Тепловая схема энергоблока К-330 ТЭС

Расчет 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.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 07.08.2012
Размер файла 1,8 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/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Блок К-330 ТЭС

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

ГЛАВА 1. Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока

1.1 Построение процесса расширения пара в турбине

1.2 Распределение регенеративного подогрева конденсата в группе ПВД

1.3 Распределение регенеративного подогрева конденсата в группе ПНД

1.4 Определение долей расхода пара на подогреватели и в конденсатор

1.5 Определение расходов пара и воды

1.6 Энергетические показатели энергоблока

ГЛАВА 2. Выбор основного и вспомогательного оборудования

2.1 Описание тепловой схемы

2.2 Выбор турбины

2.3 Выбор парового котла

2.4 Выбор оборудования для системы пылеприготовления

2.5 Выбор типа мельниц

2.6 Выбор схемы приготовления

2.7 Выбор числа и производительности мельниц

2.8 Выбор тягодутьевых машин

2.8.1 Выбор дутьевых вентиляторов

2.8.2 Выбор дымососов

2.9 Выбор насосов

2.9.1 Выбор питательного насоса

2.9.2 Выбор конденсатного насоса

2.9.3 Выбор циркуляционного насоса

2.10 Выбор конденсатора

2.11 Выбор оборудования системы регенеративных подогревателей

2.11.1 Выбор ПНД

2.11.2 Выбор ПВД

2.12 Выбор деаэратора питательной воды

КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ

ГЛАВА 3. Расчет подогревателя низкого давления с охладителем пара

3.1 Описание подогревателя низкого давления ПН-1100-25-6-I

3.2 Исходные данные

3.3 Конструкторский расчет подогревателя низкого давления

3.3.1 Расчет собственно подогревателя

3.3.2 Расчет охладителя пара

3.4 Гидравлический расчет

3.5 Расчет на прочность

ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ

ГЛАВА 4. Сравнение схем включения ПНД в систему регенеративного подогрева

Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика является важнейшей и необходимой отраслью экономики России. Энергетика переживает в последнее время наиболее сложный период в своем существовании и развитии. Производство электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня страны и отражает общее состояние производственных сил.

Кризис неплатежей и постоянный рост цен на топливо и оборудование, острая нехватка средств приводят к ухудшению технической базы на энергопроизводстве, которое совместно с человеческим фактором зачастую приводит к различного рода аварийным ситуациям, а иногда и к травматизму и гибели обслуживающего персонала. Все это приводит к необходимости повышения требований к подготовке структурно-технологических решений к методам управления, а также усилению контроля за экономическими и экологическими показателями станции, заставляет искать решения и подходы к снижению производственных затрат за счет внедрения передовых технологий и совершенствование имеющихся. Решение некоторых проблем отрасли возможно за счет увеличения государственной поддержки, более уточненного планирования, рационального использования имеющихся ресурсов, сотрудничества с ведущими научными институтами отрасли, изучения, испытания и внедрения последних разработок.

Изменение формы собственности энергетических объектов, общий недостаток средств заставили предприятия энергетического комплекса обходиться собственными силами. Предприятия вынуждены получать необходимые средства на развитие и реконструкцию оборудования из собственной прибыли. В этих условиях стала необходима экономия на всевозможных издержках, ресурсах и снижения потерь. Для выполнения поставленных задач становиться необходимым разработка и внедрение новейших технологий, которые позволяют получать заметный экономический и экологический эффект.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Г Л А В А 1. Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока

Исходные данные для выполнения расчета:

Мощность турбоустановки N = 330 МВт

Начальное давление пара р0 = 23,50 МПа

Начальная температура пара t0 = 540 °C

Давление пара после промперегрева рпп = 3,90 МПа

Температура пара после промперегрева tпп = 540 °C

Конечное давление рк = 0,0035 МПа

Температура питательной воды tпв = 270 °C

Давление пара в деаэраторе рд = 0,68 МПа

Внутренние относительные КПД турбины по отсекам зoiЧВД = 0,85

зoiЧСД = 0,92

зoiЧНД = 0,83

Величина утечек пара и конденсата бут = 0,015

Число регенеративных подогревателей, в том числе

- ПВД 3 шт

- ПНД (без учета деаэратора) 4 шт: (3 поверхностных, 1 смешивающий)

Недогревы в ПВД иПВД = 1 °С

Недогревы в ПНД иПНД = 3 °С

Схема включения деаэратора - на собственном отборе, питательный насос имеет турбопривод, с противодавлением в 6-й отбор. Вид топлива -Березовский уголь. Метод подготовки питательной воды - химический.

Рис 1.1 Принципиальная тепловая схема блока.

1.1 Построение процесса расширения пара в турбине

1.Точка 0

По р0 = 23,5 МПа и t0 = 540 0C

Находим по [3]: h0 = 3323,47 кДж/кг

S0 = 6,187 кДж/(кг•К)

2.Точка 0'

Учтем потери в стопорных и регулирующих клапанах ЦВД 3%:

р10 = р0•0,97 = 23,5•0,97 = 22,8 МПа

h10 = h0 = 3323,47 кДж/кг

Находим по этим значениям энтропию S10 = 6,199 кДж/(кг•К)

3.Точка 20t

Процесс расширения пара адиабатный S20t = S10 = 6,199 кДж/(кг•К)

Находим по S20t и давлению промперегрева рпп = 3,9 МПа

h20t = 2864,36 кДж/кг

4.Точки 20

В реальном процессе расширения энтальпия пара на выходе из ЧВД находится с учетом зoi_ЦВД = 0,85:

h20=h10oi_ЦВД•(h10-h20t) = 3323,47-0,85•(3323,47-2864,36) = 2933,23 кДж/кг

Энтропия пара на выходе из ЧВД S20 = 6,324 кДж/(кг•К)

5.Точка 2

Принимаю потери давления пара в тракте промперегрева 10%. Тогда:

Р2 = 0,9•рпп = 0,9•3,9 = 3,51 МПа

Температура промперегрева tпп = 540 0C

Энтальпия пара после промперегрева h2 = 3541,41 кДж/кг

Энтропия пара после промперегрева S2 = 7,271 кДж/(кг•К)

6.Точка 2t

Принимаю давление пара на выходе из ЧСД р6 = 0,25 МПа

По S2t = S2 = 7,271 кДж/(кг•К) и р6 = 0,25 МПа находим энтальпию пара на выходе из ЧСД:

h2t = 2808,74 кДж/кг

7.Точка 6

В реальном процессе расширения энтальпия пара на выходе из ЧСД находится с учетом зoi_ЦСД = 0,92:

h6= h2oi_ЦСД•( h2-h2t) = 3541,41 -0,92•(3541,41 -2808,74) = 2867,35 кДж/кг

8.Точка 6'

Учтем потери в реверсивных трубах между ЧСД и ЧНД 2%:

р'6 = 0,98•р6 = 0,98•0,25 = 0,245 МПа

Энтальпия пара h16 = 2867,35 кДж/кг

Энтропия пара S16 = 7,408 кДж/(кг•К)

9.Точка kt

По давлению пара в конденсаторе рк = 0,0035 МПа и Skt = S16 = 7,408 кДж/(кг•К) находим энтальпию пара в конце идеального процесса расширения пара в ЧНД:

hkt = 2212 кДж/кг

В реальном процессе расширения энтальпия пара на выходе из ЧНД находится с учетом зoi_ЦНД = 0,83:

hк1= h6oi_ЦНД•(h6- hkt) = 2867,35 -0,83•(2867,35-2212) = 2323,35 кДж/кг

В задании зoi_ЦНД задан для сухого пара. Найдем КПД ЧНД с учетом влажности.

На линии насыщения степень сухости xн = 1

Степень сухости в точке kt: xк = 0,908

Определим энтальпию и энтропию пара в точке пересечения с линией насыщения:

hх=1 = 2652 кДж/кг

Sх=1 = 7,54 кДж/(кг•К)

По Sх=1 = 7,54 кДж/(кг•К) и рк = 0,0035 МПа находим энтальпию пара:

hk1t = 2260 кДж/кг

Энтальпия в точке к2:

= кДж/кг

Степень сухости хк2 = 0,913

Повторная итерация:

= кДж/кг

Степень сухости х = 0,913

Принимаю

кДж/кг

xк = 0,913

Энтальпия воды на линии насыщения при рк = 0,0035 МПа

кДж/кг

1.2 Распределение регенеративного подогрева конденсата в группе ПВД

10.Точка 1

Температура воды за подогревателем ПВД-1:

tв1 = tпв = 270 °C

Давление воды за подогревателем:

рв1 = рпв = (1,3-1,4)•р0 = 29,64-31,92 = 30,55 МПа

Находим энтальпию воды за подогревателем: hв1 = 1185,1 кДж/кг

Температура насыщения в подогревателе:

tн1 = tпвПВД = 270+1 = 271 °C

Энтальпия воды на линии насыщения:

hн1 = 1190,2 кДж/кг

Давление воды на линии насыщения:

рн1 = 5,59 МПа

Учтем потерю давления в паропроводах отбора 5%

Параметры пара в отборе:

р1 = 1,05•рн1 = 1,05•5,59 = 5,87 МПа

h1 = 3012 кДж/кг

t1 = 340 °C

11.Точка 2

Давление в отборе р2 = 3,9 МПа

По hS-диаграмме находим энтальпию и температуру пара в отборе:

h2 = 2933,33 кДж/кг

t2 = 289 °C

Давление насыщения воды в ПВД-2:

рн2 = р2•0,95 = 3,95•0,95 = 3,705 МПа

По давлению насыщения воды находим температуру и энтальпию:

tн2 = 245,78 °C

hн2 = 1065,2 кДж/кг

Температура воды за ПВД-2:

tв2 = tн2ПВД = 245,78-1 = 244,78 °C

Потеря давления воды за ПВД принимаю 0,5 МПа

Давление воды за ПВД-2:

рв2 = рв1+0,5 = 30,55+0,5 = 31,05 МПа

Найдем энтальпию воды за ПВД-2:

hв2 = 1065 кДж/кг

Определение нагревов питательной воды в ПВД-2 и ПВД-3

Нагрев воды в ПВД-2:

ф2 = 1,5•ф3

Нагрев воды в ПВД-3:

ф3+ ф2 = hв2- hвпн

hвпн = hв4+Дфпн

Давление в деаэраторе рд = 0,68 МПа

Энтальпия воды на входе в деаэратор hв4 = 694 кДж/кг

Нагрев воды в питательном насосе:

рпв = рв2+1 = 31,05+1 = 32,05 МПа

кДж/кг

hвпн = 692+40,59 =732,59 кДж/кг

ф2 = 1,5• ф3

ф3+ ф2 = 1065-732,59

Решая систему уравнений, получаем:

ф3 = 133 кДж/кг

ф2 = 199,5 кДж/кг

Определение нагрева питательной воды в ПВД-1

Нагрев воды в ПВД-1:

ф1 = h1- hв2 = 1185,1-1065 = 120,1 кДж/кг

Температура дренажа на выходе из ПВД-1:

tдр1 = tв1+Дt = 270+10 = 280 °C

Энтальпия дренажа hдр1 = 1236,7 кДж/кг

Уравнение теплового баланса для ПВД-1:

б1•( h1-hдр1)•зПВД1 = бпв•( hв1-hв2)

Доля расхода питательной воды в котел:

бпв = бут0 = 0,015+1 = 1,015

12.Точка 3 (ПВД-3)

Давление воды на выходе из ПВД-3

рв3 = рв2+0,5 = 31,05+0,5 = 31,55 МПа

Энтальпия воды на выходе из подогревателя:

hв3 = hв2- ф2 = 1065-199,5 = 865,5 кДж/кг

Температура воды на выходе из подогревателя: tв3 = 203 °C

Температура насыщения: tн3 = tв3+ иПВД = 203+1 = 204 °C

Давление насыщения находим по tн3: рн3 = 1,6891 МПа

Энтальпия насыщения: hн3 = 870,3 кДж/кг

Давление пара в отборе: р3 = рн3•1,05 = 1,6891•1,05 = 1,774 МПа

По hS-диаграмме находим энтальпию и температуру пара в отборе:

h3 = 3316 кДж/кг

t3 =430°C

Энтальпию дренажа за ПВД-3 находим по tдр3 = tв3+Дt = 203+10 = 213 °C

hдр3 = 911,4 кДж/кг

Уравнение теплового баланса для ПВД-2:

1•( hдр1-hдр2)+ б2•( h2-hдр2)) •зПВД2 = бпв•( hв2-hв3)

Нахождение индифферентной точки

[7]

=(hпп-h2)•(б012)=(3541,41-2933,23)•(1-0,0644-0,0726)=524,86 кДж/кг

кДж/кг

Энтальпия индифферентной точки

hи = h2- = 3541,41-94,47 = 3446,9 кДж/кг

По hS-диаграмме находим значение давления индифферентной точки:

ри = 2,6 МПа

13.Точка 4 (деаэратор)

Давление в деаэраторе рв4 = 0,68 МПа

По рв4 = 0,68 МПа находим температуру воды в деаэраторе tв4 =163,79 °C

Температура насыщения tн4 = tв4=163,79 °C

Давление насыщения рн4 = рв4 = 0,68 МПа

Энтальпия насыщения hн4 = hв4 =692,1 кДж/кг

Давление в отборе р4 = 1,3•рн4 = 1,3•0,68 = 0,884 МПа

По hS-диаграмме находим энтальпию пара в отборе h4 =3148 кДж/кг

И температуру t4=335 °C

1.3 Распределение регенеративного подогрева конденсата в группе ПНД

14.Точка 5 (ПНД-4)

Температура воды на выходе из ПНД-4:

tв5 = tв4-20 = 163,79-20 =143,79 °C

Температура насыщения: tн5 = tв5+ иПНД = 143,79 +3 = 146,79 °C

Давление насыщения находим по tн5: рн5 = 0,436 МПа

Энтальпия насыщения: hн5 = 618,4 кДж/кг

Давление пара в отборе: р5 = рн5•1,05 = 0,436 •1,05 = 0,458 МПа

По hS-диаграмме находим энтальпию и температуру пара в отборе:

h3 = 2996 кДж/кг

t3 =266°C

Принимаю давление за КН1 2,5 МПа, а потерю давления в каждом поверхностном ПНД ДрПНД = 0,1 МПа.

Тогда давление воды за подогревателем рв5 = 2,5-2•0,1 = 2,3 МПа

По рв5 и tв5 находим энтальпию воды за ПНД-4: hв5 = 606,69 кДж/кг

Энтальпия дренажа: hдр5 = hн5 = 618,4 кДж/кг

Нагрев воды в деаэраторе:

ф4 = hв4- hв5 = 692,1-606 = 86,1 кДж/кг

Определение нагревов воды в ПНД методом равного подогрева

кДж/кг

ф5 = ф6 = ф7 = ф8 =

15.Точка 6 (ПНД-3)

Энтальпия воды на выходе из подогревателя:

hв6 = hв5- ф6 = 692,1-123,6 = 483,09 кДж/кг

Давление воды на выходе из подогревателя:

рв6 = рв5+0,1 = 2,3+0.1=2,4 МПа

Температура воды на выходе из подогревателя: tв6 = 114,8 °C

Температура насыщения: tн6 = tв6+ иПНД = 114,8+3 = 117,8 °C

Давление насыщения находим по tн6: рн6 = 0,186 МПа

Энтальпия насыщения: hн6 = 495,3 кДж/кг

Энтальпию дренажа за ПНД-3 находим по tдр6=tв6+Дt =114,8+10=124,8 °C

hдр6 = 492,5 кДж/кг

Давление пара в отборе: р6 = рн6•1,07 = 0,186 •1,07 = 0,2 МПа

По hS-диаграмме находим энтальпию и температуру пара в отборе:

h6 =2870 кДж/кг

t6 =198 °C

16.Токча 7 (ПНД-2)

Энтальпия воды на выходе из подогревателя:

hв7 = hв6- ф7 = 483,09 -123,6 = 359,5 кДж/кг

Температура воды на выходе из подогревателя: tв7 = tн7 = 85,5 °C

Давление насыщения находим по tн7: рн7 = 0,057 МПа

Давление воды на выходе из подогревателя: рв7 = 2,4 МПа

Давление пара в отборе: р7 = рн7•1,05 = 0,057 •1,05 = 0,06 МПа

По hS-диаграмме находим энтальпию и температуру пара в отборе:

h7 =2660 кДж/кг

t7 =90 °C

17.Точка 8 (ПНД-1)

Энтальпия воды на выходе из подогревателя:

hв8 = hв7- ф8 = 359,5 -123,6 = 236,3 кДж/кг

По рв8 = 2,5 МПа и hв8 находим температуру воды на выходе из подогревателя:

tв8 = 55,8 °C

Температура насыщения воды: tн8 = tв8+ иПНД = 55,8+3 = 58,8 °C

По температуре насыщения находим по [3] давление насыщения:

рн8 = 0,0189 МПа

Энтальпия насыщения: hн8 = 246,1 кДж/кг

Давление пара в отборе: р8 = рн8•1,05 = 0,0189 •1,05 = 0,0198 МПа

Энтальпию дренажа: hдр8 = hн8 = 246,1 кДж/кг

Энтальпия пара в отборе: h8 = 2560 кДж/кг

Рис. 1.2 Процесс расширения пара в турбине

Расчет турбопривода

Давление пара на входе в турбопривод:

ртпвх = р3-0,15•р3 = 1,744-0,15•1,744 = 1,5079 МПа

Энтальпия пара на входе в турбопривод: hтпвх = h3 = 3316 кДж/кг

Давление пара на выходе из турбопривода:

ртпвых = р6'+0,15•р6' = 0,2+0,15•0,2 = 0,23 МПа

Энтальпия пара на выходе из турбопривода (теоретическая):

hтпtвых = 2836 кДж/кг

Реальное значение энтальпии пара на выходе из турбопривода:

hтпвых = hтпвхoiтп•( hтпвх- hтпtвых) = 3316-0,86•(3316-2836) = 2903,2 кДж/кг

1.4 Определение долей расхода пара на подогреватели и в конденсатор

ПВД-3

бпв, hв3

б3, h3

б1+ б2, hдр3 hдр3

Уравнение теплового баланса:

б3•( h3- hдр3)•зПВД3+( б1+ б2)•( hдр2- hдр3) •зПВД3 = бпв•( hв3- hпнвых)

= 0,0507

Деаэратор

б4, h4

б3, hдр3 бкд, hв5

бпв, hн4

Уравнение теплового баланса:

бпв•hн4 = б4•h4+(б1+ б2+ б3)•hдр3+ бкд•hв5

Уравнение материального баланса:

бпв = б4+ б1+ б2+ б3+ бкд

1,015•692,1 = б4•3148+(0,0644+0,0726+0,0507)•736,8+ бкд

1,015 = б4+0,0644+0,0726+0,0507+ бкд

Решаю систему уравнений, получаем:

бкд = 0,8026

б4 =0,0247

ПНД-4

б5, h5

бкд, hв5 бкд, hв6

б5, hдр5

Уравнение теплового баланса:

б5•( h5- hдр5)•зПНД4 = бкд•( hв5- hв6)

ПНД-3

б6, h6

бкд, hв6 бкд, hв7

б5, hдр5 б6, hдр6

Уравнение теплового баланса:

б6•( h6- hдр6)•зПНД3+ б5•( hдр5- hдр6)•зПНД3 = бкд•( hв6- hв7)

ПНД-2

б7, h7

бкд, hв7 бкд', hв8

б6, hдр6

Уравнение теплового баланса:

б7•h7+( б56)•hдр6+ бкд'•hв8= бкд•hв7

Уравнение материального баланса:

б7+ б6+ б5 + бкд' = бкд

бкд' = бкд- б7- б65

б7•2660+(0,0396+0,0419)•493,09+ бкд'•236,3 = 0,8026•359,5

Решая систему уравнений, получаем:

б7 = 0,0244

бкд' = 0,6967

ПНД-1

б8, h8

бкд', hв8 бкд', hк'

б8, hдр8

Уравнение теплового баланса:

б8•( h8-hдр8) = бкд'•( hв8-hк')

Турбопривод

Материальный баланс конденсатора:

бксверху = б012-(б3тп)-б45-(бтп6)-б78 = 1-0,0644-0,0726-0,0507-0,1008-0,0247-0,0419-0,0396+0,1008-0,0244-0,0374 = 0,6443

бкснизу = бкд'- бдв- б8 = 0,6967-0,015-0,01-0,0374 =0,6443

Таблица 1.2. Расчет приведенного теплоперепада Нпр

Отсеки

Расход бij через отсеки

Теплоперепад в отсеке, кДж/кг

бij•Дhij,

кДж/кг

0'-1

б0' = б0 = 1

Дh0'1 = h0'- h1=3323,47-3012=311,47

311,47

1-2

б12 = б0- б1 = 1-0,0644=0,9356

Дh12 = h1- h2=3012-2933,33=78,67

73,60

пп-3

бпп3 = б12- б2 = 0,9356-0,0726=0,863

Дhпп3 = hпп- h3=3541,41-3316=225,41

194,53

3-4

б34 = бпп3- б3- бтп = 0,863-0,1368-0,1008=0,6254

Дh34 = h3- h4=3316-3148=168

105,07

4-5

б45 = б34- б4 = 0,6254-0,0247=0,6007

Дh45 = h4- h5=3148-2996=152

91,31

5-6'

б56' = б45- б5 = 0,6007-0,0419=0,5588

Дh56' = h5- h6'=2996-2870=126

70,41

6'-7

б6'7 = б56'- б6+ бтп = 0,6007-0,0465+0,1008=0,6131

Дh6'7 = h6'- h7=2870-2660=210

128,75

7-8

б78 = б6'7 '- б7 = 0,6131-0,0244=0,5887

Дh78 = h7- h8=2660-2560=100

58,87

8-к

б8к = б78 '- б8 = 0,5887-0,0374=0,5513

Дh = h8- hк=2560-2340=220

121,29

У бij•Дhij = 1200,25 кДж/кг

1.5 Определение абсолютных расходов пара

Абсолютный расход пара в голову турбины [7]:

D1 = б1•D0 = 0,644•1020 = 65,7 т/ч

D2 = б2•D0 = 0,0726•1020 = 74,1 т/ч

D3 = б3•D0 = 0,1368•1020 = 139,5 т/ч

D4 = б4•D0 = 0,0247•1020 = 25,2 т/ч

D5 = б5•D0 = 0,0419•1020 = 42,7 т/ч

D6 = б6•D0 = 0,0465•1020 = 47,4 т/ч

D7 = б7•D0 = 0,0244•1020 = 24,9 т/ч

D8 = б8•D0 = 0,0374•1020 = 38,1 т/ч

Dтп = бтп•D0 = 0,1008•1020 = 102,8 т/ч

Dут = бут•D0 = 0,015•1020 = 15,3 т/ч

Dпв = бпв•D0 = 1,015•1020 = 1036,3 т/ч

Dпп = бпп•D0 = 0,863•1020 = 881,1 т/ч

1.6 Определение энергетических показателей энергоблока

Расход теплоты на турбоустановку [7]:

Qту=D0?(h0-hпв)+Dпп?(hпп-h2) = 1020?(3323,47-1185,1)+881,1?(3541,41-2933,33) = 2717 ГДж/ч

Расход теплоты на выработку электроэнергии:

Qтуэ = Qту = 2717 ГДж/ч

Удельный расход теплоты турбоустановки на выработку электроэнергии:

КПД турбоустановки по выработке электроэнергии:

Абсолютный электрический КПД турбоустановки:

КПД брутто энергоблока:

КПД нетто энергоблока:

Удельный расход теплоты энергоблока нетто:

Количество теплоты топлива на паровой котел:

Часовые расходы условного и натурального топлив:

Удельный расход условного топлива:

ГЛАВА 2. Выбор основного и вспомогательного оборудования

2.1 Описание тепловой схемы

Энергоблок мощностью 330 МВт включает в себя: турбину К-330-240 мощностью 330 МВт трехцилиндровую, имеет 8 регенеративных отборов. Котел прямоточный на сверхкритические параметры, работающий на березовском угле. Питательный насос с турбоприводом, схема включения приводной турбины - с противодавлением в шестой отбор. 2 конденсатных насоса. Деаэратор повышенного давления. Схема включения деаэратора - на собственном отборе. Число регенеративных подогревателей - 8: 3 ПВД и 4 ПНД (3 поверхностных и 1 смешивающий). Схема слива дренажа каскадная.

2.2 Выбор турбоагрегата

Заданная мощность турбоагрегата Nэ=330 МВт

Начальные параметры пара р0=23.5 МПа, t0 =540 °С

Параметры промперегрева рпп=3.9 МПа, tпп =540 °С

Конечное давление рк=0.0035 МПа

Выбираю турбину К-330-240-2.

Конденсационная турбина К-330-240-2 с мощностью 330 МВт спроектирована на параметры свежего пара 23.5 МПа (235 кг/см2) и 5400С. После ЦВД осуществляется промежуточный перегрев пара до температуры 5400С. Расчетное давление в конденсаторе составляет 0.0035 МПа.

Турбина выполнена трехцилиндровой с 29 ступенями: ЦВД, ЦСД и ЦНД. Регулирование турбины - сопловое. В цилиндре высокого давления (ЦВД) - 12 ступеней (из них одна регулирующая), цилиндр среднего давления (ЦСД) имеет 12 ступеней, цилиндр низкого давления (ЦНД) трехпоточный - по 5 ступеней. Турбина имеет 8 регенеративных отборов.

Свежий пар от котла направляется через сопловые коробки к одновенечной регулирующей ступени, которая находится в средней части ЦВД. Далее пар проходит пять ступеней активного типа, расположенных во внутреннем корпусе ЦВД. После выхода из внутреннего корпуса пар поворачивает на 1800 и проходит остальные шесть ступеней. Рядом с корпусом ЦВД расположены два стопорных и семь регулирующих клапанов. После ЦВД пар с давлением 3.9 МПа поступает в промежуточный пароперегреватель котла, а затем возвращается в ЦСД турбины. В ЦСД первые двенадцать ступеней выполнены заодно с валом. После двенадцатой ступени пар направляется в три потока ЦНД. Один из этих потоков совмещен с ЦСД, а два других находится в отдельном корпусе ЦНД.

Роторы ЦВД и ЦСД связанны между собой жесткой муфтой. Роторы среднего и низкого давления соединены полугибкой муфтой. Для соединения вала турбины и вала электрического генератора использована жесткая муфта, снабженная зубчатым колесом для валоповоротного устройства. Осевые усилия воспринимаются комбинированным опорно-упорным подшипником, который расположен между ЦВД и ЦСД.

2.3 Выбор парового котла

На КЭС паропроизводительность котла Dпе, кг/с выбирается по максимальному расходу пара в турбину D0 с учетом расхода на утечки 0.02 D0 и с учетом общего запаса по пару 0.03 D0.

D0 = 283.6 кг/с

Dпе = 1.05* D0 =1.05*283.6=297.78 кг/с =1072 т/ч

На выходе из котла давление пара pпе, МПа, и температура пара tпе, °С, должны быть выше, чем перед турбиной, на величину потерь давления и температуры в паропроводах:

рпе =1.05р0 =1.05*23.5=24.7 МПа

tпе =1.01t 0 =1.04*540=545.4 °С

Расход натурального топлива на котел при номинальной нагрузке:

Bk= Qпе/ Qнр?ка=2746/(15.65*0.905)=53.9 кг/с = 194 т/ч

Топливо - Березовский уголь Б2, Р с Qнр=15.65 МДж/кг

Так как турбоустановка блока имеет мощность 330 МВт, т.е. является нестандартной, котел необходимо делать на заказ. Согласно [6] за прототип принимаю котлоагрегат типа П-67 Подольского машиностроительного завода (ЗиО). Так как топливо - Березовский уголь, то оставляю компоновку котла П-67. Задача на проектирование - уменьшение паропроизводительности.

Котел прямоточный сверхкритического давления, с промперегревом, однокорпусный, Т-образной компоновки, с уравновешенной тягой, с твердым шлакоудалением, размещен в здании.

Топочная камера открытая, призматическая, прямоугольного сечения экранирована вертикальными панелями из плавниковых труб и оборудована 24 пылеугольными вихревыми горелками, расположенными встречно в два яруса на боковых стенах топки.

Для подогрева воздуха используется крупноблочный вынесенный в отдельное здание трубчатый воздухоподогреватель с движением воздуха по оригинальной схеме Z - перекрест в два хода.

Система пылеприготовления - с прямым вдуванием топлива и установкой шести среднеходных мельниц.

Предусмотрены технологические мероприятия по снижению выбросов диоксидов азота из котла.

Регулирование температуры перегрева первичного пара осуществляется изменениями соотношения топливо-вода и подрегулировкой двумя впрысками воды. Регулирование температуры перегрева вторичного пара производится байпасированием паро-парового теплообменника.

В проекте котла применен ряд прогрессивных технических решений, направленных на обеспечение устойчивого воспламенения пыли, глубокого ее выжига, предотвращения абразивного износа пылепроводов, конвективных поверхностей нагрева и газоходов.

Таблица 2.1

Характеристики котла, требуемого для проектируемого энергоблока.

Топливо

Рас-

ход пара

Dпе,

т/ч

Дав-

ление

р,МПа

Температура

t, °C

Сопроти-

вление

Нг, кПа

КПД

брут-

то

зка, %

Тип возду-

хопо-

догре-

вателя

Высота

котла

Нм, м

Тип

котла

рпе

рпп

tпе

tпп

tпв

tух

Нг

Нв

1

2

3

4

5

6

7

8*

9

10

11

12

13

14

Березов-

ский

бурый

1072

247

3,9

545,4

3,9

270

157

3,3

4,8

90

ТР

62

Р

*-в позициях 8-14 характеристики взяты из прототипа

2.4 Выбор оборудования для систем пылеприготовления

Топливо - Березовский уголь Б2, Р

Таблица 2.2

Характеристики топлива

Сернистость

Sобс, %

Влажность

Wр, %

Зольность

Ар, %

Выход

летучих

Vг, %

Теплота

сгорания

Qнр,

МДж/кг

Размолоспо

бность

Кло

Теоретические

объемы

V, м3/кг

Рекомен

дуемый тип мельницы

V0

V0г

1,0

33,0

4,7

48,0

15,65

1,3

4,26

5,01

ММ,МВ

Класс угля - Р (рядовой, т.е размер куска 0-200 мм), процесс пылеприготовления состоит из предварительного грубого дробления до кусков 150-200 мм, улавливания металлов, отделения щепы, грохочение и тонкое дробление до кусков не более 25 мм, сушки и размола до необходимой тонины.

Качество угольной пыли характеризуется тонкостью помола и влажностью.

Поскольку выход летучих 48% - высокий, то помол может быть грубым, следственно ниже затраты энергии на пылеприготовление.

2.5 Выбор типа мельниц

Рекомендуемый тип мельниц - мельницы-вентиляторы. Они применяются для мягких высоковлажных углей. Подсушка топлива выполняется двухступенчатой: до мельницы в специальном сушильном устройстве (шахте) и в самой мельнице. Размол угля происходит в результате ударного действия массивных лопастей крыльчатки, при вращении которой создается давление 1,0-1,4 кПа, достаточное для преодолевания сопротивления от мельницы до топки [6].

2.6 Выбор схемы пылеприготовления

Схема пылеприготовления определяется в основном типом применяемых мельниц. На современных котлах распространены преимущественно индивидуальные замкнутые системы пылеприготовления.

Для своего проекта выбираю индивидуальную систему пылеприготовления с прямым вдуванием [5].

Газовую сушку осуществляют отбором газов из газоходов котла. Используют смесь газов, состоящую из высокотемпературных продуктов сгорания и холодных газов, отбираемых за котлом.

Рис 2.1. Индивидуальная система пылеприготовления прямого вдувания с мельницами - вентиляторами и газовой сушкой.

1 - короб горячего воздуха; 2 - мельница; 3 - присадка холодного воздуха; 4 - питатель сырого топлива; 5 - бункер сырого топлива; 6 - шиберы; 7 - клапан-мигалка; 8 - горелка; 9 - котел; 10 - дутьевой вентилятор; 11 - воздухоподогреватель; 14 - короб вторичного воздуха; 15 - взрывной клапан; 16 - газоход; 17 - смеситель; 18 - устройство нисходящей сушки; 20 - газозаборное окно; 21 - течка возврата топлива; 23 - сепаратор; 24 - коллектор сушильного агента (первичный воздух).

2.7 Выбор числа и производительности мельниц

Число мельниц, устанавливаемых на котел, определяется их типом, системой пылеприготовления и паропроизводительностью.

Производительность котла Dпе = 1072 т/ч.

Выбираю 6 мельниц.

Коэффициент запаса к3=1.1

Расчетная производительность одной мельницы:

Вр3к/Z=1.1*194/6=35.6 т/ч

Выбираю мельницы производительностью 44 т/ч. В случае остановки одной мельницы пересчитаем суммарную производительность остальных 5 мельниц:

Вк = Z*Вр3=5*44/1.1=200 т/ч.

Следовательно, обеспечивают 100% нагрузку.

Таблица 2.3

Характеристики мельницы-вентилятора [6]

Характеристика

Типоразмер

2700/850/590

Диаметр ротора D, ММ

2700

Рабочая ширина лопаток b, мм

850

Отношение D/ b

0.315

Окружная скорость ротора U, м/с

83.4

Мощность электродвигателя N, кВт

800

Производительность по сушильному агенту за мельницей Vм.в, м3

153

Коэффициент расхода f

0.089

Число лопаток zл, шт

12

Производительность В, т/ч

44

Частота вращения nэл, 1/мин

590

2.8 Выбор тягодутьевых машин

Котел работает при разряжении. Присосы воздуха по тракту котла оказывают большое влияние на работу тягодутьевых устройств, увеличивая объем перекачиваемых газов на 30-40% выше теоретических значений.

При движении продуктов сгорания по тракту котла возможны следующие присосы воздуха:

· присосы в топке Дбт=0.05

· суммарные присосы воздуха в конвективных газоходах первичного и вторичного пароперегревателя, переходной зоны,водяного экономайзера

Дбкп=0.08

· присосы воздуха и протечки газов в воздухоподогреватель Дбвп=0.03

· присосы в золоуловителях - электрофильтрах

Дбзу=0.1

· присосы в газоходах за пределами котла на участке между воздухоподогревателем и дымососом

Дбгх=0.01

· присосы в системе пылеприготовления

Дбпл.у=0.25

Число дутьевых вентиляторов и дымососов выбирается одинаковым и зависит от паропроизводительности котла.

Расчетный расход топлива Вр, кг/с, по которому выбираются дутьевые вентиляторы и дымососы, определяется с учетом физической неполноты сгорания твердого топлива, q4, %:

Вр= Вк(100- q4)/100=53.9(100-1)/100=53.4 кг/с [6]

2.8.1 Выбор дутьевых вентиляторов

Дутьевой вентилятор подает холодный воздух в воздухоподогреватель, забирая его из верхней части котельной или с улицы.

Производительность дутьевого вентилятора:

Vдв= Bp*V0т- Дбт- Дбпл.у - Дбвп)(tx+273)/273=

=53.4*4.26(1.2-0.05-0.25+0.03)(30+273)/273=234.8 м3

Расчетная производительность вентилятора

Vдвр= в1 Vдв /Z=1.1*234.8*3600 /2=464.9*103 м3

Напор дутьевого вентилятора

Ндв= Нв=4.8 кПа

Ндвр= в2 Ндв=1.15*4.8=5.52 кПа

За прототип выбираю дутьевой вентилятор ВДН-32Б

Таблица 2.4

Характеристики дутьевого вентилятора [5]

Подача V, тыс. м3

Полное давление р, Па

Температура газа t, °С

КПД ?, %

Частота вращения, об/мин

Потребляемая мощность N, кВт

465

5520

30

87

980

729

Мощность на валу дутьевого вентилятора:

Ne= Vдвр* Ндвр/ ?p=464.9*103 /3600*4.91*103/0. 87=728.8 кВт

Мощность привода:

вз=1.05 коэффициент запаса, необходимый при преодолении инерции при пуске вентилятора.

Ne= Ne* вз=1.05*0.7288=0.765 МВт

2.8.2Выбор дымососов

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

Объем уходящих газов Vгух:

Vгух= Vг0+1.0161·(ух-1)·V0=5.01+1.0161·(1.31-1)·4.26=5.35 м3/с, где

ух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах.

ух = т + вп+ Дбкп = 1.2+0.03+0.08=1.31

Vг0=5.01 м3/с и V0=4.26 м3/с -теоретические объемы газов и воздуха.

1.0161-коэффициент, учитывающий объем водяных паров, содержащихся в присасываемом воздухе.

Объем присосов за пределами котла

Vприс=(зу+гх)·V0=(0.1+0.01)*4.26=0.47 м3

Температуру газов перед дымососом tд:

tд=(Vгух* tух+ Vприс*tв)/( Vгу х + Vприс)=

=(5.35*157+0.47*30)/(5.35+0.47)=146.7°C.

Объемная производительность дымососа Vдс:

Vдс = Bр ( Vгух + Vприс) ·(tд +273)/273=53.4·(5.35+0.47)(146.7+273)/ 273=477.9 м3

Расчетную производительность дымососа Vдср принимаем с коэффициентом запаса в1=1.1, вводим поправку на барометрическое давление местности pбар.

Vдср1 *Vдс*760/(z·pбар)=1.1*477.9*760/(2·760)=262.8 м3/с=946.2*103 м3/ч.

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

Принимаю Ндс= Нг=3.3 кПа Расчетный напор дымососа Ндср Ндсрдс· в2=3.3·1.2=3.96 кПа Коэффициент запаса в2=1.2

За прототип выбираю дымосос ДОД-41

Таблица 2.5

Характеристики дымососа

Подача V, тыс. м3

Полное давление р, Па

Температура газа t, °С

КПД ?, %

Частота вращения, об/мин

Потребляемая мощность N, кВт

946.2

3960

100

82,5

370

1262

Задание на проектирование - увеличить полное давление до 3.96 кПа

Мощность:

Ne= Vдср* Ндср/ ?p=946.2*3.96/(3.6*0. 825)=1261.6 кВт

2.9 Выбор насосов

2.9.1 Выбор питательного насоса

На блоках с закритическими параметрами пара устанавливают насосы с турбоприводами. Для блока мощностью 300 МВт предусмотрен один насос с турбоприводом на 100% производительности и один с электроприводом и гидромуфтой на 50%.

Расход питательной воды:

Dпв=1.015* D0=1.015*283.6=287.9 кг/с

Q=Dпв*1.05*х= Dпв*1.05/ сср

Напор насоса рпн определяется как разность давлений на стороне нагнетания рн и на стороне всасывания рв:

рпннв

Для прямоточных котлов:

рн = рпе+? рс + Нк·ср·g.

рпе=24.7 МПа

? рс- суммарное гидравлическое сопротивление:

? рс=?рк + ррпк+ рпвд+ ртр =4+1+0.5*3+0.3=6.8 МПа.

рк=4 МПа, гидравлическое сопротивление прямоточного котла

ррпк=1 МПа сопротивление регулирующего клапана питания котла,

рпвд=1.5 МПа суммарное гидравлическое сопротивление ПВД,

ртр=0.3 МПа сопротивление трубопроводов от насоса до экономайзера котла,

рк= рпепп + рпк=24.7+0.5+2.47=27.67 МПа

пк=0.1рпе=0.1*24.7=2.47МПа запас по давлению на срабатывание предохранительных клапанов,

рпп =0.5 МПа потери давления в пароперегревателе

Нк=62 м-высота подъема питательной воды от оси ПН до уровня в трубах котла, ср-средняя плотность воды в нагнетательном тракте, определяется по средним значениям давления и температуры воды в нагнетательном тракте:

Нк·ср ·g=62*830*9.81=0.505 МПа геодезический напор

рн = рпе+? рс + Нк·ср·g=24.7+6.8+0.505=32 МПа

1=f(рн)=800 кг/м3

2=f(рвс)=792 кг/м3

tвпн=270 єС.

=>ср=(1+2)/2=(800+792)/2=796 кг/м3

Q=Dпв*1.05/ср =(287.9 ·1.05/796)=0.379м3/с=1364.4 м3

Расчетное давление во всасывающем патрубке рв складывается из давления в деаэраторе, давления столба жидкости от уровня в деаэраторе до оси насоса за вычетом гидравлических сопротивлений в трубопроводе и арматуре:

Нд=(22-25) м высота установки бака деаэратора относительно оси насоса

Нд· ·g=25*802*9.81=0.2 МПа

рв = рд + Нд· ·g·10-6 - ? рс =0.68+0.2- 0.01=0.87 МПа,

рд= 0.7 МПа- берем из расчета тепловой схемы

рпннв=32-0.87=31.13 МПа

Напор насоса в метрах водного столба:

Н=рпн /gср =31.13*/9.81*796=3987 м

Nн=Q(pнв)/?н=0.379*(32-0.81)/0.83=14.24 МВт

Суммарное гидравлическое сопротивление водяного тракта до входа в питательный насос ? рс не должно превышать 0.01 МПа

Выбираем питательный насос согласно [5]:

Выбираю питательный насос СВПТ-350-1350 и задаю новый насос на проектирование с учетом увеличения подачи и напора.

Таблица 2.6

Характеристики питательного насоса

Подача V, тыс. м3

Напор H, м

КПД ?, %

Частота вращения, об/мин

Тип и мощность привода N,кВт

1350

3987

83

5270

ОР12П ПО КТЗ

2.9.2 Выбор конденсатного насоса

Конденсатные насосы входят в оборудование, поставляемое комплектно с турбиной, наряду с конденсаторами, эжекторами. Конденсатные насосы представляют особую группу энергетических насосов, работающих с минимальным кавитационным запасом. Они обладают более низкой экономичностью, большей металлоемкостью и более высокой стоимостью по сравнению с другими насосами на аналогичные подачи и напоры. Поэтому по возможности число насосов должно быть минимальным.

Dтп= D0* бтп=283.6 *0.1008 =28.59 кг/с

Dк= D0 кнв=283.6 *0.5469 =155.1 кг/с

Dдв= D0* бдв=283.6 *0.015 =4.25 кг/с

Общая подача насосов (из расчета тепловой схемы):

Dкн= Dк +Dдв + Dтп =155.1+4.25+28.59=187.94 кг/с

Объемная производительность:

Q=Dкн/с=187.94 /998=0.188 м3/с=676.8 м3

Для блоков с прямоточными котлами применяют двухподъемную схему установки конденсатных насосов. Это вызвано тем, что конденсат турбин необходимо пропускать через обессоливающую установку БОУ, которая может работать при давлении не более 0.8 МПа. Конденсатные насосы разделяют на 2 ступени:

Насосы первой ступени устанавливают после конденсатора, они создают давление, достаточное для гидравлического сопротивления БОУ, трубопроводов и обеспечения необходимого подпора перед конденсатным насосом второй ступени.

Давление нагнетания насосов первой ступени, КНI:

рн = рбоу + ртр+ рпод =0.55+0.1+0.15=0.8 МПа

pтр=0.1 - суммарное гидравлическое сопротивление трубопроводов

pпод =0.15 МПа - давление всаса на входе КН II

pбоу =0.55 МПа

pк=0.0035 МПа - давление в конденсаторе (из расчета тепловой схемы);

рI= рн - рвс =0.8-0.15=0.65 МПа

Напор, выраженный в метрах столба, перемещаемой жидкости:

Н= р /(·g)=0.65·106/(1000·9,81)=66 м.

Мощность насоса:

Nн=Q(pнв)/?н=676.8 *(0.65)/0.75=304.76 kВт

Выбираю 2 насоса по 100% производительности, берем за прототип насос типа КсВ500-85.

Таблица 2.7

Характеристики конденсатного насоса [5]

Подача V, тыс. м3

Напор H, м

КПД ?, %

Частота вращения, об/мин

Мощность N,кВт

Допустимый кавитационный запас, м

500

85

75

1000

154

1,6

Давление нагнетания насосов второй ступени, КНII:

D ок= D0 б ок =283.6 *0.6967 =197.6 кг/с

Q=D ок /с=197.6/1000=0.1976 м3/с=712.4 м3

рн = рд + Нд··g·10-6+? рс =0.68+0.2+0.2=1.08 МПа,

где рд=0.68 МПа- давление в деаэраторе (из расчета тепловой схемы);

Суммарное сопротивление тракта:

? рс=2 рпнд + ртр =2·0.05+0.1=0.2 МПа.

рпнд=0.5 МПа - сопротивление ПНД (на каждый подогреватель)

ртр=(0.1 - 0.2)=0.1 МПа - суммарное гидравлическое сопротивление трубопроводов

рв= pн7+ pподп=0.057+0.03=0.087 МПа

Nн=Q(pнв)/?н=0.1976 *(1.08-0.087)/0.73=268.8 kВт

Тогда напор pкн =pн-pв=1.08-0.087=0.993 МПа.

Напор, выраженный в метрах столба, перемещаемой жидкости:

Н=pкн /(·g)=0.993·106/(1000·9.81)=101 м [6]

За прототип выбираю 2 насоса по 100% производительности типа КсВ500-150.

Таблица 2.8

Характеристики конденсатного насоса

Подача V, тыс. м3

Напор H, м

КПД ?, %

Частота вращения, об/мин

Мощность N,кВт

Допустимый кавитационный запас, м

500

150

75

1500

272

2,5

2.9.3 Выбор циркуляционных насосов

Расход воды по конденсатору рассчитывается по летнему режиму работы при условии обеспечения номинальной электрической мощности.

На блочных станциях устанавливаются 2 циркуляционных насоса по 50% производительности каждый, без резерва. Каждый насос работает на свою систему, включающую напорный водовод, половину конденсатора и сливной водовод.

m= 60 кратность охлаждения

Dов= mDкп =60*0.5219*283.6=60*278.60=8881 кг/с

Dовр= 1.2Dов =1.2 *8881=10657.2 кг/с

Q= Dовр /с=10657.2/1000=10.6572 м3/с=38365.9 м3

Выбираю 2 циркуляционных насоса ОП5-145

Таблица 2.9

Характеристики циркуляционного насоса [5]

Подача V, тыс. м3

Напор H, м

КПД ?, %

Частота вращения, об/мин

Мощность N,кВт

Допустимый кавитационный запас, м

25900-

41040

12.5-7.7

78-80

365

785-1296

11.2-13

2.10 Выбор конденсатора

Турбина К-330-240-2 комплектуется конденсатором 300-КСЦ-3; конденсатор однокорпусный, двухходовой по воде. Корпус конденсатора из листовой стали, сварной. Крепеж трубок в трубных досках достигается вальцовкой их с обеих сторон. Трубки разделены на 2 отдельных пучка, каждый из которых имеет самостоятельный подвод и отвод охлаждающей воды, т. е. конденсатор двухпоточный.

2.11Выбор оборудования системы регенеративного подогрева

В регенеративных подогревателях осуществляется подогрев питательной воды и конденсата паром, отбираемым из отборов турбины. По месту в тепловой схеме турбоустановки различают регенеративные подогреватели высокого и низкого давления [6].

2.11.1 Выбор ПНД.

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:

Таблица 2.10

Подогреватель

DК,

кг/c

PВ,

МПа

PП,

МПа

tВ.ВХ,

°C

tВ.ВЫХ,

°C

tН,

°C

ПНД -4

197.5

2.3

0.458

114.8

143.8

146.8

ПНД -3

197.5

2.4

0.200

85.5

114.8

117.8

ПНД -2

197.5

2.4

0.060

55.8

85.5

85.5

ПНД -1

197.5

2.5

0.0198

26.7

55.8

58.8

ПНД-4

Средний температурный напор для подогревателя:

,где

tср4=(tб-tм)/[ln(tб/tм)]=

=[(146.8-114.8)-( 146.8-143.8)]/ln[(146.8-114.8)/( 146.8-143.8)]=12.25 0С

Из уравнения теплового баланса Q= Dок(hв5- hв6)= k ·Fт/о·tср находим количество теплоты, передаваемое греющим паром в подогревателе:

Q4 = Dок(hв5- hв6)= 197.5 · (608.25 -483.09)=24.7 МВт

Тогда Fт/о: Задаемся k=2300 кВт/(м2·0С)

F4т/о= Q4 /( k· tср4)= 24.7 *106 /(2.3*103·12.25)=876.7 м2

Пересчитаем площадь теплообмена с учетом запаса:

F4расчт/о=1.1· F4т/о=1.1· 876.7 =964.37 м2

За прототип выбираю подогреватель ПН-1000-29-7-III.

ПНД-3:

tср3= (tб-tм)/[ln(tб/tм)]=

=[(117.8-85.5)-(117.8-114.8)]/ln[(117.8-85.5)/( 117.8-114.8)]=12.33 0С

Q3= Dок(hв6- hв7)= 197.5 · (483.09-359.5)=24.4 МВт

Тогда F3т/о: Задаемся k=2300 кВт/(м2·0С)

F3т/о= Q3 /( k· tср3)= 24.4*106 /(2.3*103·12.33)=860 м2

Пересчитаем площадь теплообмена с учетом запаса:

F3расчт/о=1.1· F3т/о= 1.1· 1424.882 =946 м2

За прототип выбираю подогреватель ПН-1100-25-6-1.

ПНД-1:

tср1= (tб-tм)/[ln(tб/tм)]=

=[(58.8-26.7)-( 58.8-55.8)]/ln[(58.8-26.7)/( 58.8-55.8)]=12.28 0С

Q1= Dок(hв8- hв)= 197.5 · (236.3-112.11)=24.5 МВт

Тогда F1т/о: Задаемся k=2300 кВт/(м2·0С)

F1т/о= Q1 /( k· tср41)= 24.5*106 /(2.3*103·12.28)=867 м2

Пересчитаем площадь теплообмена с учетом запаса:

F1расчт/о=1.1· F1т/о= 1.1· 1424.882 =954 м2

За прототип выбираю подогреватель ПН-1100-25-6-1.

ПНД-2:

Выбираю за прототип подогреватель ПНСВ-800-2 за прототип, и составляю техническое задание на проектировку нового ПНСВ с учетом увеличения расхода конденсата.

2.11.2 Выбор ПВД.

Подогреватели высокого давления располагаются между котельным агрегатом и питательным насосом, используют теплоту пара, отбираемого из части высокого и среднего давления турбины. Давление питательной воды в них определяется напором, развиваемым питательным насосом.

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 состоянию насыщения (охладители перегрева), и для охлаждения конденсата пара (охладители конденсата).


Подобные документы

  • Расчет 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 02.07.2014

  • 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 29.04.2011

  • Расчёт 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 02.10.2008

  • Тепловая схема энергоблока. Параметры пара в отборах турбины. Построение процесса в hs-диаграмме. Сводная таблица параметров пара и воды. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Расчет дэаэратора и сетевой установки.

    курсовая работа [767,6 K], добавлен 17.09.2012

  • Тепловая схема энергоблока с турбоустановкой К-750-24.0 на номинальном режиме. Выбор основного оборудования конденсационного блока. Тепловой и гидравлический расчеты подогревателя низкого давления смешивающего типа. Схемы организации слива дренажа ПНД.

    дипломная работа [2,4 M], добавлен 06.07.2012

  • Расчет процесса расширения и расхода пара на турбину энергоблока. Определение расхода питательной воды на котельный агрегат. Особенности расчета регенеративной схемы, технико-экономических показателей тепловой схемы. Определение расчетной нагрузки.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 26.12.2011

  • Тепловая схема энергоблока. Построение процесса расширения пара, определение его расхода на турбину. Расчет сетевой подогревательной установки. Составление теплового баланса. Вычисление КПД турбоустановки и энергоблока. Выбор насосов и деаэраторов.

    курсовая работа [181,0 K], добавлен 11.03.2013

  • Описание принципиальной тепловой схемы энергоустановки. Тепловой баланс парогенератора, порядок и принципы его составления. Параметры пара в узловых точках тепловой схемы. Расчет теплоты и работы цикла ПТУ, показателей тепловой экономичности энергоблока.

    курсовая работа [493,1 K], добавлен 22.09.2011

  • Процесс расширения пара в турбине. Определение расходов острого пара и питательной воды. Расчет элементов тепловой схемы. Решение матрицы методом Крамера. Код программы и вывод результатов машинных вычислений. Технико-экономические показатели энергоблока.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.03.2014

  • Особенности конструкции основного и вспомогательного оборудования Ростовской атомной электрической станции, принципы его действия. Тепловая схема энергоблока АЭС, контуры циркуляции. Технические характеристики реактора ВВЭР-1000, системы парогенератора.

    отчет по практике [1,5 M], добавлен 26.09.2013

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.