Дефектоскопия оборудования энергоблока
Расчёт тепловой схемы на примере турбогенератора К-300-240 ХТГЗ. Выбор вспомогательного оборудования. Определение объемов продуктов сгорания и энтальпии. Регенеративный воздухоподогреватель. Выбор тягодутьевой установки, дымососов, дутьевых вентиляторов.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 02.03.2017 |
| Размер файла | 1,4 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1
13
СОДЕРЖАНИЕ
Реферат
Перечень сокращений, условных обозначений, символов
Введение
1. Обоснование проекта
2. Выбор типа и количества турбин
2.1 Построение процесса работы пара в турбине в h-s диаграмме и определение параметров пара
2.1.1 h-s диаграмма
2.2 Расчет тепловой схемы
2.2.1 Расчет сетевых подогревателей
2.2.2 Расчет подогревателей высокого давления (ПВД)
2.2.3 Расчет деаэратора
2.2.4 Расчет подогревателей низкого давления (ПНД)
3. Выбор типа и количества паровых котлов
4. Выбор вспомогательного оборудования ГРЭС
4.1 Выбор вспомогательного оборудования турбинного цеха
4.1.1 Выбор питательных насосов
4.1.2 Выбор конденсатных насосов
4.1.3 Выбор циркуляционных насосов
4.1.4 Выбор сливных насосов (дренажных насосов ПНД)
4.1.5 Выбор эжекторов
4.1.6 Выбор основных деаэраторов
4.1.7 Выбор подогревателей системы регенерации
5. Тепловой расчет котла ПК - 39
5.1 Характеристика и описание котла ПК-39
5.2 Определение объемов продуктов сгорания и энтальпии
5.3 Расчет объемов дымовых газов, трехатомных газов и водяных паров
5.4 Энтальпии продуктов сгорания
5.5 Тепловой расчет котельного агрегата
5.5.1 Тепловой баланс
5.5.2 Регенеративный воздухоподогреватель
5.5.3 Топка котла
5.5.4 Ширмы I ступени
6. Выбор вспомогательного оборудования котельного цеха
6.1 Выбор мельниц
6.2 Выбор тягодутьевой установки
6.2.1 Выбор дымососов
6.2.2 Выбор дутьевых вентиляторов
6.3 Выбор багерных насосов
7. Выбор оборудования, предназначенного для охраны окружающей среды от вредных выбросов
7.1 Выбор золоуловителя
7.2 Расчет дымовой трубы
8. Спецтема: Дефектоскопия оборудования энергоблока
Заключение
Библиографический список
Реферат
Конкин Максим Дмитриевич, гр. ЭНЗ - 430805у
Руководитель: Богатова Т.Ф.
Екатеринбург, 2017г.
Пояснительная записка: 98 стр. Графическая часть 7 л.
В работе дано описание ТЭС, мощностью 1200 МВт, её основного и вспомогательного оборудования, дана характеристика основного и вспомогательного оборудования блока 300 МВт, а также приведены схемы и методы дефектоскопии оборудования энергоблока.
В выпускной квалификационной работе, также, выполнен расчёт тепловой схемы на примере турбогенератора К-300-240 ХТГЗ. Выбор вспомогательного оборудования приведен на примере выбора типового оборудования турбоустановки К-300-240 ХТГЗ.
Расчет котельного агрегата был выполнен на примере котла ПК-39.
Выпускная квалификационная работа содержит 98 листов машинописного текста, 146 формул, 13 таблиц, 15 рисунков, 35 литературных и нормативных источника, графическая часть выполнена на 7 листах формата А1.
Перечень сокращений, условных обозначений, символов
БЗК - бак запасного конденсата
БГК - бак грязного конденсата
ВИК - визуальный и измерительный контроль
ВРЧ - верхняя радиационная часть
ВЭ - водяной экономайзер
ДБ - деаэраторный бак
ЗМТ - зона максимальной теплоемкости
КН - конденсатный насос
КЭС - конденсационная электростанция
МПД - магнитопорошковая дефектоскопия
НРЧ - нижняя радиационная часть
НК - неразрушающий контроль
ОД - охладитель дренажа
ОК - объект контроля
ОЭ - основной эжектор
ПВД - подогреватели высокого давления
ПК - Подольский котельный завод
ПНД - подогреватели низкого давления
ППТО - паро-паровой теплообменник
ПЭ - потолочный экран
ПЭН - питательный электронасос
ПЭП - пьезоэлектрический преобразователь
РГК - рентгенографический контроль
СП - сетевой подогреватель
СРЧ - средняя радиационная часть
ТГ - турбогенератор
ТЭС - тепловая электростанция
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль
УЗК - ультразвуковой контроль
УЗТ - ультразвуковая толщинометрия
ХВ - холодная воронка
ХТГЗ - Харьковский турбогенераторный завод
ЦВД - цилиндр высокого давления
ЦД - цветная дефектоскопия
ЦHД - цилиндр низкого давления
ЦСД - цилиндр среднего давления
ШПП - ширмовый пароперегреватель
Введение
Коррозия металлов затрагивает все сферы производственной деятельности человека. В настоящее время во всех областях народного хозяйства эксплуатируются металлические конструкции и детали, и вопросы защиты их от воздействия коррозионной среды весьма актуальны, особенно при использовании дорогостоящих конструкций во все усложняющихся условиях эксплуатации. Потери от коррозии стали и чугуна оцениваются в 20 - 30% их годового производства. Металл может подвергаться как общей, так и более опасной локальной коррозии, что может выводить оборудование из строя за 1 - 2 года его эксплуатации.
Часть металла, вышедшего из строя в результате коррозии, снова используется в металлургии, но около 10% металла теряется безвозвратно, рассеиваясь в виде продуктов окисления.
Повышенная склонность оборудования к коррозии связана с использованием агрессивных вод, а также оно эксплуатируется при высоких температурах и давлении, наличии высоких теплонапряжений. Идут процессы накипеобразования, ускоряющие развитие коррозии. Все это приводит к развитию практически всех видов коррозии.
Коррозионные повреждения металла в теплоэнергетике приводят к аварийным остановам оборудования, снижению его мощности, ограничению выработки электрической и тепловой энергии.
Одним из основных направлений защиты металла от коррозии под действием воды и пара является выбор коррозионно-стойких металлов. Например, присутствие в металле легирующих элементов, наличие на поверхности металла продуктов коррозии, образовавших окисную защитную пленку (магнетит на поверхности стали), тормозят процесс коррозии.
В целях обеспечения требуемого качества конечного продукта (законченного производством изделия) необходимо вести контроль не только качества материала, но и соблюдения режимов технологических процессов, «контролировать геометрические параметры, качество обработки поверхности деталей и др. Технические измерения, оценка качества обработанной поверхности (овальность, конусность, шероховатость и др.) несут информацию о внешней стороне дела. Это очень важно, но еще более важно проникнуть в материал, знать его структуру, химический состав, качество и глубину термической обработки, распределение внутренних напряжений, характер и распределение возможных внутренних и поверхностных металлургических дефектов.
Существуют различные методы контроля, их можно разделить на две большие группы: контроль качества с разрушением и без разрушения материала (заготовки, детали). Более эффективный контроль дефектов, нарушающих сплошность, однородность макроструктуры металла, отклонений химического состава следует проводить с помощью физических методов неразрушающего контроля - дефектоскопии, основанных на исследовании изменений физических характеристик металла. При использовании неразрушающих методов контроля устанавливаются нормы браковки, в противном случае изделия могут незаслуженно выбраковываться или, наоборот, проникать в эксплуатацию с дефектами. Применять методы неразрушающего контроля необходимо с учетом их возможности, чувствительности, производительности, эффективности. Неразрушающий контроль дает возможность проверить качество конструкций и материалов до использования их по назначению и тем самым не допустить использования дефектных конструкций при эксплуатации, а следовательно, предотвратить аварии и катастрофы. Данные о дефектах, полученные на ранних стадиях производства, позволяют техническим службам предприятия совершенствовать технологические процессы, улучшать режимы обработки металла в горячем и холодном состоянии. Применяя методы неразрушающего контроля, можно уменьшить вес деталей и всего изделия в целом путем уменьшения коэффициентов запаса прочности.
1. Обоснование проекта
Основной задачей моей выпускной квалификационной работы является тепловой расчет тепловой схемы ТЭС мощностью 1200 МВт, расположенной на Среднем Урале, выбор и расчёт основного и вспомогательного энергетического оборудования ТЭС, а также анализ проведения контроля металла на энергоблоке. Топливо - Экибастузский угль, добываемый в угольных разрезах № 1, 2, 3.
Для ТЭС мощностью 1200 МВт с котлом ПК - 39 и турбиной К - 300 - 240 ХТГЗ нужно 4 блока. ТЭС в наши дни оснащаются энергетическими блоками, мощность которых находится в пределах 200 - 800 МВт. Использование достаточно крупных агрегатов может позволить обеспечить более быстрое наращивание мощностей электрических станций. Достаточно приемлемая себестоимость электрической энергии, а также стоимость установленного киловатта мощностей станции может быть достаточно приемлемой.
Особо крупные по своему устройству КЭС в нынешние дни могут иметь мощность вплоть до 4 млн. кВт. Достаточно часто сооружаются электрические станции, мощность которых достигает 4 - 6,4 млн. кВт, и имеющие энергетические блоки, мощность которых находится в пределах 800 и 500 МВт. Мощность у современных КЭС обычно такая, что каждая из этих станций способна обеспечивать, электрической энергией достаточно крупный регион страны. Поэтому название электрических станций подобного типа также может быть следующим: государственная районная электрическая станция (ГРЭС).
Предельная мощность ГРЭС, как правило, может определяться некоторыми условиями водоснабжения, а также влиянием выбросов самой станции на окружающую ее среду.
В энергетике нашей страны на долю тепловых конденсаторных электрических станций приходится, как правило, до 60 % выработки всей электрической энергии. Важными особенностями ГРЭС, как правило, являются значительная удаленность от потребителей электрической энергии. Это в хорошей степени определяет в основном выдачу мощностей на достаточно высоких и достаточно сверхвысоких напряжениях. Также это определяет блочный принцип построения электрической станции.
Основные технико-экономические требования к КЭС -- высокая надёжность, манёвренность и экономичность. Требование высокой надёжности и манёвренности обусловливается тем, что производимая КЭС электроэнергия потребляется сразу же, т. е. КЭС должна производить столько электроэнергии, сколько необходимо её потребителям в данный момент.
Общий КПД современной КЭС (ГРЭС) - 35 - 42% и определяется: КПД усовершенствованного термодинамического цикла Ренкина (0,5 - 0,55), внутренним относительным КПД турбины (0,8 - 0,9), механическим КПД турбины (0,98 - 0,99), КПД электрического генератора (0,98 - 0,99), КПД трубопроводов пара и воды (0,97 - 0,99), КПД котлоагрегата (0,9 - 0,94).
На рис. 1. представлена принципиальная тепловая схема блока ГРЭС с турбоустановкой К-300-240 ХТГЗ.
Оборудование энергоблока является сложными и дорогостоящими изделиями. Даже незначительное повреждение оборудования может вызвать при эксплуатации непоправимые последствия и аварии с человеческими жертвами. Характерными и наиболее опасными дефектами являются повреждения элементов от питтинговой коррозии и коррозионного растрескивания, с помощью неразрушающих методов контроля можно обеспечить заданный уровень надежности, добиться увеличения долговечности с высокой эффективностью и производительностью.
Принципиальная тепловая схема блока с турбоустановкой К-300-240 ХТГЗ
Рис. 1.1 Схема турбоустановки К-300-240 ХТГЗ
1 - блоки парораспределения; 2 - паропроводы свежего пара; 3 - ЦВД, ЦСД, ЦНД турбины; 4 котел (парогенератор); 5 - блоки клапанов промперегрева; 6 - конденсатор; 7 - конденсатные насосы I ступени (КН I); 8 - блочная обессоливающая установка (БОУ); 9 - эжекторная группа (основной эжектор и эжектор уплотнений с охладителями пара); 10 - конденсатный насос II ступени (КН II); 11 - клапан регулятора уровня в конденсаторе; 12 - ПНД № 1; 13 - ПНД № 2; 14 - ПНД № 3а; 15 - ПНД № 3; 16 - ПНД № 4; 17 - ПНД № 5 с встроенным пароохладителем; 18 - деаэратор; 19 - бустерный насос; 20 - главный питательный насос с турбоприводом (ТПН); 21 - пускорезервный питательный насос с электроприводом (ПЭН); 22-24 - подогреватели высокого давления (ПВД № 6, 7, 8); 25 - охладитель дренажа ПНД № 3; 26 - бак расширительный; 27 - насос дренажный ПНД № 2 (ДН 2); 28 - трубопровод дренажа ПНД № 1 в конденсатор; 29, 30, 31 - установка сетевых подогревателей (пиковый и основной бойлеры, охладитель дренажа; 32 - испаритель; 33 - насос дренажный (ДН 1); 34 генератор; 35 - возбудитель; 36 - клапан обратный (КОС); 37 - клапан регулирующий ПНД и ПВД; 38 - насос сетевой воды; 39 - циркуляционный насос; I-IX - номера регенеративных отборов пара.
17
2. Выбор типа и количества турбин
По нормам проектирования мощность турбоагрегатов, входящих в объединенные энергосистемы, выбирается по возможности наибольшей для данного вида топлива с учетом перспективного развития объединенной энергосистемы, но не менее двух турбин. Учитывая это, выбираем для ТЭС мощностью 1200 МВт четыре турбины типа К-300-240 ХТГЗ. Основные технические характеристики турбины даны выше. Турбина К-300-240 ХТГЗ мощностью 300 МВт, рассчитанная на параметры 23,5 МПа и 560 0С с промежуточным перегревом пара до 560 0С, давлением в конденсаторе 3,43 кПа при частоте вращения 50 1/с, впервые изготовлена в 1960г. Турбина устанавливается в блоке с прямоточным котлом производительностью 960 т/ч. Свежий пар поступает во внутренний корпус ЦВД и протекает через одновенечную регулирующую ступень и десять нерегулируемых ступеней. Далее пар покидает ЦВД и по двум трубам направляется на промежуточный перегрев, откуда также по двум трубам подводится к двум комбинированным клапанам ЦСД. Далее пар проходит ЦСД и направляется в ЦНД, который является двухпоточным и симметричным. Отработавший в турбине пар тремя потоками направляется в конденсатор типа К-15240.
Таблица 2.1. Характеристики отборов турбины
|
№ отбора |
Из какого цилиндра |
Место отбора за i-ой ступенью |
Давление пара в отборе, МПа |
|
|
I |
ЦВД |
За 9-ой ступенью |
56 |
|
|
II |
ЦВД |
Из холодных ниток промперегрева |
40 |
|
|
III |
ЦСД |
За 4-ой ступенью |
15,6 |
|
|
IV |
ЦСД |
За 8-ой ступенью |
6,1 |
|
|
V |
ЦСД |
За 10-ой ступенью |
3,6 |
|
|
VI |
ЦНД |
Из паровпускной полости 2-го и 3-го потоков |
2,1 |
|
|
VII |
ЦНД |
За 1-ой ступенью 1-го потока |
1,18 |
|
|
VIII |
ЦНД |
За 2-ой ступенью 2-го и 3-го потоков |
0,54 |
|
|
IX |
ЦНД |
За 3-ей ступенью 2-го и 3-го потоков |
0,23 |
2.1 Построение процесса работы пара в турбине в h-s диаграмме и определение параметров пара
Строим процесс в h-s диаграмме, для чего используем точки со следующими параметрами:
Параметры точки О:
р0 = 235 бар
t0 = 560 0С;
Параметры точки О':
бар
t0' = 560 0С
h0' = 3399 кДж/кг;
Параметры точки А:
кДж/кг
рпосле ЦВД = 40,5 бар
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг;
Параметры точки А':
бар
t0' = 560 0С
h0' = 3599 кДж/кг;
Параметры точки В:
кДж/кг
рпосле ЦСД = 2,63 бар
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг;
Параметры точки В':
бар
hВ' = 2946 кДж/кг;
Параметры точки К:
кДж/кг
Рк = 0,034 бар
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг;
2.2. Расчет тепловой схемы
Таблица 2.2. Параметры основных элементов схемы
|
Наимено-вание величины |
Элементы схемы |
|||||||||||||
|
ПВД 8 |
ПВД 7 |
ПВД 6 |
Деаэратор |
ПНД 5 |
ПНД 4 |
ПНД 3 |
ПНД 3а |
ПНД 2 |
ПНД 1 |
Кон-денса-тор |
СП1 |
СП2 |
||
|
Ротб. пара |
56 |
40 |
15,6 |
15,6 |
6,1 |
3,6 |
2,1 |
1,18 |
0,54 |
0,23 |
0,034 |
2,1 |
6,1 |
|
|
hпара |
3060 |
3415 |
3390 |
3390 |
3120 |
3000 |
2900 |
2795 |
2715 |
2550 |
2318 |
2900 |
3120 |
|
|
Рв подогрев., бар |
56 |
40 |
15,6 |
6,86 |
6,10 |
3,60 |
2,10 |
1,18 |
0,54 |
0,23 |
- |
2,10 |
6,1 |
|
|
hконд.гр.пара(дрен-ажа) |
1191 |
1087,5 |
853,08 |
693,53 |
673,20 |
588,50 |
511,3 |
437,26 |
348,6 |
264,24 |
- |
511,3 |
673,20 |
|
|
hводы на вых. |
1182,6 |
1079,1 |
844,68 |
693,53 |
652,20 |
567,50 |
490,30 |
416,26 |
327,60 |
243,24 |
109,78 |
489,31 |
647,27 |
|
|
hводы на вх. |
1079,1 |
844,68 |
714,48 |
652,20 |
567,50 |
490,30 |
485,12 |
330,60 |
243,24 |
160,06 |
- |
329,82 |
489,31 |
|
|
hдренажа пара |
1121 |
886,58 |
763,48 |
- |
673,20 |
588,50 |
511,3 |
437,26 |
348,6 |
264,24 |
- |
511,3 |
673,20 |
Пользуясь данными таблиц воды и водяного пара и диаграммой процесса расширения пара в турбине, составляем сводную таблицу параметров пара в основных точках. Разность энтальпий конденсата реющего пара и питательной воды на выходе их подогревателя для ПВД принимаем 8,4 кДж/кг, для ПНД - 21 кДж/кг, для деаэратора - 0.
Энтальпия дренажа пара берется на 41,9 кДж/кг выше, чем энтальпия питательной воды на входе данного ПВД. Энтальпия воды на входе в ПВД 6 определяется с учетом повышения ее энтальпии питательным насосом.
2.2.1 Расчет сетевых подогревателей
Рис. 2.2 Схема сетевых подогревателей
Температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (СП) 2:
Энтальпия сетевой воды на выходе из СП 2:
Температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (СП) 1:
Энтальпия сетевой воды на выходе из СП 1:
Температура сетевой воды на входе в охладитель дренажа (ОД):
Энтальпия сетевой воды на входе в ОД:
Температура дренажа ОД:
Энтальпия дренажа ОД:
Расход сетевой воды:
Тепловой баланс СП 2:
Откуда Dсп2 будет равно:
Составим тепловой баланс охладителя дренажа и СП1:
Решаем эту систему уравнений совместно:
Подставим числовые значения и получим:
Преобразуем и получим:
Следовательно,
Коэффициент недовыработки мощности на СП1:
Коэффициент недовыработки мощности на СП2:
Предварительный расход пара на турбину:
2.2.2 Расчет подогревателей высокого давления (ПВД)
Рис. 2.3 Схема подогревателей высокого давления
Расход питательной воды:
Тепловой баланс ПВД 8 (Отбор №1):
Откуда:
Тепловой баланс ПВД 7 (Отбор №2):
Откуда:
Примем повышение температуры питательно воды в питательном насосе (ПН) 5 0С: , следовательно повышение энтальпии питательной воды в ПН составит: ;
Энтальпия воды на входе в ПВД 6:
Тепловой баланс ПВД 6 (Отбор №3):
Откуда:
2.2.3 Расчет деаэратора
Рис. 2.4 Схема деаэратора
Составим материальный баланс деаэратора:
Откуда: (1);
Составим тепловой баланс деаэратора:
Откуда находим:
(2);
Решаем (1) и (2) совместно, и получаем:
;
;
2.2.4 Расчет подогревателей низкого давления (ПНД)
Рис. 2.5 Схема подогревателей низкого давления
Тепловой баланс ПНД 5 (отбор №4):
Откуда:
Тепловой баланс ПНД 4 (отбор №5):
Откуда:
Тепловой баланс ПНД 3 (отбор №6):
Найдем энтальпию на входе в ПНД 3:
Примем недогрев в охладителе дренажа 6 0С, тогда температура питательной воды на входе будет равна: , следовательно, энтальпия на входе в ПНД 3 будет равна:
Тогда находим:
Тепловой баланс охладителя дренажа (ОД):
Найдем энтальпию дренажа ОД:
Тогда:
Тепловой баланс ПНД 3а (отбор №7):
Примем в точке смешения 3 кДж/кг, тогда
Следовательно:
Тепловой баланс ПНД 2 (отбор №8):
Откуда найдем:
Расчет точки смешения:
Откуда:
Тогда, следовательно, значением задались верно.
Тепловой баланс ПНД 1 (отбор №9):
Оценим энтальпию на входе в ПНД 1:
Подогрев основного конденсата в охладителях пара основного эжектора и эжектора уплотнений , следовательно, энтальпия на входе в ПНД 1 будет равна:
Тепловой баланс ПНД 1:
Откуда найдем:
Оценка расхода пара в конденсатор:
Внутренняя мощность турбины:
Тогда найдем электрическую мощность турбогенератора:
Небаланс мощности составит:
Поправка расхода пара на турбину:
Уточнение расхода пара на турбину:
Уточнение значения коэффициента регенерации:
3. Выбор типа и количества паровых котлов
Для ГРЭС и блочных ТЭЦ количество котлов всегда равно количеству турбин. Производительность котлоагрегата, работающего в блоке с турбиной (независимо от ее типа), выбирается по максимальному пропуску пара через турбину при номинальной мощности энергоблока с учетом расхода пара на собственные нужды и запасом 3 %. Резервные паровые котлы на таких ТЭЦ не устанавливаются. Выбираем для установки паровой котел типа ПК-39-II (Пп 960/265, 560/560) подольского машиностроительного завода. Всего на ГРЭС устанавливаем 4 двухкорпусных котла, по одному двухкорпусному котлу на турбину.
Таблица 3.1. - Технические характеристики котла ПК-39-II
(Пп 960/275, 560/560)
|
Паропроизводительность котла |
D |
960 т/ч |
|
|
Расход вторичного пара |
Dвт |
760 т/ч |
|
|
Температура питательной воды |
tпв |
265С |
|
|
Давление питательной воды |
Рпв |
320 кгс/смІ |
|
|
Температура свежего пара |
tпп |
560 |
|
|
Давление свежего пара |
Pпп |
255 кгс/смІ |
|
|
Температура вторичного пара на входе в котельный агрегат |
330С |
||
|
Давление вторичного пара на входе в котельный агрегат |
41 кгс/смІ |
||
|
Температура вторичного пара на выходе из котельного агрегата |
560 С |
||
|
Давление вторичного пара на выходе из котельного агрегата |
39,5 кгс/смІ |
||
|
Температура уходящих газов |
ух |
130 С |
Рис. 2.6 - Общий вид котла ПК-39 (продольный разрез)
4. Выбор вспомогательного оборудования ТЭС
Для блочной станции выбор вспомогательного оборудования производится для блока №1.
4.1 Выбор вспомогательного оборудования турбинного цеха
4.1.1 Выбор питательных насосов
Производительность питательных насосов определяется максимальным расходом питательной воды с запасом не менее 5 %. На блоках с закритическим давлением пара Р0 = 240 ата (23,5 МПа) устанавливаются питательные насосы с турбоприводом. При установке на блок одного турбонасоса производительностью 100 % дополнительно устанавливается насос с электроприводом производительностью 30 - 50 %.
Максимальное количество питательной воды определяется максимальным расходом ее котлом с запасом 5 - 8 %.
т/ч,
где D - производительность котла.
Объемный расход питательной воды, по которому выбирается производительность насоса:
м3/ч,
где - плотность воды.
Напор питательного насоса должен быть не меньше суммарного напора, который затрачивается на преодоление гидравлического сопротивления. Расчетный напор питательного насоса можно приближенно считать:
кгс/см2
Мощность на валу питательного насоса:
кВт
Мощность, потребляемая электродвигателем питательного насоса при наличии гидромуфты и редуктора:
кВт
Выбираем для установки питательный насос с турбоприводом ПН-1135-340:
производительность - 1135 м3/ч и напор - 34 МПа. Дополнительно устанавливаем насос с электроприводом ПЭ-600-300-2: производительность - 600 м3/ч, напор - 30 МПа, мощность электродвигателя 6000 кВт.
4.1.. Выбор конденсатных насосов
Расчетная производительность конденсатных насосов:
т/ч,
где т/ч - максимальное количество пара, поступающего в конденсатор турбины (из характеристики турбины).
Для откачки конденсата из конденсатора турбины выбираем три насоса - два рабочих и один резервный, первого подъема КсВ-500-85, имеющих подачу - 500 м3/ч, напор - 85 кгс/см2. Мощность, потребляемая конденсатными насосами первой ступени:
кВт
Мощность электродвигателя с учетом возможных перегрузок принимается на 15 - 20 % больше, чем мощность конденсатного насоса:
кВт
Для подачи конденсата к регенеративным подогревателям выбираем три насоса второго подъема - два рабочих и один резервный: КсВ-500-220, имеющих подачу - 500 м3/ч, напор - 220 кгс/см2. Мощность, потребляемая конденсатными насосами второй ступени:
кВт
Мощность электродвигателя с учетом возможных перегрузок принимается на 15 - 20 % больше, чем мощность конденсатного насоса:
кВт
4.1.3 Выбор циркуляционных насосов
Согласно нормам технологического проектирования, на ТЭС с блочными схемами циркуляционные насосы, подающие воду в конденсаторы, устанавливаются в блочных насосных станциях.
На каждый корпус конденсатора предусматривается один циркнасос, при этом число насосов на турбину должно быть не менее двух, а их суммарная подача должна быть равна расчетному расходу охлаждающий воды на турбину.
Расход охлаждающей воды, подаваемой в конденсатор Gу = 34805 м3/ч (из характеристик турбины).
Общий расход циркуляционной воды на ТЭС с учетом расходов на маслоохладители и газоохладители и др.:
м3/ч
По известной величине выбираем циркуляционный насос типа ОПВ2-110МБ, имеющий подачу - 18000 м3/ч, напор - 15 м. вод. ст., к.п.д. - 0,87, диаметр рабочего колеса - 1100 мм. Исходя из вышеперечисленных характеристик насоса, рассчитаем мощность, потребляемую циркуляционным насосом:
кВт
Мощность электродвигателя с учетом возможных перегрузок принимается на 15 - 20 % больше, чем мощность циркуляционного насоса:
кВт
Всего на турбину установим два циркуляционных насоса.
4.1.4 Выбор сливных насосов (дренажных насосов ПНД)
Расход дренажа через сливные насосы:
кг/с
Соответственно выбираем сливной насос типа КсВ-200-220, имеющий подачу - 200 м3/ч, напор - 220 кгс/см2, к.п.д. - 0,65. Исходя из вышеперечисленных характеристик насоса, рассчитаем мощность, потребляемую сливным насосом:
кВт
Мощность электродвигателя с учетом возможных перегрузок принимается на 15 - 20 % больше, чем мощность сливного насоса:
кВт
Всего на турбину установим два сливных насоса (дренажных насосов ПНД).
4.1.5 Выбор эжекторов
Выбор эжекторов осуществляется по справочному материалу в соответствии с установленным типом турбины, поэтому выбираем для установки два пароструйных эжектора ЭП-3-25/75.
4.1.6 Выбор основных деаэраторов
Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен составлять для блочных ГРЭС 3,5 мин (или 0,06 часа):
тонн
Суммарная производительность деаэраторов по питательной воде определяется по максимальному ее расходу. Устанавливаем два деаэратора на каждый блок: ДСП-500, номинальной производительностью 500 т/ч, с рабочим давлением 7 кгс/см2.
4.1.7 Выбор подогревателей системы регенерации
Для системы регенерации принимаем к установке:
|
Подогреватели низкого давления |
№1 |
ПН-400-26-2-IV |
|
|
№2 |
ПН-400-26-7-II |
||
|
№3а |
ПН-400-26-7-II |
||
|
№3 |
ПН-400-26-7-II |
||
|
№4 |
ПН-400-26-7-V |
||
|
№5 |
ПН-400-26-7-I |
||
|
Подог реватели высокого давления |
№6 |
ПВ-900-380-18-1 |
|
|
№7 |
ПВ-1200-380-42-1 |
||
|
№8 |
ПВ-900-380-66-1 |
5. Тепловой расчет котла ПК-39 (Пп-950/255)
5.1 Характеристика и описание котла ПК - 39 (Пп-950/255)
Прямоточный котёл двухкорпусной, изготовлен Подольским машиностроительным заводом им. Орджоникидзе (ЗИО) для работы в блоке с турбиной К-300-240. Котельный агрегат имеет паропроизводительность 950 т/час, давление острого пара на выходе из котла Ро=255 кгс/смІ и температуру 545єС.
Вторичный пар поступает в котел в количестве 760 т/час после ЦВД турбины, перегревается до 545єС и направляется в ЦСД с давлением 39,5 кгс/смІ.
Каждый корпус имеет Т-образную компоновку. Оба корпуса аналогичны по конструкции.
Котлоагрегат спроектирован для камерного сжигания каменного угля с подсушкой и размолом его по схеме прямого вдувания. Наличие четырёх опускных конвективных газоходов позволило обеспечить в них небольшие (по условиям износа труб) скорости газов.
Пароводяной тракт котла, как по первичному, так и по вторичному пару, разделен на четыре однотипных потока по два на каждый корпус. Расположение и конструктивное оформление поверхностей нагрева обоих корпусов совершенно одинаковое и за счет использования отключающих задвижек на паропроводах и питательных трубопроводах каждый корпус котла может работать самостоятельно с нагрузкой равной половине общей производительности котла.
Котлоагрегат имеет отдельный каркас и установлен в типовом здании из сборного железобетона, в ячейке котельного отделения с пролетом 51м и шагом колонн 12м. Оба корпуса котла расположены вдоль котельной, фронтом в сторону турбины.
Габариты корпуса по осям колонн. (Без воздухоподогревателей):
|
Длина (вдоль фронта) |
21м |
|
|
Ширина |
12м |
|
|
Верхняя отметка котла (по изоляции теплообменника) |
48,1м |
|
|
Расстояние между корпусами |
2м |
Котлоагрегат оборудован двумя дымососами типа ДО-31.5, размещенными в отдельном здании вне главного корпуса, и двумя дутьевыми вентиляторами типа ВДН-242-II. Схема газовоздушных трактов и их конструктивное исполнение одинаково для обоих корпусов и не имеет каких-либо поперечных связей по воздуху и газам.
Для подогрева воздуха на котел устанавливаются 4 регенеративных воздухоподогревателя типа ВПР-9.
Тракт пылеприготовления выполнен по схеме прямого вдувания. Для размола угля применены молотковые мельницы ММТ-2000/2600-590 с воздушно-проходным сепаратором - по 4 мельницы на корпус. Мельницы работают под наддувом. Подача угля в мельницы из бункеров осуществляется шнековыми питателями сырого угля. Каждая мельница обслуживает 3 турбулентных горелки верхнего или нижнего яруса с одной стороны топки. Для вентиляции и устойчивой транспортировки пыли на каждую мельницу установлен вентилятор горячего дутья типа ВГД-18,5 на бл.3,4,5; ВГД-15,5 на бл.6; ВГДН-15 установлен на 3ВГД-Ж, к-1А,2А,Б по одному на каждую мельницу.
Горелки комбинированного типа со встроенной мазутной форсункой для растопки котла. На каждой боковой стене расположено 6 горелок в два яруса.
Котлоагрегат выполнен с сухим шлакоудалением. Под холодной воронкой каждой топки имеются 3 шнековых устройства непрерывного механизированного шлакоудаления. Улавливание золы осуществляется в золовых бункерах конвективной шахты и
-в четырех эл.фильтрах типа ЭГА- бл.1,2;
-в трехпольных эл.фильтрах фирмы «Лурги» (Германия) по одному на корпус - бл.3;
-в 4-х польных эл.фильтрах производства завода «Эдгар Андре» Германия - по одному на корпус на бл.4,5,6.
Схема гидравлического золошлакоудаления станции оборудована смывными насосами 12ПДС-60 и 14Д-6 (внутренний гидрозатвор) и багерными насосами 12Гр-8Т-2, 1НрТ-1600/50.
Пароводяной тракт котла.
Таблица 5.1 - основные параметры пароводяного тракта котла.
|
Паропроизводительность котла |
D |
950 т/ч |
|
|
Расход вторичного пара |
Dвт |
760 т/ч |
|
|
Температура питательной воды |
tпв |
265С |
|
|
Давление питательной воды |
Рпв |
320 кгс/смІ |
|
|
Температура свежего пара |
tпп |
545С |
|
|
Давление свежего пара |
Pпп |
255 кгс/смІ |
|
|
Температура вторичного пара на входе в котельный агрегат |
330С |
||
|
Давление вторичного пара на входе в котельный агрегат |
41 кгс/смІ |
||
|
Температура вторичного пара на выходе из котельного агрегата |
545С |
||
|
Давление вторичного пара на выходе из котельного агрегата |
39,5 кгс/смІ |
||
|
Температура уходящих газов |
ух |
130 С |
Котлоагрегат состоит из двух однотипных корпусов, объединенных в тепловой схеме по принципу «дубль-блока» с общим потребителем - паровой турбиной К-300-240.
Принципиальная схема пароводяного тракта котла выполнена 4-х поточной. По первичному тракту каждый поток имеет автономное регулирование питания и температуры.
По тракту промперегрева - распределение пара после ЦВД турбины осуществляется покорпусно. Распределение потока пара на каждом корпусе котла на две самостоятельные нитки выполнено для упрощения способа регулирования температуры пара промперегрева, благодаря симметричному расположению ниток в газоходах корпуса котла. В каждом корпусе котла расположены элементы двух потоков, включающие следующие поверхности нагрева (по движению среды).
Таблица 5.2 - основные параметры поверхностей нагрева котла.
|
Наименова-ние поверхнос-ти |
Расчетная поверхность нагрева, м2 |
Давле-ние выхода,кгс/смІ |
Темпе-ратура, С |
Диаметри толщи-на стенки трубы, мм |
Материал (сталь) |
Количест-во включен-ных труб |
|
|
ВЭ |
6600 |
295 |
265 |
325 |
Ст.20 |
544 1200 |
|
|
НРЧ-1,2 |
842 |
296 |
311 |
325 |
12Х1МФ |
336 1900 |
|
|
ХВ |
254 |
296 |
391 |
325 |
12Х1МФ |
320 2000 |
|
|
ЗМТ |
4800 |
291 |
399 |
324 |
12Х1МФ |
544 1000 |
|
|
СРЧ-1,2 |
856 |
288 |
404 |
326,5 326 |
12Х2МФ 12Х1МФ |
522 1400 1500 |
|
|
ПЭ |
413 |
284,5 |
462 |
325 |
12Х1МФ |
600 1060 |
|
|
ШПП-1 |
873 |
282 |
475 |
326,5 326 |
12Х2МФ Х18Н12Т |
704 1250 |
|
|
ППТО |
890 835 |
279 |
501 |
324 |
12Х1МФ |
504 1100 |
|
|
ВРЧ |
607 |
277 |
455 |
326 |
12Х1МФ |
528 1280 |
|
|
ШПП-2 |
873 |
271,6 |
482 |
326 326,5 326 |
Х18Н12Т 12Х2МФ 12Х1МФ |
704 1286 |
|
|
ШПП-3 |
1190 |
268,7 |
526 |
326 |
12Х1МФ Х18Н12Т |
832 986 |
|
|
ШПП-4 |
1190 |
261,8 |
537 |
326 |
12Х1МФ Х18Н12Т |
832 1010 |
|
|
ППТО |
890 835 |
41,0 |
330 |
16810 |
12Х1МФ |
72 94,5 |
|
|
КПП-I |
1070 |
40,8 |
382 |
574 |
12Х1МФ |
544 207 |
|
|
КПП-II |
3210 |
40,1 |
464 |
575,5 |
12Х2МФ 12Х1МФ |
544 233 |
|
|
КПП-II бл.2,3 |
574 |
Х18Н12Т |
|||||
|
Наименование |
Температура на входе |
Температура на входе |
|||||
|
РВП гор. |
106800 |
Газ |
348 |
165 |
|||
|
Воздух |
79 |
312 |
|||||
|
РВП хол. |
12000 |
газ |
165 |
135 |
|||
|
45 |
70 |
Первичный тракт
Водяной экономайзер одноступенчатый, включенный по схеме противотока, расположен в конвективной шахте и является последней по ходу газов ступенью поверхностей нагрева. Входные камеры питательной воды расположены на фронтовых стенах конвективных шахт.
Нижняя радиационная часть состоит из настенных экранов, экранирующих топку по всем четырем стенам между отм.8,37-21,22
НРЧ-1 экранирует фронтовую (заднюю) стенку топки. В этой поверхности поток делится на 4 подпотока: 4 ленты по 21 трубе в каждой, 4 выходных камеры расположены - в верхней части НРЧ на этой же отметке и две на боковых стенках. Ленты НРЧ выполнены в виде вертикальных 3-х ходовых змеевиков, подвешенных на каркасе котла.
НРЧ-2 экранирует боковые стенки топки. 4 входных камеры расположены в нижней части НРЧ, а 4 выходные - в верхней.
Холодная воронка (ХВ) состоит из объемных трубных блоков, представляющих собой 4-х гранную усеченную пирамиду: большим основанием к верху является основанием топки. В этой поверхности поток делится на 4 подпотока, т.е. 4 выходных и 4 входных камеры, соединенные 4-х ходовыми горизонтальными змеевиками, экранирующими фронтовую и левую стенки для одного потока и заднюю и правую - для другого. Камеры расположены с фронта корпуса для одного потока и сзади корпуса - для другого.
Зона максимальной теплоемкости одноступенчатая, включенная по схеме противотока, расположена в конвективных шахтах, в зоне умеренных температур. Каждый корпус имеет две ЗМТ, по одной на поток. Входные и выходные камеры расположены на задних стенках конвективных шахт. Пакет ЗМТ состоит из 8-ми ходовых змеевиков, расположенных горизонтально.
Средняя радиационная часть состоит из настенных экранов, закрывающих самую узкую часть топки, т.е. «пережим»; СРЧ каждого потока разделяется на два подпотока: один подпоток - экраны фронтовой (задней) стены топки и другой - экраны боковой стены. Каждый подпоток, кроме того, делится на СРЧ-1 и СРЧ-2. Экран боковой стены СРЧ-1 и СРЧ-2 выполнен в виде ленты, состоящей из U - образных горизонтальных змеевиков. За СРЧ-1 имеется смесительная камера 24545, после которой среда попадает в змеевики СРЧ-2. Экраны фронтовой (задней) стены СРЧ-1 и СРЧ-2 также соединены между собой смесительной камерой, выполненной в виде ленты, состоящей из U - образных горизонтальных змеевиков. Входные и выходные камеры расположены на фронтовой (для одного потока) и задней (для второго потока) стенах топки.
Потолочный экран в виде сплошной экранной поверхности, экранирующей потолок котла, и разделённой по оси каждого корпуса на два контура, каждый из них имеет свои входные и выходные камеры, т.е. два потока. Трубы камеры ПЭ подвешены к каркасу и несут обмуровку. Крепление труб состоит из 7-ми рядов жестких подвесок, расположенных равномерно по глубине корпуса параллельно входной (выходной) камере. ПЭ выполнен из 2-х ходовых горизонтальных змеевиков, по 150 шт. на поток. Входные и выходные камеры расположены в так называемом «теплом ящике». В потолочном экранировании имеется разводки труб:
- для ремонтных лючков
- для ширм 1,2,3,4 ступеней.
Ширмовой пароперегреватель состоит из 4-х ступеней. Первая ступень ШПП-I имеет 32 ширмы, размещенные по16 в правой и левой половине корпуса. 8 ширм примыкают к фронтовой стене котла и 8 ширм к задней стене.
Каждая ширма состоит из 11 вертикальных 4-х змеевиков и имеет входящую и выходящую камеры, которые соответственно подсоединяются к входному и выходному коллекторам ширм. Исключение представляет первый (обрамляющий) змеевик, 2-х ходовой, и выполнен из ст.Х18Н12Т, тогда как остальные змеевики выполнены из ст. 12Х2МФСР. Камеры и сбросные коллектора ширм расположены в «тёплом ящике». Ширмы крепятся подвесками к каркасу потолка с шагом 324 мм.
Паровой теплообменник (ППТО) сконструирован из 4-х пакетов (по 2 на каждый корпус). Каждый пакет состоит из 18 секций на бл. 1, 2 и 17 секций на бл. 3, 4, 5, 6. Секция представляет собой горизонтальную U-образную петлю из трубы 16810, заполненную пучком из труб диаметром 324мм, через который проходит первичный пар. Внутри трубы 168мм проходит вторичный пар, который затем поступает в КПП. Движение первичного и вторичного пара встречное. Входные и выходные камеры первичного и вторичного трактов параллельны боковой стене конвективной шахты и расположены над левым и правым углами топки. Вход и выход первичного пара со стороны задней стены, вторичного - с фронта котла. После ППТО первичный тракт разделяется встроенной задвижкой и байпасирующим её растопочным узлом на две части: испарительную и перегревательную. Такое разделение первичного тракта создает условие для ускоренного пуска, т.е. с помощью арматуры растопочного узла имеется возможность пуска блока на скользящих параметрах перед турбиной при закритических параметрах в испарительной части котла.
Верхняя радиационная часть выполнена из горизонтальных труб, охватывающих фронтовую, заднюю и боковые стены поворотной камеры, и разделена продольной осью корпуса на два потока. Каждый поток ВРЧ делится на 4 выходных (на фронтовой стене) камеры 16825. Лента подпотока состоит из 33-х 3-х ходовых горизонтальных змеевиков 324. ВРЧ конструктивно расположена между СРЧ и ПЭ. В блоках имеются разводки под взрывные клапаны. Для обеспечения тепловых зазоров поверхностей нагрева ВРЧ, ленты, расположенные на задней и фронтовых стенах, стыкуются при монтаже к боковым лентам с холодным натягом длиной 70 мм.
Вторая ступень ШПП-II имеет 32 ширмы, расположенные симметрично по 16 в центре правой и левой половин корпуса между ширм первой ступени. Ширмы ШПП-II аналогичны ширмам ШПП-I за исключением конструктивного размещения входных и выходных камер.
Третья ступень ШПП-III по ходу газов расположена за первой ступенью ширм и подвешена над конвективной шахтой. Она состоит из 32 ширм, расположенных по 16 в правой и левой половинах корпуса. Восемь ширм примыкают к фронтовой стене котла и 8 - к задней. Шаг 324мм. Каждая ширма состоит из 13 вертикальных 4-х ходовых змеевиков, за исключением первого (обрамляющего) 2-х ходового.
Четвертая ступень ШПП-IV имеет 32 ширмы, расположенные по 16 по ходу газов за ШПП-II. Конструктивное исполнение аналогично ШПП-III за исключением размещения входных и выходных камер. Входные камеры подсоединены к сбросному коллектору. Ширмы крепятся жесткими подвесками к каркасу потолка с шагом 324мм.
Вторичный тракт.
КПП-I ступени - пароперегреватель - расположен в конвективной шахте над ЗМТ, включен по схеме противотока. Пакет состоит из горизонтальных змеевиков 574. корпус имеет два КПП-I - по одному в каждой конвективной шахте. Входные и выходные камеры расположены с фронта котла.
КПП-II ступени - расположены в конвективной шахте над пакетами КПП-I - по схеме прямотока, труб 575,5. входные и выходные камеры КПП-II расположены на фронтовых стенах конвективных шахт.
Регулирование температур.
Регулирование температуры первичного пара по тракту производится тремя постоянно действующими впрысками, а при режимах растопки - растопочным впрыском на выходе из котла (за ширмами IV ступени).
Впрыск 1 - производительность 33 т/час на четыре потока, осуществлен в рассечку потолочного экрана и ширм 1 ступени. Снижая температуру среды до величины 14 єС, впрыск обеспечивает поддержание расчетных температур по тракту за ним, а также позволяет устранить возможные перекосы в потоках, возникающие за счет их разных тепловосприятий.
Впрыск 2 - производительность 24 т/час на четыре потока, выполнен за пакетами ППТО и дает возможность поддерживать температуру пара на входе в ВРЧ в пределах ±10 єС. Выполняя те же функции, что и впрыск 1, он обеспечивает зону действия для регулятора температуры острого пара (впрыск 3) и повышает гибкость общего регулирования температур по тракту котла.
Впрыск 3 - производительность 24 т/час на 4 потока, осуществлен в рассечку III и IV ступени и предназначен для подрегулировки температуры острого пара в допустимых пределах для работы турбины. Температурный напор, снимаемый впрыском III, достигает 7 єС.
Растопочный впрыск - производительность 16 т/час на 4 потока, используется для корректировки температуры перегретого пара при работе котла в растопочных режимах, в зависимости от скорости прогрева металла главных паропроводов и общего графика нагрузки блока. Для регулирования температур по тракту промперегрева используются предусмотренный для этой цели в схеме котла паровой теплообменник , где за счет перепада температур происходит передача тепла от первичного пара к вторичному. Установленный в каждом потоке промперегрева (перед ППТО) байпасные клапаны позволяют изменять кол-во проходящего через теплообменник вторичного пара, обеспечивая тем самым необходимый диапазон регулирования его температуры. Величина байпасирования вторичным потоком ППТО достигает 63% от общего расхода вторичного пара на котел.
Регулирование температур промперегрева в некоторых пределах можно выполнять также путем воздействия на впрыск 1, т.е. изменяя температуру греющего пара (первичного) на входе в ППТО.
Для критических положений имеется аварийный впрыск отдельно в каждую нитку вторичного перегрева, расположенный между КПП-1 и КПП-2, на корпусе 1Б между ППТО и КПП-1.
Каркас котла
Металлоконструкции котла состоят из 2-х симметричных корпусов, расположенных на расстоянии 2 м от друга. Общий размер в плане обоих корпусов составляет 14х12 м при высоте 43 м.
Пространственная жесткость корпусов котла обеспечивается вертикальным и горизонтальным жесткостями и горизонтальными фермами-площадками на отм.9.600, 17.00,24.400,34.400. Каркас располагается внутри котельной, обирание промежуточных площадок между котлом и зданием предусмотрено подвижным. Стыковка колонн осуществляется через фрезированные торцы колонн с последующей сваркой. Колонны каркас котла, расположенные по углам топочных камер и конвективных газоходов - сварные, двутаврового профиля. На колонны передаются нагрузка от поверхностей нагрева, обшивки и др. технологических элементов котельного агрегата. Все заводские и монтажные соединения сварные. Башмаки колонн крепятся к фундаменту с помощью анкерных болтов и закладных двутавров. Верх закладных двутавров выверяется по нулевой отметке. Конструкция каркаса котла предусматривает ведение монтажа отдельными блоками из металлоконструкций, трубных поверхностей, обмуровки.
|
5.2 Определение объемов продуктов сгорания и энтальпии Таблица 5.3. |
||||||
|
№ п.п |
Наименование показателей |
Обозн. |
Ед. измерения |
Способ определения |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
3.1. Топливо |
||||||
|
1 |
ЭКИБАСТУЗСКИЙ УГОЛЬ МАРКИ - СС (УГОЛЬНЫЕ РАЗРЕЗЫ № 1, 2, 3) |
|||||
|
2 |
Содержание влаги в рабочей массе топлива |
Wр |
% |
Дано |
7 |
|
|
3 |
зольность топлива |
Aр |
% |
Дано |
38,1 |
|
|
4 |
Содержание серы колчеданной и органической |
Sрк+ор |
% |
Дано |
0,8 |
|
|
5 |
Содержание углерода |
Cр |
% |
Дано |
43,4 |
|
|
6 |
Содержание водорода |
Hр |
% |
Дано |
2,9 |
|
|
7 |
Содержание азота |
Nр |
% |
Дано |
0,8 |
|
|
8 |
Содержание кислорода |
Oр |
% |
Дано |
7 |
|
|
9 |
Выход летучих на горючую массу |
Vг |
% |
Дано |
30 |
|
|
10 |
Низшая теплота сгорания |
Qрн |
ккал/кг |
Дано |
4000 |
|
|
11 |
Теоретическое кол-во сухого воздуха, необходимого для полного сгорания 1 кг твердого топлива (коэф. избытка воздуха a=1) |
V0 |
нм3/кг |
0,0889*(Ср+0,375*Sрк+ор)+0,265*Hр-0,0333*Ор |
4,4203 |
|
|
12 |
Теоретический объём азота |
V0N2 |
нм3/кг |
0,79*V0+0,8*Nр/100 |
3,4985 |
|
|
13 |
Объём трехатомных газов |
VRO2 |
нм3/кг |
1,866*Cр+0,375*Sрк+ор 100 |
0,8154 |
|
|
14 |
Теоретический объём водяных паров |
V0H2O |
нм3/кг |
0,111*Hр+0,0124*Wр+ +0,0161*V0 |
0,4799 |
|
|
15 |
Коэффициент избытка воздуха в топке |
бг |
Таблица 2 [4] |
1,2 |
||
|
19 |
Величина присосов воздуха в промежуточном перегревателе |
ДбКПП |
Таблица 5 [4] |
0,03 |
||
|
20 |
Коэффициент избытка воздуха на выходе из промежуточного перегревателя |
бКПП |
бт+ДбКПП |
1,23 |
||
|
21 |
Средний коэффициент избытка воздуха в промежуточном перегревателе |
бКППср |
(бт+бКПП)/2 |
1,215 |
||
|
22 |
Величина присосов воздуха в переходной зоне котла |
ДбЗМТ |
Таблица 5 [4] |
0,03 |
||
|
23 |
Коэффициент избытка воздуха на выходе из переходной зоны котла |
бЗМТ |
бКПП+DaЗМТ |
1,26 |
||
|
24 |
Средний коэффициент избытка воздуха в переходной зоне котла |
бЗМТср |
(бКПП+бЗМТ)/2 |
1,245 |
||
|
25 |
Величина присосов воздуха в водяной экономайзер |
ДбВЭ |
Таблица 5 [4] |
0,02 |
||
|
26 |
Коэффициент избытка воздуха на выходе из водяного экономайзера |
бВЭ |
бЗМТ+?бВЭ |
1,28 |
||
|
27 |
Средний коэффициент избытка воздуха в водяном экономайзере |
бВЭср |
(бЗМТ+бВЭ)/2 |
1,27 |
||
|
28 |
Величина присосов воздуха в регенеративный воздухоподогреватель |
ДбРВП |
Таблица 5 [4] |
0,2 |
||
|
29 |
Коэффициент избытка воздуха на выходе из регенеративного воздухоподогревателя |
бРВП |
бВЭ+?бРВП |
1,48 |
||
|
30 |
Средний коэффициент избытка воздуха в регенеративном воздухоподогревателе |
бРВПср |
(бВЭ+бРВП)/2 |
1,38 |
||
|
31 |
Доля золы топлива, уносимой газами |
аун |
Таблица 2 [4] |
0,95 |
||
|
32 |
Приведенная величина уноса золы из топки |
Ап |
103*аун*Ар/Qрн |
9,0488 |
||
|
33 |
Энтальпия продуктов сгорания на 1кг сжигаемого топлива |
I |
ккал/кг |
I0г+(б-1)*I0в |
||
|
34 |
Энтальпия дымовых газов при ?=1 и температуре ? |
I0г |
ккал/кг |
VRO2*(C?)RO2+V0N2*(C?)N2+V0H2O*(C?)H2O+Iзл |
||
|
35 |
Так как Ап>6, к энтальпии дым. газов добавляем энтальпию золы |
Iзл |
ккал/кг |
(C?)зл*Ар/100*аун |
||
|
36 |
Энтальпия теоретически необходимого количества воздуха |
I0в |
ккал/кг |
V0*(C?)в |
|
5.3 Объемы дымовых газов, трехатомных газов и водяных паров Таблица 5.4. |
|||||||||
|
Наимено-вание показате-лей |
Обоз-наче-ние |
Един. изме-рения |
Способ определения |
V0 = 4,42033 |
VRO2= 0,81544 |
||||
|
VN2 0 = 3,49846 |
V0H2O= 0,47987 |
||||||||
|
Топка |
КПП |
ЗМТ |
ВЭ |
РВП |
|||||
|
Коэф. избытка воздуха за поверхностями нагрева |
б |
отн. единицы |
Из расчета коэф.избытка воздуха |
1,2 |
1,23 |
1,26 |
1,28 |
1,48 |
|
|
Средний коэф. избытка воздуха в поверх. нагрева |
б ср |
отн. единицы |
Из расчета коэф.избытка воздуха |
1,22 |
1,245 |
1,27 |
1,38 |
||
|
Действительный объем водяных паров за поверх.нагрева |
VH2O |
нм3/кг |
VоH2O+0,0161*(б -1)*Vо |
0,494 |
0,496 |
0,498 |
0,500 |
0,514 |
|
|
Средний действ.объем воданых паров в поверх.нагрева |
VH2Oср |
нм3/кг |
VоH2O+0,0161*(б ср-1)*Vо |
0,495 |
0,497 |
0,499 |
0,507 |
||
|
Объем дымовых газов за пов.нагр |
Vг |
нм3/кг |
VRO2+VoN2+VH2O+(б -1)*Vо |
5,692 |
5,827 |
5,962 |
6,051 |
6,950 |
|
|
Средний объем. дым. газов в поверх.нагрева |
Vгср |
нм3/кг |
VRO2+VoN2+VH2O+(б ср-1)*Vо |
5,759 |
5,894 |
6,006 |
6,501 |
||
|
Объемная доля трехатомных газов за поверх.нагрева |
rRO2 |
VRO2/Vг |
0,143 |
0,140 |
0,137 |
0,135 |
0,117 |
||
|
Средняя объемная доля трехат. газов в поверх.нагрева |
rRO2ср |
VRO2/Vгср |
0,142 |
0,138 |
0,136 |
0,125 |
|||
|
Доля водяных паров за поверхностями нагрева |
rH2O |
VH2O/Vг |
0,087 |
0,085 |
0,084 |
0,083 |
0,074 |
||
|
Средняя доля водяных паров в поверхностях нагрева |
rH2Oср |
VH2O/Vгср |
0,086 |
0,084 |
0,083 |
0,078 |
|||
|
Сумарн.доля трехат. газов и водяных паров за пов.нагрева |
rn |
rRO2+rH2O |
0,230 |
0,225 |
0,220 |
0,217 |
0,191 |
||
|
Средняя доля трехат. газов и вод. паров в пов.нагрева |
rnср |
rRO2ср+rH2Oср |
0,228 |
0,223 |
0,219 |
0,203 |
|||
|
Масса дымовых газов |
Gг |
кг/кг |
1-Ар/100+1,306*б *V0 |
7,5465 |
7,72 |
7,893 |
8,0083 |
9,1629 |
|
|
Средняя масса дым. газов |
Gгср |
кг/кг |
1-Ар/100+1,306*б ср*V0 |
7,63 |
7,806 |
7,9506 |
8,5856 |
||
|
Массов. концентрация золовых частиц |
m |
кг/кг |
Ар*аун/100*Gг |
0,048 |
0,05 |
0,046 |
0,0452 |
0,0395 |
|
|
Средняя массовая концентрация золовых частиц в продуктах сгорания |
mср |
кг/кг |
Ар*аун/100*Gгср |
0,05 |
0,046 |
0,0455 |
0,0421 |
5.4 Энтальпии продуктов сгорания
Таблица 5.5.
|
I=Iог+(б-1)*Iов+Iзл |
Iог=VRO2*(С?)RO2+VоN2*(C?)N2+VоH2O*(С?)H2O |
Iов=Vо*(С?)в |
Iзл=(С?)зл*Ар/100*аун |
|||||||||||
|
? |
Iзл |
Iог |
Iов |
б =1,2 |
б =1,23 |
б =1,26 |
б =1,28 |
б =1,48 |
||||||
|
oС |
ккал/кг |
ккал/кг |
ккал/кг |
I |
ДI |
I |
ДI |
I |
ДI |
I |
ДI |
I |
ДI |
|
|
100 |
6,574291 |
159,2246 |
139,6193 |
193,7228 |
197,9114 |
202,0999 |
204,8923 |
232,8162 |
||||||
|
200 |
14,87192 |
321,4486 |
281,3453 |
392,5895 |
198,8668 |
401,0299 |
203,1186 |
409,4703 |
207,3703 |
415,0972 |
210,2049 |
471,3662 |
238,5501 |
|
|
300 |
23,21625 |
489,054 |
425,5351 |
597,3773 |
204,7877 |
610,1433 |
209,1134 |
622,9094 |
213,4391 |
631,4201 |
216,3229 |
716,5271 |
245,1609 |
|
|
400 |
31,5252 |
661,8239 |
572,551 |
807,8593 |
210,482 |
825,0358 |
214,8925 |
842,2123 |
219,3029 |
853,6633 |
222,2433 |
968,1735 |
251,6464 |
|
|
500 |
39,80556 |
839,4906 |
722,598 |
1023,816 |
215,9565 |
1045,494 |
220,4579 |
1067,172 |
224,9593 |
1081,624 |
227,9603 |
1226,143 |
257,9697 |
|
|
600 |
48,1341 |
1021,746 |
875,7449 |
1245,029 |
221,2133 |
1271,301 |
225,8077 |
1297,574 |
230,4021 |
1315,089 |
233,465 |
1490,238 |
264,0944 |
|
|
700 |
56,6385 |
1208,251 |
1031,944 |
1471,278 |
226,2494 |
1502,237 |
230,9354 |
1533,195 |
235,6214 |
1553,834 |
238,7453 |
1760,223 |
269,9852 |
|
|
800 |
65,47843 |
1398,647 |
1191,053 |
1702,336 |
231,0571 |
1738,067 |
235,8304 |
1773,799 |
240,6037 |
1797,62 |
243,7858 |
2035,83 |
275,6076 |
|
|
900 |
74,82658 |
1592,562 |
1352,853 |
1937,959 |
235,6237 |
1978,545 |
240,4777 |
2019,13 |
245,3318 |
2046,188 |
248,5678 |
2316,758 |
280,9279 |
|
|
1000 |
84,84965 |
1789,626 |
1517,074 |
2177,891 |
239,9315 |
2223,403 |
244,8581 |
2268,915 |
249,7848 |
2299,257 |
253,0692 |
2602,671 |
285,9133 |
|
|
1100 |
95,6894 |
1989,478 |
1683,409 |
2421,849 |
243,958 |
2472,351 |
248,948 |
2522,853 |
253,9381 |
2556,522 |
257,2648 |
2893,203 |
290,5319 |
|
|
1200 |
107,4436 |
2191,773 |
1851,541 |
2669,524 |
247,6756 |
2725,071 |
252,7196 |
2780,617 |
257,7635 |
2817,648 |
261,1262 |
3187,956 |
294,7526 |
|
|
1300 |
120,1473 |
2396,197 |
2021,16 |
2920,576 |
251,052 |
2981,211 |
256,1406 |
3041,846 |
261,2291 |
3082,269 |
264,6215 |
3486,501 |
298,5452 |
|
|
1400 |
133,7535 |
2602,476 |
2191,982 |
3174,626 |
254,0499 |
3240,386 |
259,1746 |
3306,145 |
264,2993 |
3349,985 |
267,7157 |
3788,381 |
301,8802 |
|
|
1500 |
148,1145 |
2810,384 |
2363,775 |
3431,254 |
256,6271 |
3502,167 |
261,7809 |
3573,08 |
266,9347 |
3620,356 |
270,3705 |
4093,11 |
304,7291 |
|
|
1600 |
162,9625 |
3019,752 |
2536,375 |
3689,99 |
258,7364 |
3766,081 |
263,9144 |
3842,172 |
269,0924 |
3892,9 |
272,5444 |
4400,175 |
307,0644 |
|
|
1700 |
177,8912 |
3230,483 |
2709,708 |
3950,316 |
260,3257 |
4031,607 |
265,5257 |
4112,898 |
270,7257 |
4167,092 |
274,1924 |
4709,034 |
308,859 |
|
|
1800 |
192,3365 |
3442,555 |
2883,811 |
4211,654 |
261,3382 |
4298,168 |
266,5613 |
4384,683 |
271,7844 |
4442,359 |
275,2664 |
5019,121 |
310,0872 |
|
|
1900 |
205,5574 |
3656,037 |
3058,854 |
4473,366 |
261,7118 |
4565,131 |
266,963 |
4656,897 |
272,2143 |
4718,074 |
275,7152 |
5329,845 |
310,7237 |
|
|
2000 |
216,6172 |
3871,097 |
3235,156 |
4734,745 |
261,3798 |
4831,8 |
266,6688 |
4928,855 |
271,9579 |
4993,558 |
275,4839 |
5640,589 |
310,7444 |
62
5.5 Тепловой расчет котельного агрегата
Таблица 5.6.
|
№ |
Расчитываемая величина |
Обознач. |
Размерн. |
Формула или обоснование |
Расчет |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
5.5.1. Тепловой баланс |
||||||
|
1 |
Располагаемое тепло топл. |
Qрр |
ккал/кг |
Qрн |
4000 |
|
|
2 |
Температура уходящих газов |
?ух |
0С |
Задана |
130 |
|
|
3 |
Энтальпия уходящих газов |
Iух |
ккал/кг |
По I-? таблице |
303,681 |
|
|
4 |
Температура холодного воздуха |
tхв |
оС |
задана |
30 |
|
|
5 |
Энтальпия там же |
Iохв |
ккал/кг |
По I-? таблице |
41,5955 |
|
|
6 |
Потери тепла от хим.недожога |
q3 |
% |
По таблице 2 [4] |
0 |
|
|
7 |
Потери тепла от мех.недожега |
q4 |
% |
По таблице 2 [4] |
1,5 |
|
|
8 |
Потери тепла с уходящими газами |
q2 |
% |
((Iух-?ух*Iохв)*(100-q4))/Qрр |
5,9622 |
|
|
9 |
Потери тепла в окружающую среду |
q5 |
% |
По рис.1 [4] |
0,2 |
|
|
10 |
Доля золы топлива в шлаке |
ашл |
(1-аун) |
0,05 |
||
|
11 |
Температура золы при сухом шлакоудалении |
tшл |
оС |
принята |
600 |
|
|
12 |
Энтальпия золы |
(C?)зл |
По таблице 1 [4] |
132,985 |
||
|
13 |
Потери тепла с теплом шлака |
q6 |
% |
ашл*(C?)зл*Ар/Qрр |
0,06333 |
|
|
14 |
Сумма тепловых потерь |
?q |
% |
q2+q3+q4+q5+q6 |
7,72553 |
|
|
15 |
КПД парогенератора |
?ка |
% |
100-?q |
92,2745 |
|
|
16 |
Расход острого пара |
Dпп |
т/ч |
задано |
950 |
|
|
17 |
Давление пара за котлом |
Pпп |
кгс/см2 |
задано |
255 |
|
|
18 |
Температура пара за котлом |
tпп |
оС |
задано |
545 |
|
|
19 |
Энтальпия пара за котлом |
iпп |
ккал/кг |
таб.воды и вод.пара [9] |
793,289 |
|
|
20 |
Давление питательной воды |
Pпв |
кгс/см2 |
задана |
300 |
|
|
21 |
Температура питательной воды |
tпв |
оС |
задана |
265 |
|
|
22 |
Энтальпия питательной воды |
iпв |
ккал/кг |
таб.воды и вод.пара [9] |
276,583 |
|
|
23 |
Расход пара промперегрева |
Dвт |
т/ч |
задана |
760 |
|
|
24 |
Давление хол.промперегрева |
P'вт |
кгс/см2 |
задана |
41 |
|
|
25 |
Температура холодного промпер. |
t'вт |
оС |
задана |
330 |
|
|
26 |
Энтальпия холодного промпер. |
i'вт |
ккал/кг |
таб.воды и вод.пара [9] |
726,45 |
|
|
27 |
Давление гор.промперегрева |
P''вт |
кгс/см2 |
задана |
39,5 |
|
|
28 |
Температура там же |
t''вт |
оС |
задана |
545 |
|
|
29 |
Энтальпия там же |
i''вт |
ккал/кг |
таб.воды и вод.пара [9] |
847,72 |
|
|
30 |
Тепло,полезно используемое в парогенераторе |
Qка |
Гкал/ч |
Dпп*(iпп-iпв)+Dвт*(i''вт-i'вт) |
583,036 |
|
|
31 |
Полный расход топлива |
B |
кг/ч |
(Qка*100)/(Qрр*??ка) |
157962 |
|
|
32 |
Расчетный расход топлива |
Вр |
кг/ч |
В*(1-q4/100) |
155593 |
|
|
33 |
Коэф.сохранения тепла |
? |
1-(q5/(?ка+q5)) |
0,99784 |
||
|
5.5.2. Регенеративный воздухоподогреватель |
||||||
|
1 |
Диаметр ротора |
Подобные документы
Расчет тепловой схемы энергоблока с турбиной. Составление балансов и определение показателей тепловой экономичности энергоблока. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Расчет подогревателей низкого давления поверхностного и смешивающего типов.
дипломная работа [381,9 K], добавлен 29.04.2011Выбор количества и типоразмера котлов для автоматизированной котельной. Описание тепловой схемы котельной. Выбор вспомогательного оборудования. Выбор сетевых, подпиточных, котловых и рециркуляционного насосов. Расчет и подбор тягодутьевого оборудования.
контрольная работа [1,4 M], добавлен 02.07.2013Расчет тепловой схемы конденсационного энергоблока. Выбор основного и вспомогательного тепломеханического оборудования для него. Конструкторский расчет подогревателя высокого давления. Сравнение схем включения ПВД в систему регенеративного подогрева.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 02.07.2014Расчёт принципиальной схемы ТЭС. Распределение регенеративного подогрева по ступеням. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Схема включения, конструкция и принцип действия. Определение основных геометрических характеристик, тепловой схемы.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 02.10.2008Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока К-330 ТЭС. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Расчет подогревателя ПН-1000-29-7-III низкого давления с охладителем пара. Сравнение схем включения ПНД в систему регенеративного подогрева.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 07.08.2012Описание тепловой схемы энергоблока с турбиной ПТ-140/165-130/15. Энергетический баланс турбоагрегата. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Конструктивный расчет основных параметров насоса. Технологии шумозащиты энергетического оборудования.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 24.12.2014Инженерная характеристика района размещения объекта теплоснабжения. Составление и расчёт тепловой схемы котельной, выбор основного и вспомогательного оборудования. Описание тепловой схемы котельной с водогрейными котлами, работающими на жидком топливе.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 17.06.2017Тепловой расчет подогревателя сетевой воды и охладителя конденсата. Подсчет конденсатного бака. Избрание диаметров трубопроводов. Калькуляция и выбор основного и вспомогательного оборудования котельной. Анализ снабжения водоподготовительной установки.
курсовая работа [531,8 K], добавлен 16.09.2017Выбор типа и количества турбин, энергетических котлов ГРЭС. Составление принципиальной тепловой схемы электростанции, её расчет на заданный режим. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 02.11.2010Выбор типа котла. Энтальпия продуктов сгорания и воздуха. Тепловой баланс котла. Тепловой расчет топки и радиационных поверхностей нагрева котла. Расчет конвективных поверхностей нагрева котла. Расчет тягодутьевой установки. Расчет дутьевого вентилятора.
курсовая работа [542,4 K], добавлен 07.11.2014
