Расчет котельной установки

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Кузбасский государственный технический университет»

Кафедра стационарных и транспортных машин

Пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине «Котельные установки и парогенераторы»

Тема: Расчет котельной установки

Выполнил:ст.гр.ТЭ-091

Быков А.С.

Принял: к.т.ц., доц.

Анферов Б.А.

Кемерово 2012

1. Выбор типа котла

2. Топливо

3. Объем продуктов сгорания

4. Энтальпия продуктов сгорания и воздуха

5. Тепловой баланс котла

6. Тепловой расчет топки и радиационных поверхностей нагрева котла

6.1 Расход топлива на один котел

6.2 Геометрические размеры топки

6.3 Расчет теплообмена в топке

6.4. Расчет радиационной поверхности нагрева (экрана)

7. Расчет конвективных поверхностей нагрева котла

7.1 Расчет пароперегревателя

7.2 Расчет водяного экономайзера 2 ступени.

7.3 Расчет воздухоподогревателя 2 ступени

7.4 Расчет водяного экономайзера 1 ступени.

7.5 Расчет воздухоподогревателя 1 ступени

8. Расчет тягодутьевой установки

9. Расчет дутьевого вентилятора

10. Топливное хозяйство

11.Выбор числа и типов насосов

1. Выбор типа котла

По заданным параметрам перегретого пара с давлением P=13,8 МПа и температурой t_пп=540 ⁰С выбираем котельный агрегат типа ТП — 87 (Е — 420/140 Ж), однобарабанный с естественной циркуляцией и жидким шлакоудалением. По заданной паропроизводительности (D=2000 т/ч) принимаем к установке 5 котлоагрегатов.

Котельный агрегат ТП — 87 (Е — 420/140 Ж) Таганрогского котельного завода «Красный котельщик» барабанный, с естественной циркуляцией, шлакоудаление — жидкое. Предназначен для получения пара высокого давления при сжигании в виде факела угольной пыли и природного газа.

Котельный агрегат рассчитан на следующие параметры:

1. Номинальная паропроизводительность — 420 т/час.

2. Рабочее давление в барабане котла — 15,5 МПа.

3. Рабочее давление за пароперегревателем — 13,8 МПа.

4. Температура перегретого пара — 540⁰ С.

Рис. 1. Схема подачи воздуха и присосов Дб в котле:

Котельный агрегат имеет П-образную компоновку и состоит из восходящего, горизонтального и нисходящего газоходов. Топочная камера служит восходящим газоходом. В горизонтальном соединительном газоходе находится пароперегреватель. В нисходящем газоходе, расположены ''в рассечку'' водяной экономайзер и трубчатый воздухоподогреватель. Схема подачи воздуха и присосов в котле показана на рис. 1.

Топочная камера призматической формы образована экранными трубами. Экранные трубы полностью закрывают фронтовую, заднюю и боковые стены топочной камеры и, сходясь внизу, образуют под топки с двумя летками для удаления жидкого шлака.

Топочная камера, в отличие от обычных призматических камер, в нижней части имеет пережим, образованный гнутыми во внутрь топочной камеры трубами фронтового и заднего экранов. Часть этих труб, примерно 50%, изогнута по профилю выступа без развилок, а другая часть имеет развилки в нижней и верхней частях выступов.

Глубина выступов пережима — 1890 мм с каждой стороны. Нижняя часть топки является камерой горения. Выше пережима расположена камера догорания.

Для лучшего заполнения камеры догорания и лучшего обтекания газами ширмового и потолочного пароперегревателей трубы заднего экрана в верхней части топки перед горизонтальным газоходом образуют выступ в топку глубиной 2000 мм (аэродинамический выступ).

Топочная камера оборудована 12-ю пылегазовыми горелками, разработанными НИИгазом, производительностью 5,0 т/ч пыли или 2500−3000 м³/ч газа. Горелки расположены встречно по фронтовой и задней стенам топки.

Удаление шлака из топки котла производится через две летки шестиугольной формы размером 880Ч600 мм в жидком состоянии. Для лучшего воспламенения топлива и режима жидкого шлакоудаления в камере сгорания экраны ошипованы и покрыты хромитовой массой типа ПХМ-6 до пережима топки. Устье леток выложено огнеупорным кирпичом, бетоном и обмазано хромитовой массой ПХМ-6. Для предохранения леток от разрушения и оплавления, а также лучшей грануляции жидкого шлака в устье леток по периметру установлены змеевики, охлаждаемые технической водой от орошающих или смывных насосов.

Под леткой расположена шлаковая шахта, нижняя часть которой опущена в водяную ванну, где происходит гранулирование жидкого шлака. Такое устройство для удаления жидкого шлака создает гидравлический затвор, препятствующий подсосам в топку. В каждой ванне расположен шлаковый шнек, с помощью которого гранулированный шлак, пройдя дробилку, направляется в канал гидравлического шлакоудаления.

Каркас котла состоит из стальных колонн, связанных горизонтальными балками, фермами, раскосами, ригелями, связями и служит для восприятия нагрузок от барабана котла, всех поверхностей нагрева, обмуровки, изоляции, площадок обслуживания, а также газовых и воздушных коробов и других элементов котла. Опорные башмаки колонн каркаса жестко крепятся к подземному железобетонному фундаменту с помощью выпуска из фундамента арматуры, которая загнута на башмаки и приварена к ним.

2. Топливо В качестве топлива на ТЭЦ применяется каменный уголь марки «Т» Кузнецкого бассейна (открытый способ добычи) Кедровского месторождения. На ТЭЦ топливо железнодорожными составами прибывает по железнодорожному пути.

Топливо, каменный уголь «Т», имеет состав, представленный в таблице 1. [9]

Таблица 1

Состав топлива марки «Т»

Баланс топлива по рабочей массе:

C^p + H^p + O^p + N^p + W^p + A^p =100%

Низшая теплота сгорания заданного топлива, определяется по формуле Д. И. Менделеева:

где W^p, C^p, H^p, S^p, O^p — содержание влаги, углерода, водорода, серы и кислорода в рабочей массе топлива, %.

Q_н^р = 339,13· 67,7+1035,94·3,6 — 108,86· (5,3 — 0,5) — 24,62· 10,0 = 25 920 кДж/кг, Принимаем расчётную теплоту сгорания топлива:

=25 920 кДж/кг Количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива:

V⁰ = 0,089 (67,7 + 0,375· 0,5) + 0,265· 3,6 — 0,0333· 5,3 = 6,82 м³/кг, Избыток воздуха в продуктах сгорания за i-й поверхностью нагрева:

где — присос воздуха в iй поверхности нагрева, б_т — коэффициент избытка воздуха в топке для энергетических котлов с камерной топкой принимаем б_т =1,2, [1];

В соответствии со схемой подачи воздуха и присосов Дб в котле (рис. 1) назначены величины присосов воздуха по газоходам котла.

Результаты расчета сводим в таблицу 2.

Таблица 2

Присосы воздуха

3. Объем продуктов сгорания

Объем продуктов сгорания с учетом избытка воздуха в топке за любой поверхностью нагрева:

котел тепловой нагрев конвективный

где — объем газов за рассматриваемой поверхностью нагрева нм³/кг;

— объем трехатомных газов, водяных паров и азота при б = 1;

б_i — коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания за рассматриваемой поверхностью нагрева;

1,0161 — коэффициент, учитывающий содержание влаги в воздухе.

Объем трехатомных газов:

= 0,01866(67,7+0,375?0,5) = 1,266 нм³/кг, Объем водяных паров:

=0,111?3,6+0,0124?10+0,0161?6,82= 0,6334 нм³/кг, Объем азота:

= 0,79?6,82+0,008?1,6= 5,4006 нм³/кг, Полный объем газов:

= 1,266+0,6334+5,4006 = 7,3 нм³/кг, Результаты расчетов заносим в таблицу 3.

Таблица 3

Объем продуктов сгорания

4. Энтальпия продуктов сгорания и воздуха

Теоретическая энтальпия дымовых газов:

где — изобарные массовые теплоемкости газов, кДж/(м³· ?С);

t — теоретическая температура (100…2400°С).

Теоретическая энтальпия воздуха:

где — изобарная массовая теплоемкость воздуха, кДж/(м³· ?С) [];

Энтальпия реальных дымовых газов:

Результаты вычислений занесены в таблицу 4, на основании которой построена J-t диаграмма.

Рис. 2. J-t диаграмма

5. Тепловой баланс котла

Тепловой баланс составляют на 1 кг твердого (жидкого) топлива при условии установившегося режима работы котельной установки, в кДж/кг (кДж/м³):

Q^р_p = Q₁ + Q₂ + Q₃ + Q₄ + Q₅ + Q₆ ,

где — располагаемая теплота; _- теплота, полезно использованная в котлоагрегате; Q₂ — потери теплоты с уходящими газами; Q₃ — потери теплоты от химической неполноты сгорания; Q₄ — потери теплоты от механического недожога;Q₅ — потери теплоты от охлаждения элементов котельного агрегата в окружающую среду;Q₆ — потери теплоты с физической теплотой шлака.

Или в процентах: q₁+q₂+q₃+q₄+q₅+q₆=100% ,

где q₁ — процентная доля полезно использованного тепла, характеризующая коэффициент полезного действия котельного агрегата;

q₂, q₃, q₄, q₅, q₆ — процентные доли потерь теплоты по указанным видам.

Располагаемая теплота:

Q^р_р = Q_н^р + Q_тл + Q_в + Q_ф — Q_к ,

где Q_н^р — низшая теплота сгорания рабочей массы твердого топлива, кДж/кг;

Q_тл — физическая теплота топлива, кДж/кг;

Q_в — теплота, вносимая в топку с воздухом, кДж/кг;

Q_ф — теплота, вносимая в топку с паровым дутьем, кДж/кг;

Q_к — теплота, затраченная на разложение карбонатов при сжигании сланцев, кДж/кг.

Так как подогрев топлива осуществляется только за счет тепла уходящих газов т. е. тепла самого сжигаемого топлива и ввиду отсутствия карбонатов, получим:

Q^р_р = Q_н^р= 25 920 кДж/кг, Потери теплоты с уходящими газами:

Q₂ = =

= = 1400,75 кДж/кг где J_ух — энтальпия уходящих газов определяется по графику J-t по температуре уходящих газов t_yx= 130 ⁰С и по линии, характеризующей последнюю поверхность нагрева, J_yx=1800 кДж/кг;

б_ух — избыток воздуха в уходящих газах, численно равен избытку воздуха в продуктах сгорания в последнем газоходе, б_ух=1,45;

J_хв — энтальпия холодного воздуха, кДж/кг:

q₄ = 1% - доля потерь теплоты от механического недожога [2];

Потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива:

Q₄ = q₄ Q_н^р /100 =125 920/100 =259,2 кДж/кг, Энтальпия холодного воздуха:

J_хв = V⁰ · Cр_хв t_хв ,

J_хв = 6,82· 1,2981·30 = 265,59 кДж/кг, где V^o — количество воздуха, необходимое для полного сгорания топлива,

V^o = 6,82 м³/кг;

t_хв=30 ⁰С — температура холодного воздуха;

C_Рхв— изобарная теплоемкость холодного воздуха, при t_хв=30 ⁰С;

C_Рхв =1,2981 кДж/(м³К) [1];

Доля потерь теплоты с уходящими газами:

q₂ = = 5,4%,

Потери теплоты с физической теплотой шлака:

Q₆ = б_шл C_шл t_шл = 0,05? 1,025? 1308? = 7,57 кДж/кг, где б_шл — доля золы топлива в шлаке б_шл = 1- б_ун = 1 — 95 = 5% [12];

C_шл — теплоемкость шлака [9];

t_шл — температура шлака.

Доля потерь теплоты с физической теплотой шлака:

q₆ = = 0,0292%

Процентная доля полезно использованной теплоты:

= 100 — (q₂ + q₃ + q₄ + q₅ + q₆) =

= 100 — (5,4 + 0 + 1 + 0,4 + 0,0292) = 93,17%,

где q₃ = 0% - доля потерь теплоты от химической неполноты сгорания топлива [2];

q₅ = 0,4% - доля потерь теплоты от наружного охлаждения котла.

Потери теплоты в окружающую среду:

Q₅ = q₅ Q_н^р /100 =0,425 920/100 =103,68 кДж/кг, Теплота, полезно использованная в котлоагрегате:

Q₁ = q₁ Q_н^р /100 =93,1 725 920/100 =24 149,6 кДж/кг, Тепловой баланс на 1 кг твердого (жидкого) топлива при условии установившегося режима работы котельной установки, в кДж/кг (кДж/м³):

Q=24 149,6 + 1400,75 + 0 + 259,2 + 103,68 + 7,57 =25 920,8 кДж/кг, Или в процентах: = 93,17 + 5,4 + 0 + 1 + 0,4 + 0,0292 =99,999% ,

Коэффициент полезного действия котла:

з_к = = 0,9317 =93,2%.

6. Тепловой расчет топки и радиационных поверхностей нагрева Расчет топки сводится к определению расхода топлива на один котел, определению основных размеров котла, расчету теплообмена в топке.

6.1 Расход топлива на один котел Расход топлива на один котел можно определить из выражения:

B ==

= = 12,02 кг/с, где В — действительный расход топлива, кг/с;

D = 116,67- паропроизводительность котла, кг/с;

i_пп — энтальпия перегретого пара, определяемая по давлению P = 13,8 МПа и температуре t_пп = 550⁰С перегретого пара, i_пп = 3463,07 кДж/кг [4];

i_пв — энтальпия питательной воды, определяемая при температуре t_пв = 230 ⁰С и давлению P = 15,5МПа, i_пв = 993 кДж/кг [4];

Р = 3% - величина непрерывной продувки;

i_кв = 1633 кДж/кг — энтальпия котловой воды, определяемая при P = 15,5МПа и температуре насыщения t_н= 345⁰С, (t_н определяется при давлении в барабане

P = 15,5МПа), [4];

Q= Q= 25 920 кДж/кг;

з_к = 0,932 — коэффициент полезного действия котла.

Учитывая, что часть топлива не сможет сгореть в топке котла и покинет топочную камеру в виде уноса, провала и в составе шлака, то весь последующий тепловой расчет топки произведен на расчетный расход топлива В_P, кг/с, который учитывает механический недожог топлива:

кг/с

6.2 Геометрические размеры топки Размеры топки характеризуются величиной активного топочного объема. Необходимая величина активного топочного объема определяется по формуле:

= = 2069,9 м³,

q_V — видимое тепловое напряжение топочного объёма, определяемое из таблиц. q_V = 149 кВт/м³.

По паспорту котла ТП-87 расчетный объем камеры топки 2180 м³, поэтому принимаем паспортную величину топочного объёма.

Находим площадь характерного сечения топки:

106,3 м²,

где a = 14,08 — ширина топки, (по паспорту) м;

b= 7,55 — глубина топки, (по паспорту) м.

Высота топочной камеры должна быть не менее 3 м и определяется из выражения:

20,5 м.

Принимаем паспортную величину топочного объема 2180 м³, ширину топки 14,08 м, глубину топки 7,55 м и высоту топки 20,5 м.

6.3 Расчет теплообмена в топке Полезное тепловыделение в топке или теоретическое теплосодержание продуктов сгорания определяются по формуле:

J_теор = + + =

= 25 920? + 3205,2 + 13,28 = 29 027,03 кДж/кг где — располагаемая теплота топлива? =25 920 кДж/кг;

— количество теплоты, вносимое горячим воздухом в топку:

= б_т V^о С_р гв t_гв = 1,15? 6,82? 1,3183? 310 = 3205,2кДж/кг,

— температура горячего воздуха, (принимаем из расчета =310 ^оС);

C_Ргв— изобарная теплоемкость горячего воздуха, при t_хв=310 ⁰С,

C_Ргв =1,3183 кДж/(м³К), [1];

— количество теплоты, вносимое холодным воздухом присосов:

= 0,05? 6,82? 1,2981? 30 = 13,28 кДж/кг

C_Рхв— изобарная теплоемкость холодного воздуха, при t_хв=30 ⁰С

C_Рхв =1,2981 кДж/(м³К) [1];

Зная J_теор, по диаграмме J — t определяем теоретическую температуру в топке t_теор = 2010 ⁰C.

Температуру газов на выходе из топки принимаем (на 50…80 ⁰C меньше температуры размягчения золы t₁ =1308 ⁰C) [1]:

= t₁ — 50 = 1308 — 70 = 1218 ⁰C

Зная, определяем по диаграмме энтальпию газов на выходе из топки J''_т = 16 550 кДж/кг.

Определяем количество теплоты, передаваемое в топке от газов поверхностям нагрева радиацией Q_л:

Q_л= J_теор — J''_т — Q^т₅ =29 027,03 — 16 550 — 51,84 = 12 425,19 кДж/кг где Q^т₅ — потеря тепла от наружного охлаждения топки, кДж/кг:

= 0,5? = 51,84 кДж/кг Находим радиационную поверхность топки, воспринявшую количество теплоты Q_л:

=

= = 615,57 м²

где T_теор — теоретическая температура горения в топке,

T_теор = 2010 + 273 = 2283 К;

— абсолютная температура газов на выходе из топки,

= + 273 = 1228 + 273 = 1501 К;

Вт/(м²К⁴) — коэффициент излучения абсолютно черного тела, [1];

— коэффициент, учитывающий относительное положение ядра факела по высоте топочной камеры. При камерном сжигании каменных углей:

М =0,59 -0,5 х_т =0,59 -0,50,3 = 0,44, [3];

— параметр, характеризующий относительную высоту положения зоны максимума температур в топке (для камерных топок), [3];

— степень черноты топки, (=0,6 по заданию);

— коэффициент сохранения теплоты; = 1−0,4/100=0,996. — коэффициент загрязнения поверхностей нагрева, (принимаем =1, считая, что тепло воспринимает чистая поверхность, а реальная поверхность бывает частично загрязненная, что необходимо учитывать при расстановке экранных труб),.

6.4 Расчет радиационной поверхности нагрева (экрана) Величина найденной эффективной радиационной поверхности в топке H_p равна сумме величин радиационных поверхностей фронтового, заднего и боковых экранов.

Принимаю к расчету трубы d=0,06 м, с шагом установки S=0,064 м и длиной труб по высоте топки l=h=20,5 м.

Находим площадь одной трубы с учётом загрязнения экранов и того, что факел освещает не всю поверхность трубы:

для фронтового и бокового экранов:

1,068 м²,

для заднего экрана:

0,651 м²,

где — диаметр экранной трубы 0,06 мм;

— высота топки 20,5 м;

— длина труб заднего экрана (учитывая аэродинамический выступ, они короче труб фронтового и бокового экранов, принимаем 12,5 м);

— угловой коэффициент или фактор формы лучевоспринимающей поверхности, зависит от конструктивных особенностей топки и степени ошиповывания экранов (=0,4…0,7).Принимаем = 0,615 [12];

— коэффициент, учитывающий загрязнение экрана, для каменных углей = 0,45.

Радиационная поверхность фронтового экрана:

= S_T • n₁ =1,068· 219 = 233,89 м²,

Количество труб фронтового экрана:

219 шт, где a — ширина топки, а=14,08 м (по паспорту);

d — диаметр труб, м;

s₁ =0,064 м — шаг установки труб, вдоль фронтовой стенки топки котла.

Радиационная поверхность бокового экрана:

= S_T • n₂ = 1,068· 117 = 124,95 м²,

Количество труб бокового экрана с учетом того, что по две трубы (на сопряжении с фронтовой и задней стенами топки) уже есть, т. е.:

117 шт, где b — глубина топки, b =7,55 м (по паспорту);

d — диаметр труб, м;

s₂=0,064 м — шаг установки труб, вдоль боковой стенки топки котла.

Радиационная поверхность заднего экрана:

= S'_T • n₃ = 0,651· 219 = 142,56 м²,

Количество труб заднего экрана:

219 шт, где a — ширина топки, м;

d — диаметр труб, м;

s₃=0,064 м — шаг установки труб, вдоль задней стенки топки котла.

Площадь радиационной поверхности котла:

м²

Проверяем отклонение величины найденной эффективной радиационной поверхности от расчётной :

1,76% < 2%

Погрешность составила менее 2% следовательно принимаем к установке экранные трубы диаметром 0,06 м, с шагом установки 0,064 м вдоль всех стен топки.

7. Расчет конвективных поверхностей нагрева котла Целью расчета конвективных поверхностей нагрева котельного агрегата является определение температуры продуктов сгорания топлива за каждым элементом агрегата графоаналитическим методом и установление величины площади поверхностей нагрева.

Конвективные поверхности нагрева котельного агрегата Е-420−140−560 включают: пароперегреватель, 2 ступени водяного экономайзера, 2 ступени воздухоподогревателя.

7.1 Расчет пароперегревателя Из уравнения теплового баланса пароперегревателя определяется теплосодержание газов за пароперегревателем J^" _пп, а затем по диаграмме J — t — соответствующая ему температура газов за пароперегревателем:

8159,12 кДж/кг где J_пп=J^" _т=16 550 кДж/кг — энтальпия газов перед пароперегревателем при температуре =t^" _т= 1218 ⁰С;

— энтальпия насыщенного пара, принята при давлении в барабане котла [15,5 МПа (по паспорту котла)], = 2607, кДж/кг, [4];

i_пп — энтальпия перегретого пара, определяется по давлению р = 13,8 МПа и температуре перегретого пара t_пп = 550 ^оС, i_пп =3463,07 кДж/кг, [4];

— количество теплоты, внесенное холодным воздухом присосов:

кДж/кг

— потеря тепла от наружного охлаждения пароперегревателя, кДж/кг:

10,37 кДж/кг, где n = 5 шт — число конвективных поверхностей нагрева;

— теоретические потери тепла в окружающую среду;

0,2%

где Q^т₅ — потеря тепла от наружного охлаждения топки, кДж/кг.

Зная, По диаграмме определяем температуру газов за пароперегревателем, = 610? С.

Из уравнения теплопередачи пароперегревателя определяется необходимая поверхность нагрева пароперегревателя :

м²

где =70 Вт/(м²· К) — коэффициент теплопередачи пароперегревателя (по заданию);

— средний температурный напор для противоточной схемы нагрева пароперегревателя, ?С:

Рис. 3.4. Схема теплообмена в поверхности нагрева (противоток).

Так как? 1,7, то рассчитываем по формуле:

= 466,5 ?С где = 1218 ⁰С — температура газов перед пароперегревателем;

= 610? С — температура газов после пароперегревателя;

= 345? С — температура пара на входе в пароперегреватель;

=550?С — температура пара на выходе из пароперегревателя.

Поверхность нагрева пароперегревателя набирается из гладких труб с наружным диаметром d = 28…42 мм [5], расположение труб — коридорное.

Количество труб в пароперегревателе:

где = 7 м — обогреваемая длина труб пароперегревателя, (по паспорту) м.

= 0,034 м — наружный диаметр труб (принимаем d_н = 0,034 м).

Рис. 2. Упрощенная схема установки труб пароперегревателя в горизонтальном газоходе: aширина газохода, м; h₁— высота газохода, м; S₁ — шаг установки труб по ширине газохода, (принимаем S₁=2d_н? 0,068 м). S₂— шаг установки труб по глубине газохода, (принимаем S₂=3d_н= 0,104 м).

Количество труб по ширине газохода:

шт, где, а = 14,08 м — ширина газохода;

Количество рядов труб по глубине газохода:

рядов.

Относительная погрешность:

n = n₁ · n₂=206· 20=4120 шт,

?Н_р = 4120· 3,14 · 0,034 · 7= 3078,95 м²,

< 2% - следовательно, требование выполняется.

Скорость движения газов в пароперегревателе определяется по формуле:

м/с, где — средняя температура газового потока;

= 9,0324 нм³/кг — объем дымовых газов;

F — живое сечение поверхности нагрева, предназначенное для прохода газов:

м²,

h₁ = 7 м — средняя высота газохода (по паспорту);

Скорость газового потока находится в промежутке 6 — 14 м/с, что предотвратит возможность золовых отложений на трубах пароперегревателя, ведущих к пережогу труб и повышению их износа золовыми частицами, а относительная погрешность — в допустимых пределах отклонения. В связи с этим приняты к установке в пароперегревателе трубы наружным диаметром 0,034 м с шагом установки по ширине газохода 0,068 м в коридорном порядке. Количество рядов труб — 20.

7.2 Расчет второй ступени водяного экономайзера Из уравнения теплового баланса определяется, а по ней — температура газов после экономайзера:

=

кДж/кг где = 8159,15 кДж/кг — энтальпия газов перед экономайзером, при температуре газов перед экономайзером = 610 ^оС;

кг/с — расход воды через экономайзер;

p — величина непрерывной продувки (3%) [3];

— количество теплоты, внесенное воздухом присосов экономайзера, кДж/кг:

= 0,05?6,82?1,2981?30 = 13,28 кДж/кг

— потери тепла в окружающую среду экономайзером, кДж/кг:

10,37 кДж/кг,

1366 кДж/кг — энтальпия воды на выходе из экономайзера, определяется при температуре воды на выходе из экономайзера = 305 ^оС (принимается на 30−40 ^оС ниже температуры насыщения t_н=345 ^оС) и давлении в барабане котла (15,5 МПа), [4];

1085 кДж/кг — энтальпия воды на входе в экономайзер, определяется при температуре воды на входе в экономайзер = 250 ^оС и давлении в барабане котла (15,5 МПа), [4];

Зная, по диаграмме определяем температуру газов за экономайзером, = 420? С.

Необходимая поверхность нагрева экономайзера:

= 3630,94 м²,

где = 40 Вт/(м²· К) — коэффициент теплопередачи экономайзера (по заданию);

— средний температурный напор между греющим и нагреваемым теплоносителями в экономайзере:

Так как? 1,7, то рассчитываем по формуле:

= =232,5?С где = 305 ^оС — температура воды на выходе из экономайзера (принимается на 30−40 ^оС ниже температуры насыщения t_н=345 ^оС) и давлении в барабане котла (15,5 МПа), [2];

= 250 ^оС — температура воды на входе в экономайзер (принимаем из расчета);

= 420 ^оС — температура газов за экономайзером (зная, по диаграмме);

= 610 ^оС — температура газов перед экономайзером.

Поверхность нагрева экономайзера набирается из гладких труб диаметром d = 28…38 мм [5], расположение трубшахматное.

Количество труб в экономайзере:

шт,

где — длина, 4400 мм в свету (по паспорту);

d_н— наружный диаметр труб экономайзера, (принимаем d_н = 0,03 м);

Количество труб по ширине газохода:

шт, где, а = 14,08 м — ширина газохода, (по паспорту);

S₁ =0,06 м — шаг установки труб по ширине газохода (принимаем S₁=2d_н= 0,072 м) [5];

S₂ =0,043 м — шаг установки труб по высоте газохода (принимаем).

Количество рядов труб по глубине газохода:

рядов.

Принимаем шахматную расстановку труб в водяном экономайзере:

n= n₂ · n₁ + n₂ · n₁ =19 · 233+19 · 232=8835 шт.

Высота пакета водяного экономайзера:

h=S₂Ч (n₂-1)+d_н=0,043Ч (38−1)+0,030=1,621 м

?Н_р = 8835· 3,14 · 0,03 · 4,4= 3661,93 м²;

< 2% - следовательно, требование выполняется.

Скорость движения газов в экономайзере определяется по формуле:

м/с ,

где Fживое сечение поверхности нагрева, предназначенное для прохода газов:

м²

h₁ =4,4 м — глубина газохода (по паспорту);

= 9,379 м³/кг — объем дымовых газов;

— средняя температура газового потока в экономайзере:

Скорость газового потока находится в промежутке 6 — 14 м/с, что предотвратит возможность золовых отложений на трубах водяного экономайзера, ведущих к пережогу труб и повышению их износа золовыми частицами, а относительная погрешность — в допустимых пределах отклонения. В связи с этим приняты к установке в водяном экономайзере второй ступени трубы наружным диаметром 0,03 м с шагом установки по ширине газохода 0,06 м в коридорном порядке. Количество рядов труб — 38.

7.3 Расчет воздухоподогревателя второй ступени Из уравнения теплового баланса определяем температуру газа после воздухоподогревателя:

=

4252,42 кДж/кг, где — энтальпия газов после воздухоподогревателя, кДж/кг;

= 5324,2 кДж/кг — энтальпия газов перед воздухоподогревателем, при температуре = 420? С;

— температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя. (Принимаем =305?С);

— температура воздуха на входе в воздухоподогреватель. (Принимаем

= 200? С);

C_Рхв— теплоемкость воздуха, при температуре t_хв=200 ?С

C_Рхв =1,305 кДж/(м³К) [1];

— потери тепла в окружающую среду воздухоподогревателем, кДж/кг:

10,37 кДж/кг,

— количество теплоты, внесенное воздухом присосов воздухоподогревателя:

кДж/кг Зная, по J — t диаграмме определяем температуру газов за воздухоподогревателем, = 310? С.

Из уравнения теплового баланса определяем тепловосприятие воздухоподогревателя, кВт:

Из уравнения теплопередачи определяется необходимая площадь поверхности нагрева воздухоподогревателя:

м²,

где = 31 Вт/(м²· К) — коэффициент теплопередачи воздухоподогревателя (по заданию);

— средний температурный напор для противоточной схемы нагрева воздухоподогревателя:

= 125? С, где ==200?С — температура воздуха на входе в воздухоподогреватель;

==305?С — температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя;

= 420? С — температура газов перед воздухоподогревателем;

= 310? С — температура газов на выходе из воздухоподогревателя.

Поверхность нагрева воздухоподогревателя набирается из гладких труб диаметром d = 33 1,5 мм, с шагом S₁= 66 мм, расположение труб — шахматное. Газы двигаются внутри труб, а воздух по межтрубному пространству.

Количество труб воздухоподогревателя:

16 851 шт, где l — длина, равна 2 м (принимаем исходя из высоты газохода);

d_ср — средний диаметр трубы воздухоподогревателя:

0,0315 м.

=33 мм — наружный диаметр трубы воздухоподогревателя (по паспорту);

=33-(1,5· 2)=30мм — внутренний диаметр трубы воздухоподогревателя;

Рис. 3.6. Упрощенная схема воздухоподогревателя

a — ширина газохода воздухоподогревателя, (по паспорту, а = 14,08) м; l — высота воздухоподогревателя, длина труб, м; c — глубина газохода воздухоподогревателя, (с =4,4 м — по паспорту); S₁ — шаг установки труб по ширине газохода, (принимаем S₁=2d_н= 0,066 м) [5]; S₂— шаг установки труб по глубине газохода, (принимаем).

Количество труб по ширине газохода:

шт.

Количество рядов труб по глубине газохода:

рядов.

Проверяем допустимое количество рядов труб по глубине газохода:

Принимаем шахматную расстановку труб в воздухоподогревателе:

n= n₂ · n₁ + n₂ · n₁ =40 · 211+40 · 212=16 960 шт.

Получилось 80 рядов при допустимых 92 рядах.

?Н_р = 16 960 · 3,14 · 0,0315 · 2= 3355,02 м²;

< 2% - следовательно, требование выполняется.

Скорость движения газов в воздухоподогревателе:

22,8м/с, где — средняя температура газового потока в воздухоподогревателе:

365^оС

F — живое сечение поверхности нагрева, предназначенное для прохода газов:

11,98 м²,

где d_вн — внутренний диаметр трубы воздухоподогревателя;

n — количество труб;

= 9,725 м³/кг — объем дымовых газов.

Скорость газового потока находится в промежутке 6 — 20 м/с, что предотвратит возможность золовых отложений на трубах воздухоподогревателя, ведущих к пережогу труб и повышению их износа золовыми частицами, а относительная погрешность — в допустимых пределах отклонения. В связи с этим приняты к установке в воздухоподогревателе второй ступени трубы наружным диаметром 0,033 м с шагом установки по ширине газохода 0,066 м в коридорном порядке. Количество рядов труб — 80.

7.4 Расчет первой ступени водяного экономайзера Из уравнения теплового баланса определяется, а по ней — температура газов после экономайзера:

=

кДж/кг где = 4016,4 кДж/кг — энтальпия газов перед экономайзером, при температуре газов перед экономайзером = 295 ^оС;

кг/с — расход воды через экономайзер;

p — величина непрерывной продувки (3%), [2];

— количество теплоты, внесенное воздухом присосов экономайзера, кДж/кг:

= 0,05?6,82?1,2981?30 = 13,28 кДж/кг

— потери тепла в окружающую среду экономайзером, кДж/кг:

10,37 кДж/кг,

1085 кДж/кг — энтальпия воды на выходе из экономайзера, определяется при температуре воды на выходе из экономайзера = 250 ^оС и давлении в барабане котла (15,5 МПа), [4];

993 кДж/кг — энтальпия воды на входе в экономайзер, определяется при температуре воды на входе в экономайзер = 230 ^оС и давлении в барабане котла (15,5 МПа), [4];

Зная, по J — t диаграмме определяем температуру газов за экономайзером, = 235? С.

Из уравнения теплопередачи определяется необходимая площадь поверхности нагрева экономайзера:

= 20 248,42 м²,

где = 30 Вт/(м²· К) — коэффициент теплопередачи экономайзера (по заданию);

— средний температурный напор между греющим и нагреваемым теплоносителями в экономайзере:

= 18,2 ?С где = 250 ^оС — температура воды на выходе из экономайзера;

= 230 ^оС — температура воды на входе в экономайзер;

= 235 ^оС — температура газов за экономайзером;

= 295 ^оС — температура газов перед экономайзером.

Поверхность нагрева экономайзера набирается из гладких труб диаметром d = 28…38 мм [5], расположение труб — шахматное.

Количество труб в экономайзере:

шт, где = 4,4 м — длина обогреваемых труб экономайзера (по паспорту);

— наружный диаметр труб экономайзера (принимаем d_н = 0,038 м).

Количество труб по ширине газохода:

184 шт,

S₁ — шаг установки труб по ширине газохода (принимаем S₁ =2d_н =0,076 м).

S₂ — шаг установки труб по высоте газохода (принимаем).

Количество рядов по глубине газохода:

рядов.

Принимаем шахматную расстановку труб в водяном экономайзере:

n= n₂ · n₁ + n₂ · n₁ =105 · 184+105 · 183=38 535 шт.

Из полученного значения следует, что для необходимого количество труб n=38 567 шт. не хватает еще 32 шт. Поэтому принимаем дополнительно еще один ряд:

n= n₂ · n₁ + n₂ · n₁ =105 · 184 +106 · 183=38 718 шт.

Высота пакета водяного экономайзера:

h=S₂Ч (n₂-1)+d_н=0,054Ч (211−1)+0,038=11,4 м

?Н_р = 38 718· 3,14 · 0,038 · 4,4= 20 327,26 м²;

< 2% - следовательно, требование выполняется.

Скорость движения газов в экономайзере определяется по формуле:

м/с ,

где Fживое сечение поверхности нагрева, предназначенное для прохода газов:

м²,

V_г= 10,071 м³/кг — объем дымовых газов;

— средняя температура газового потока в экономайзере:

Скорость газового потока находится в промежутке 6 — 14 м/с, что предотвратит возможность золовых отложений на трубах водяного экономайзера, ведущих к пережогу труб и повышению их износа золовыми частицами, а относительная погрешность — в допустимых пределах отклонения. В связи с этим приняты к установке в водяном экономайзере первой ступени трубы наружным диаметром 0,038 м с шагом установки по ширине газохода 0,076 м в шахматном порядке. Количество рядов труб — 211.

7.5 Расчет воздухоподогревателя первой ступени Проверим принятую ранее температуру газов после воздухоподогревателя 200 ^оС:

201,73 ^оС, Проверяем отклонение:

0,865% < 2% - следовательно, требование выполняется.

Из уравнения теплового баланса определяем тепловосприятие воздухоподогревателя, кВт:

21 908,34кВт, где кДж/кг;

1800 кДж/кг;

— потери тепла в окружающую среду воздухоподогревателем, кДж/кг:

10,37 кДж/кг,

— количество теплоты, внесённое воздухом присосов воздухоподогревателя, кДж/кг:

кДж/кг, Из уравнения теплопередачи определяется необходимая площадь поверхности нагрева воздухоподогревателя:

= 9109,8 м²,

где = 27 Вт/(м²· К) — коэффициент теплопередачи воздухоподогревателя (по заданию);

— средний температурный напор для противоточной схемы нагрева воздухоподогревателя:

= 83,7?С, где ==30?С — температура воздуха на входе в воздухоподогреватель;

=200?С — температуру воздуха после воздухоподогревателя;

= 235? С — температура газов перед воздухоподогревателем;

= _ух=135?С — температура газов на выходе из воздухоподогревателя.

Поверхность нагрева воздухоподогревателя набирается из гладких труб диаметром d = 40 1,5 мм, с шагом S₁= 80 мм, расположение труб — шахматное. Газы двигаются внутри труб, а воздух по межтрубному пространству.

Количество труб воздухоподогревателя:

12 562 шт.

где l — длина, равна 6 м (принимаем исходя из высоты газохода);

d_ср — средний диаметр трубы воздухоподогревателя:

0,0385 м где = 40 мм — наружный диаметр трубы воздухоподогревателя (по паспорту);

=40 — (1,5· 2) = 37 мм — внутренний диаметр трубы воздухоподогревателя;

Рис. 3.7. Упрощенная схема воздухоподогревателя. a — ширина газохода воздухоподогревателя, м; l — высота воздухоподогревателя, длина труб, м; c — глубина газохода воздухоподогревателя, (с =4,4м — по чертежу); S₁ — шаг установки труб по ширине газохода, (принимаем S₁=2d_н= 0,08 м) [5]; S₂— шаг установки труб по глубине газохода, (принимаем).

Количество труб по ширине газохода:

шт, где S₁ = 0,08 м — шаг установки труб по ширине газохода;

а = 14,08м — ширина газохода воздухоподогревателя (по паспорту).

Количество рядов труб по глубине газохода:

ряд.

Проверяем допустимое количество рядов труб по глубине газохода:

Принимаем шахматную расстановку труб в воздухоподогревателе:

n= n₂ · n₁ + n₂ · n₁ =36 · 175+35 · 174=12 390 шт.

Из полученного значения следует, что до необходимого количество труб n=12 562 шт. не хватает еще 172 шт. Поэтому принимаем дополнительно еще один ряд:

n= n₂ · n₁ + n₂ · n₁ =36 · 175+36 · 174=12 564 шт.

Получилось 72 ряда при допустимых 76 рядах.

Относительная погрешность:

?Н_р = 12 564 · 3,14 · 0,0385 · 6= 9113,17 м²,

< 2% - следовательно, требование выполняется.

Скорость движения газов в воздухоподогревателе определяется по формуле:

16,1 м/с, где — средняя температура газового потока в воздухоподогревателе:

185 ^оС;

F — живое сечение поверхности нагрева, предназначенное для прохода газов:

13,5 м²,

где d_вн = 37 мм — внутренний диаметр трубы воздухоподогревателя;

n — количество труб;

= 10,418 м³/кг — объем дымовых газов;

Скорость газового потока находится в промежутке 6 — 20 м/с, что предотвратит возможность золовых отложений на трубах воздухоподогревателя, ведущих к пережогу труб и повышению их износа золовыми частицами, а относительная погрешность — в допустимых пределах отклонения. В связи с этим приняты к установке в воздухоподогревателе первой ступени трубы наружным диаметром 0,04 м с шагом установки по ширине газохода 0,08 м в коридорном порядке. Количество рядов труб — 72.

8. Расчет тягодутьевой установки При расчете тяговой установки определены:

— требуемая высота дымовой трубы для организации естественной тяги при удалении дымовых газов из котлоагрегата;

— требуемые параметры дымососов для организации искусственой тяги, если расчетная высота трубы оказалась более 60 м (для промышленных и отопительных котельных).

Определяем плотность газов при нормальных условиях:

Для пароперегревателя:

1,318 кг/м³,

Для водяного экономайзера 2 ст.:

1,269 кг/м³,

Для воздухоподогревателя 2 ст.:

1,224 кг/м³,

Для водяного экономайзера 1 ст.:

1,182 кг/м³,

Для воздухоподогревателя 1 ст.:

1,142 кг/м³,

Плотность воздуха окружающей среды определяем по выражению:

1,27 кг/м³,

где — плотность воздуха при нормальных условиях, кг/м³;

^оС — температура окружающего воздуха,.

Плотность газов определяется аналогично, (кг/м³):

Для пароперегревателя:

0,304 кг/м³,

Для водяного экономайзера 2 ст.:

0,45 кг/м³,

Для воздухоподогревателя 2 ст.:

0,536 кг/м³,

Для водяного экономайзера 1 ст.:

0,6 кг/м³,

Для воздухоподогревателя 1 ст.:

0,681 кг/м³,

Аэродинамическое сопротивление при движении дымовых газов в межтрубном пространстве поверхности нагрева:

— коэффициент сопротивления одного ряда труб (для гладкотрубных труб 0,1 — при установке их в коридорном порядке), 0,2 — при установке в шахматном порядке), [5];

n — число рядов труб по глубине пучка, шт;

— скорость движения газового потока, м/с;

Для пароперегревателя:

38,34 Па, Для водяного экономайзера 2 ст.:

271,49 Па, Для водяного экономайзера 1 ст.:

796,12 Па, Для воздухоподогревателя 2 ст.:

882,53 Па,

=0,03 — коэффициент сопротивления; - длина трубы, м; F_г — площадь сечения газохода (F_г = аЧс=14,08Ч4,4=61,95 м²)

Для воздухоподогревателя 1 ст.:

1970,37 Па, Суммарное сопротивление газового тракта:

5938,275 Па, где k — коэффициент, учитывающий аэродинамические сопротивления газового тракта, k = 1,5[1].

Необходимая высота трубы определяется по формуле, м:

1248,1 м, где g =9,81 — ускорение свободного падения, м/с²;

— плотность воздуха окружающей среды, кг/м³;

— плотность уходящих газов, кг/м³;

— коэффициент запаса по тяге, = 1,2 ,[1];

— суммарное сопротивление газового тракта, Па.

Принимаем для установки 1 трубу длиной 200 м. Для удаления дымовых газов рассчитываем дымосос.

Расчётная производительность дымососа определяется по формуле:

276,35 м³/с, где — коэффициент запаса по производительности, = 1,1 ,[1];

— коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания перед дымососом.

Принимаем два дымососа на котёл, следовательно:

138,175 м³/с=497,410³ м³/ч, Дымосос выбирают так, чтобы развиваемое им давление с учётом тяги, создаваемое трубой, обеспечивало с некоторым запасом необходимый перепад полного давления (Па) по газовому тракту:

6559,6 Па, где = 1,1 — коэффициент запаса по давлению, [1];

= 20…30 Па — разряжение в верхней части топки,.

Мощность привода одного дымососа:

1424,3 кВт, где = 1,1 — коэффициент запаса по мощности электродвигателя, [1];

— эксплуатационный КПД двигателя дымососа,.

Выбор типа дымососа:

По требуемой производительности и давлению принимаем дымосос и электродвигатель:

По требуемой производительности и давлению принимаем дымосос и электродвигатель:

— марка дымососа: ДН — 31Ч2 ГМ (Q = 72 710³ м³/ч; H = 6,7 кПа; =70%; производитель «Сибэнергомаш»).

— электродвигатель: ДАЗО4−560У-4Д (N = 10 000/1600 кВт).

К установке принимаю три дымососа ДН — 31Ч2 ГМ на один котел (два рабочих, один резервный).

9. Расчет дутьевого вентилятора Расчётная производительность дутьевого вентилятора определяется тем количеством воздуха, которое необходимо подать в топку для полного сгорания потребляемого количества топлива:

где — коэффициент запаса по производительности, = 1,05, [1];

— коэффициент избытка воздуха в конце топки;

— температура воздуха, поступающего в вентилятор, ^оС.

Принимаем два дутьевых вентилятора на котёл, следовательно:

56,95 м³/с=20 510³ м³/ч, Мощность привода одного дутьевого вентилятора:

134,2 кВт, где = 1000…1500 Па — требуемое полное давление вентилятора (для котлов с воздухоподогревателем = 1500 Па) ,.

Выбор типа вентилятора:

По требуемой производительности выбираем дымосос и электродвигатель:

— марка дутьевого вентилятора: ВДН — 20 (Q = 21 010³ м³/ч; Н = 4,7 кПа; =85%; производитель «НТК Зенит»),

— электродвигатель: ДАЗО4−400Х-8МТ2 (N = 160/750 кВт) К установке принимаю три дутьевых вентилятора ВДН — 20 на один котел (два рабочих, один резервный).

10. ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО Определяем часовой расход топлива на один котел В_ч, т/ч:

т/ч Определяем общий расход топлива по котельной, т/ч:

т/ч где п — количество работающих котлов в котельной, шт.

Определяем объем угольного склада V_скл, м³:

где M — масса угля на складе, т; принимаем для 14-суточного запаса топлива на складе (при железнодорожном способе доставки):

;

с_т — насыпная плотность угля, т/м³; с_т = 1,05 т/м³.

24- количество часов в сутках.

Определяем площадь угольного склада, м²:

м² ,

где h — высота штабеля для каменных углей марки «Т» не ограничена. Принимаем h=6м.

Определяем длину штабеля l, м:

м где b — ширина штабеля для каменных углей марки «Т» не ограничена.

Принимаем b=35 м.

Высота, ширина, длина штабеля для каменного угля марки «Т» не ограничена.

По расчетным размерам принимаем размеры штабеля: 360Ч35Ч6 м.

В курсовом проекте применена железнодорожная схема доставки угля марки «Т» на ТЭЦ. Уголь доставляется с разреза «Кедровский» (20 км) тепловозами ТГМ-4А (7), что обуславливает ёмкость угольного склада (14-суточный запас). План ТЭЦ представлен на рис. 4.

Количество оборудования на котельной Таблица 5

В данном курсовом проекте топливо (каменный уголь марки «СС») подается на ГРЭС железнодорожным транспортом с Кедровского угольного разреза. Вагоны направляются в тепляк (2), где топлево размораживается в холодно время года, далее топливом взвешиваются на весах (3).Далее вагоны с углем подают в разгрузочные помещения (4), оснащенные вагоноопрокидывателями ВРС-134М. Высыпающееся в приемный бункера разгрузочного устройства топливо, посредством питателей ПК 1,2−12 подается на двухниточный ленточный конвейер № 1 12 040;60 и доставляется в помещение узла пересыпки (6), откуда в зависимости от нужд станции направляется однониточным конвейером № 2 12 040;60 на склад (21) или наклонными двухниточными конвейерами № 3 12 040;60, укрытыми в галереях (эстакадах), в узел подготовки топлива, совмещенный с дробильным помещением (7), и далее в главный корпус, в бункера сырого топлива котлов (11).

Дробленый уголь ленточным конвейером доставляется в котельный цех, взвешивается ленточными весами ЛТМ-1М (8), поступает в приемный бункер, пересыпается на горизонтальный распределительный конвейер, доставляющий уголь к каждому котлу, и сбрасывается плужковыми сбрасывателями в бункера сырого топлива (11) отдельных котлов. Подготовка сырого топлива к сжиганию в камерной топке осуществляется в системах пылеприготовления, где оно размалывается в мельнице Ш-50, подсушивается и подается через вихревые горелки в топку.

Для образования запаса топлива, часть его после приемного бункера подается на склад открытого типа ленточным конвейером, где уголь штабелируется двумя бульдозерами ДЭТ 250 (22) мостовым краном КС 50−42 (20), который оснащен приемным бункером, откуда уголь ссыпается на конвейер.

Для удаления шлака применяем схему мокрого шлакоудаления со шнековыми транспортерами. При этой схеме нижняя часть ванны выполняется в виде наклонного желоба, в котором расположен вращающийся винтовой шнек. Шнек приводится во вращение электродвигателем. В конце наклонного желоба имеется окно, через которое транспортируемый шлак поступает в отводящий патрубок с расположенной в нем дробилкой с приводом. Дробилка включается при поступлении больших кусков шлака.

11. схема распределения воды и пара на котельной Рис. 5. Тепловая схема конденсационной электростанции с промежуточным перегревом пара: 1-паровой котел; 2-турбина; 3-генератор; 4-«сырая вода»; 5-конденсатор; 6-конденсатный насос; 7-отборы пара; 8-подпиточный насос; 9-подогреватель низкого давления; 10-деаэратор; 11-питательный насос; 12-подогреватель высокого давления; 13-химическая водоподготовка; 14-промежуточный пароперегреватель; 15-преобразователь электроэнергии.

Получаемый в котле пар (Т=545⁰С, P=25,5 МПа) направляется в цилиндр высокого давления турбины (2) для вращения ротора турбины и соединенного с ним ротора генератора, обеспечивая выработку в генераторе (3) электроэнергии. Отработанный пар (Т=315⁰С, P=4,2 МПа) направляется в промежуточный пароперегреватель (14), а часть его в подогреватель высокого давления (12), где конденсируется и поступает в деаэратор. Перегретый пар (Т=545⁰С, P=4,0 МПа) после промежуточного пароперегревателя (14) направляется в цилиндр низкого давления турбины (2). Пар расширяется в турбине и поступает в конденсатор (5), где отдает тепло охлаждающей воде и конденсируется. Образовавшийся конденсат подается с помощью конденсатного насоса — ЦНС 580/3 (6) в подогреватель низкого давления (9), где осуществляется частичный подогрев питательной воды. Подогрев осуществляется паром из отбора № 2 турбины (7). После подогревателя питательная вода поступает в деаэратор (10). В деаэраторе из питательной воды удаляются вызывающие коррозию газы. Удаление газов из воды производится путем продувки их паром из отбора № 1 турбины. Далее питательная вода двумя питательными насосами ЦНС 580/26 (11) подается в подогреватель высокого давления. После подогревателя питательная вода (Т=277⁰С, P=25,5 МПа) поступает в паровой котел.