр трубок 32/20 мм; [6]

Определим энтальпию воды на выходе из охладителя дренажа:

По давлению и энтальпии воды на выходе из охладителя дренажа по [2] определим температуру: t``_од=202,5⁰С

Определим энтальпию питательной воды на входе в собственно подогреватель:

По давлению и энтальпии воды на входе в собственно подогреватель по [2] определим температуру: tв`_кп=176,8⁰С

Определим энтальпию питательной воды на выходе из КП:

По давлению и энтальпии воды на выходе из охладителя пара по [2] определим температуру: tв``_кп=203⁰С

Определим параметры питательной воды на выходе из ОП:

По давлению и энтальпии воды на выходе из охладителя пара по [2] определим температуру: tв``_оп=245⁰С

Сделаем проверку:

По давлению и энтальпии воды на выходе из охладителя пара по [2] определим температуру: t_2в=209,5⁰С

3.2.3 Расчет собственно подогревателя

Поверхность нагрева подогревателя определяется из уравнения теплопередачи

,

где

Среднелогарифмическая разность температур в подогревателе:

Определение коэффициента теплопередачи производим графоаналитическим методом.

Определим коэффициент теплоотдачи от стенок труб к воде:

Установим режим течения.

Принимаем скорость течения воды в трубках подогревателя равной ?_в=2 м/с [6]

Средняя температура воды:

Принимаем внутренний диаметр трубок собственно подогревателя равным d_вн=20 мм.

Удельный объем воды ?=0,001115 м³/кг [2]

Плотность воды ?=896,9 кг/м³

Кинематическая вязкость воды =0,1666•10^-6 м²/с

Коэффициент теплопроводности ?=0,6939 Вт/м•К

Критерий Прандтля Pr=0,9284

Число Рейнольдса при данных параметрах

Поскольку расчетное значение числа Рейнольдса Re=24•10⁴>Re_*=10⁴, режим течения в трубках теплообменника турбулентный. Тогда, выражение для нахождения коэффициента теплоотдачи можно определить по следующей формуле

Определим термическое сопротивление стенки труб собственно подогревателя:

?_ст=35,2 Вт/м•К - теплопроводность стенки трубы по [6]

?_ст=6 мм - толщина стенки трубы собственно подогревателя

- термическое сопротивление стенки труб собственно подогревателя

Определение коэффициента теплоотдачи от пара к стенке труб собственно подогревателя:

Коэффициент теплоотдачи можно рассчитать по следующей формуле:

где [2] = 0,6629 Вт/м•К и = 863,9 кг/м³ - коэффициент теплопроводности и плотность конденсата, = 0,1549•10^-6 м²/с - кинематическая вязкость конденсата, = 7,969 кг/м³ - плотность пара, = 1937 кДж/кг - удельная теплота конденсации пара,= 9,8 м/с² - ускорение свободного падения, = 32 мм - наружный диаметр труб.

Величина b определяется по средней температуре плёнки конденсата.

Средняя температура плёнки конденсата:

С помощью математического пакета MathCAD построим график зависимости ?t=f(q) и по графику определим значение плотности теплового потока при среднем логарифмическим напором ?t_сп=18,58⁰С.