Пылеугольный блок мощностью 750 МВт

АННОТАЦИЯ

Выпускная работа бакалавра на тему «Пылеугольный блок мощностью 750 МВт» состоит из 85 стр. текста, 10 рис., 21 таблиц, 5 листов чертежей в формате А1.

Ключевые слова: БЛОЧНАЯ КЭС, ПРОМПЕРЕГРЕВ, ТУРБОПРИВОД, ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧНОСТИ, ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ, ПНД, КОНСТРУКТОРСКИЙ РАСЧЕТ, СХЕМА СЛИВА ДРЕНАЖА.

Работа выполнялась на кафедре ТЭС МЭИ с использованием методических пособий, литературных источников, электронных таблиц, математического пакета, графического пакета, Интернета.

В общей части выпускной работы приведен расчет тепловой схемы блока мощностью 750 МВт на номинальном режиме, выбор основного и вспомогательного оборудования.

В конструкторской части работы выполнены тепловой и гидравлический расчеты подогревателя низкого давления смешивающего типа.

В индивидуальном задании рассмотрены различные схемы организации слива дренажа ПНД.

В результате получены показатели экономичности блока, характеристики оборудования, данные по конструкции ПНСВ.

• Введение
• Часть 1. Расчет тепловой схемы энергоблока с турбоустановкой К-750−24.0
• 1.1 Исходные данные для расчета тепловой схемы КЭС
• 1.2 Принципиальная тепловая схема блока
• 1.3 Распределение регенеративного подогрева по ступеням и построение процесса расширения пара в h, s — диаграмме
• 1.4 Решение уравнений теплового и материального баланса теплообменников, определение расходов пара на каждый теплообменник и в конденсатор
• 1.5 Контроль правильности вычислений по балансу в конденсаторе турбины
• 1.6 Определение расходов пара
• 1.7 Определение показателей экономичности блока
• Часть 2. Выбор основного и вспомогательного оборудования
• 2.1 Выбор основного оборудования конденсационного энергоблока
• 2.1.1 Турбоагрегат
• 2.1.2 Выбор парового котла
• 2.2 Выбор оборудования пылеприготовления
• 2.2.1 Выбор типа мельниц
• 2.2.2 Выбор схемы пылеприготовления
• 2.2.3 Выбор числа и производительности мельниц
• 2.3 Выбор тягодутьевых машин
• 2.3.1 Выбор дутьевых вентиляторов
• 2.3.2 Выбор дымососов
• 2.4 Выбор насосного оборудования
• 2.4.1 Выбор питательного насоса
• 2.4.2 Выбор конденсатных насосов
• 2.5 Выбор регенеративных подогревателей
• 2.5.1 Выбор подогревателей низкого давления
• 2.5.2 Выбор подогревателей высокого давления
• 2.6 Выбор деаэратора питательной воды
• Часть 3. Конструкторский и тепловой расчет подогревателя низкого давления смешивающего типа
• 3.1 Схема включения подогревателя смешивающего типа
• 3.2 Конструкция подогревателя смешивающего типа
• 3.3 Тепловой и гидравлический расчет подогревателя смешивающего типа
• 3.3.1 Исходные данные к расчету
• 3.3.3 Конструкторский расчет
• 3.4 Расчет на прочность элементов подогревателя смешивающего типа
• 3.4.1 Определение номинальной толщины стенки корпуса
• 3.4.2 Определение номинальной толщины стенки днища
• 3.5 Итог проведенного расчета ПНСВ
• Часть 4. Исследование различных схем организации слива дренажа ПНД
• 4.1 Введение
• 4.2 Схема со смешанным отводом дренажа
• 4.3 Схема с каскадным отводом дренажа
• 4.4 Схема каскадного отвода дренажа от подогревателей в конденсатор турбины
• Заключение
• Библиографический список

Представленная работа включает в себя расчет тепловой схемы конденсационного пылеугольного энергоблока, мощностью 750 МВт, выбор основного и вспомогательного оборудования на основе полученных в результате расчета тепловой схемы результатов, тепловой и конструкторский расчет подогревателя низкого давления. Специальная часть работы затрагивает вопрос, связанный с эффективностью работы энергоблока: рассмотрены различные схемы организации слива дренажа ПНД. Графическая часть работы представляет собой технологическую тепловую схему энергоблока, чертежи подогревателя низкого давления и наглядный материал по специальной части, представленный в виде таблицы сравнения параметров энергетической и тепловой эффективности различных схем блока.

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

Часть 1. Расчет тепловой схемы энергоблока с турбоустановкой К-750−24.0

1.1 Исходные данные для расчета тепловой схемы КЭС

Таблица 1.1.

1.2 Принципиальная тепловая схема блока

Рис. 1.1. Принципиальная тепловая схема блока

В состав ПТС блока К-750−24.0 входят: прямоточный пылеугольный котел, работающий на сверхкритических параметрах пара (р₀=24.0, t₀=550 ?С); конденсационная паровая турбина с промежуточным перегревом пара, состоящая из частей высокого, среднего и низкого давления; конденсатор для конденсации отработавшего в турбине пара; три регенеративных подогревателя высокого давления (ПВД); деаэратор, на собственном четвертом отборе; четыре подогревателя низкого давления: ПНД 1 — смешивающий, ПНД 2, ПНД 3 и ПНД 4 — поверхностные. Дренаж греющего пара в ПВД сливается каскадно из ПВД 1 — в ПВД 2, из ПВД 2 — в ПВД 3, из ПВД 3 — в деаэратор. Дренаж греющего пара в ПНД сливается каскадно из ПНД 4 — в ПНД 3, из ПНД 3 — в ПНД 2, из ПНД 2 дренаж с помощью дренажного насоса закачивается в линию основного конденсата после ПНД 2. После смешивающего подогревателя установлена ступень конденсатных насосов. В качестве питательного насоса, используется питательный насос с турбоприводом. Турбопривод питательного насоса предвключен в третий отбор и имеет собственный конденсатор Схема имеет две ступени конденсатных насосов. В данной ПТС используется химический метод подготовки добавочной воды.

1.3 Распределение регенеративного подогрева по ступеням и построение процесса расширения пара в h, s — диаграмме

Распределение отборов проведем по методу индифферентной точки и равного подогрева конденсата и питательной воды.

Точка т.0:

, , ;

(здесь и далее параметры воды и водяного пара определяются по таблицам [I],[III])

Точка т.0':

Примем потери давления пара в стопорных и регулирующих клапанах ЦВД — 5%

, ,

Найдем давление питательной воды после каждого ПВД:

Примем потери давления питательной воды в каждом ПВД: ,

Давление после ПН: ;

Давление после ПВД 3: ;

Давление после ПВД 2: ;

Давление после ПВД 1: ;

ПВД 1 т.1:

, ;

находим, ;

Давление в отборе — ,

Находим по таблицам

, ;

.

ПВД 2 т.2:

Примем потери давления пара в тракте промежуточного перегрева — 12%.

Давление в отборе — ,

Находим по таблицам

, ;

.

,

;

Примем температурный напор на холодном конце в охладителях дренажа. Тогда,. Точка т. ПП:

, ;

,

.

Потери давления пара в ресиверах между ЦСД и ЦНД не учитываем.

Параметры пара на выходе из ЧСД:

Примем давление на выходе из ЧСД

Находим по таблицам

;

, ,

Параметры пара на выходе из ЧНД т. К:

находим по таблицам

Найдем точку начала работы в области влажного пара:

По находим .

, ,

.

Поправка на влажность

;

;

, ,

.

Проведя серию итераций до тех пор, пока следующие значения не сошлись с текущими, мы получили следующие результаты:

.

Параметры конденсата на выходе из конденсатора т. К':

Учтем подогрев в ПС: .

Проведем распределение отборов методом индифферентной точки:

;

Запишем уравнение теплового баланса для ПВД 1:

;

;

Примем ;

;

;

;

Индифферентная точка:

;

;

Находим по таблицам

,

.

Найдем подогрев в ПН:

, ;

Примем подогрев в ПН — ,

, ;

;

;

Метод равного подогрева питательной воды и конденсата:

,

,

.

.

Проведем распределение подогрева питательной воды и конденсата, приняв подогрев в деаэраторе —. — заносим значения в таблицу 1.1. ПНД 1 (смешивающий) т.8:, находим по таблицам, ;

Давление в отборе — ,

находим по таблицам

;

;

Давление конденсата после ПНД поверхностного типа с учетом потерь:

Давление за конденсатными насосами перед поверхностными ПНД примем; Потери давления в каждом поверхностном ПНД примем ;

Давление после ПНД 2: ;

Давление после ПНД 3: ;

Давление после ПНД 4: ;

ПНД 2 (поверхностного типа) т.7:

, ;

находим, ,

Давление в отборе — ,

Находим по таблицам

, .

.

ПНД 3 (поверхностного типа) т.6:

, ;

находим, ,

Давление в отборе — ,

Находим по таблицам

, .

.

ПНД 4 (поверхностного типа) т.5:

, ;

находим, ,

Давление в отборе — ,

Находим по таблицам

, .

.

Деаэратор т.4:, находим по таблицам,; Запас давления в отборе примем 30%, тогда; , находим по таблицам

;

;

.

ПВД 3 т.3:

, ;

находим, ,

Давление в отборе — ,

Давление в отборе меньше, чем ;

Находим по таблицам

, .

.

,

.

Приводная турбина, предвключенная в третий отбор:

, ,.

, .

Конденсатор приводной турбины т. Ктп:

Параметры пара на входе в конденсатор:

,

;

;

,

;

Параметры конденсата на выходе:

,

.

Полученные данные заносим в таблицу 1.2 и строим процесс расширения пара в турбине в h-s диаграмме (рис. 1.2).

Процесс расширения пара в главной турбине и турбоприводе питательного насоса.

Рис. 1.2 Процесс расширения пара в турбине и турбоприводе ПН

Таблица 1.2 Таблица параметров пара и воды по элементам тепловой схемы

1.4 Решение уравнений теплового и материального баланса теплообменников, определение расходов пара на каждый теплообменник и в конденсатор

Уравнение теплового баланса для ПВД 1:

Уравнение теплового баланса для ПВД 2:

Уравнение теплового баланса для ПВД 3:

Уравнения теплового и массового балансов для Деаэратора:

Составим систему уравнений:

Решив, получим:

Уравнение теплового баланса для ПНД 4:

Уравнения теплового и массового балансов для ПНД 3, ПНД 2 и Смесителя:

Составим систему уравнений:

;

;

Решив, получим:

Подогрев в смесителе:

;

Уравнения теплового и массового балансов для ПНД 1:

Составим систему уравнений:

;

Решив, получим:

Расход пара на приводную турбину:

Теплоперепад приводной турбины:

.

1.5 Контроль правильности вычислений по балансу в конденсаторе турбины

Проверка материального баланса на узле конденсатора:

— баланс сходится, значит, расчет выполнен правильно.

1.6 Определение расходов пара

Определение расходов пара в каждый отсек турбины и работы пара в отсеках:

Отсек 0−1:

Отсек 1−2:

Отсек ПП-3:

Отсек 3−4:

Отсек 4−5:

Отсек 5−6:

Отсек 6−7:

Отсек 7−8:

Отсек 8-К:

Полученные данные заносим в таблицу 1.3.

Таблица 1.3. Таблица расходов пара через отсеки турбины и работы пара в отсеках

Приведенный теплоперепад:

Абсолютный расход пара в голову турбины:

Примем механический КПД:

Примем КПД генератора:

Удельный расход пара в голову турбины:

Расход пара в конденсатор турбины:

Расход пара на промежуточный перегрев:

Расходы пара в отборы:

энергоблок гидравлический тепловой конденсационный

1.7 Определение показателей экономичности блока

Расход теплоты на турбоустановку:

Электрический КПД турбоустановки:

Электрический КПД блока брутто:

Согласно рекомендациям [5, 6]:

— примем КПД транспорта теплоты:

— примем КПД парового котла: Топливо — Экибастузский уголь СС, Р.

Электрический КПД блока нетто:

Примем затраты на собственные нужды

Абсолютные и удельные расходы натурального топлива:

Согласно рекомендациям [5, 6] примем

Примем число часов использования установленной мощности, тогда расход натурального топлива в год:

Абсолютные и удельные расходы условного топлива:

Часть 2. Выбор основного и вспомогательного оборудования

Выбор оборудования для энергоблока будем производить, исходя из теплового расчета принципиальной тепловой схемы турбоустановки К-750−24.0, а также рекомендаций по выбору теплообменного оборудования для данной турбины согласно литературе.

2.1 Выбор основного оборудования конденсационного энергоблока

2.1.1 Турбоагрегат

Паровая турбина К-750−24.0 номинальной мощностью 750 МВт при частоте вращения n = 3000 об/мин (50 с^-1), одновальная, рассчитана для работы в конденсационном режиме.

Параметры свежего пара P_o = 24.0 МПа, t_o = 550? C. После части высокого давления (ЧВД) пар направляется на промежуточный перегрев при давлении P_ПП = 3.5 МПа и нагревается до t_ПП = 550? C.

Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов. Регенеративная система турбоустановки включает три ПВД, деаэратор, четыре ПНД (3 — поверхностного типа и 1 — смешивающего типа). Температура питательной воды t_ПВ = 271? С.

2.1.2 Выбор парового котла

Выбор парового котла определяется, главным образом, выбранным типом турбины, суммарной мощностью и режимом работы ТЭС.

Исходными данными для выбора парового котла служат заданные параметры острого пара и промежуточного перегрева, температура питательной воды, тип топлива, а также полученный из расчета тепловой схемы расход пара в голову турбины:

;

; ;

; ;

;

Топливо — Экибастузский уголь СС, Р.

На блочных КЭС производительность котла, , выбирается по максимальному расходу пара в голову турбины D₀ с учетом 2% расхода пара на собственные нужды и 3% общего запаса по пару. [5]:

принимаем .

Параметры пара на выходе из котла выше, чем перед турбиной, на величину потерь давления и температуры в паропроводах:

принимаем ;

принимаем .

Аналогично принимаем для параметров пара промежуточного на выходе из котла:

принимаем ;

принимаем .

Согласно рекомендациям в качестве прототипа выбираем прямоточный котел марки Пп-1650−25−545/542КТ (заводская маркировка П-57Р). Его характеристики приведены ниже (табл. 2.1):

Таблица 2.1. Характеристики парового котла Пп-1650−25−545/542КТ

Поскольку для нашей турбоустановки требуется котел большей паропроизводительности и с более высокими и, то составляем техническое задание на проектирование котла (табл. 2.2.).

Таблица 2.2. Техническое задание на проектирование парового котла Пп-2350−25−560/КТ

2.2 Выбор оборудования пылеприготовления

Качество угольной пыли характеризуется тонкостью помола и влажностью. Тонкость помола зависит от реакционной способности угля, характеризуемой выходом летучих фракций. Важной характеристикой угля является размолоспособность. Для дальнейшего выбора оборудования выпишем из основные характеристики топлива.

Тип топлива — Экибастузский уголь СС, Р

Сернистость

Влажность

Зольность

Выход летучих

Теплота сгорания

Размолоспособность

Теоретические объемы

Рекомендуемый тип мельницы — ММ, СМ.

2.2.1 Выбор типа мельниц

С учетом характеристик топлива выбираем молотковые мельницы с тангенциальным подводом сушильного агента (ММТ). Мельница состоит из стального корпуса и ротора с шарнирно укрепленными на нём билами. Уголь, попадая на быстровращающиеся била, размалывается и увлекается из корпуса потоком воздуха.

2.2.2 Выбор схемы пылеприготовления

Выбор схемы пылеприготовления производим с помощью лит[5]. В данном случае применяется замкнутая система с прямым вдуванием. Отработавший после сушки топлива воздух вместе с угольной пылью и выделившимися водяными парами сбрасывается в топку.

Рис 2.1. Схема пылеприготовления с прямым вдуванием пыли.

1 — бункер сырого угля, 2 — молотковая мельница, 3 — горелки, 4 — короб горячего воздуха, 5 — воздухоподогреватель.

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

2.2.3 Выбор числа и производительности мельниц

Число мельниц, установленных на котле, зависит от его производительности и от типа мельниц. С учетом рекомендаций по выбору числа мельниц примем число мельниц z=9. Расчетная производительность одной мельницы определяется по известному из расчета тепловой схемы расходу топлива на котел и принятому числу мельниц.

По справочнику определяем типоразмер мельницы — ММТ2600/2550/590К и ее характеристики:

Диаметр ротора: 2600 мм,

Длина ротора: 2550 мм,

Частота вращения вала: 590 об/мин,

Активное сечение ротора: ,

Окружная скорость бил: 80.3 м/с,

Число бил: 128 штук,

Масса мельницы без электрического оборудования: 65.3 т,

Мощность электропривода: 1250 кВт

Расход сушильного агента на выходе из сепаратора: 75 тыс. ,

Производительность номинальная ,

Пересчет производительности с «характерного» вида топлива

.

2.3 Выбор тягодутьевых машин

В данной схеме в качестве топлива используется Экибастузский уголь, котел работает при разряжении. На котле установлены дутьевые вентиляторы и дымососы. Присосы воздуха по тракту котла оказывают большое влияние на работу тягодутьевых устройств, что приводит не только к перерасходу энергии на собственные нужды, но и снижает экономичность работы котла в целом. Для дальнейших расчетов выпишем значения основных присосов воздуха при движении продуктов сгорания по тракту котла[5]:

— коэффициент избытка воздуха в топке — ,

— присосы в топке — ,

— суммарные присосы воздуха в конвективных газоходах — ,

— присосы воздуха и протечки газов в трубчатом воздухоподогревателе ,

— присосы в золоулавителях ,

— присосы в системе пылеприготовления ,

— присосы в газоходах за пределами котла .

Расход топлива, по которому выбираются дутьевые вентиляторы и дымососы, определяются с учетом физической неполноты сгорания твердого топлива. Принимаем по (котел с сухим шлакоудалением). Тогда, расход топлива:

.

2.3.1 Выбор дутьевых вентиляторов

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

Принимаем, согласно температуру холодного воздуха Производительность вентилятора определяется расходом воздуха, необходимым для горения топлива с учетом коэффициента избытка воздуха в топке и присосов по тракту котла [5]:

Расчетная производительность вентилятора принимается с коэффициентом запаса. Кроме того, вводится поправка на барометрическое давление. Принимаем, число вентиляторов z=4. Расчетная производительность одной машины:

Напор дутьевого вентилятора зависит от сопротивления воздушного тракта. Суммарное сопротивление тракта по [5]:. Расчетное значение напора принимается с коэффициентом запаса.

;

По найденным расчетным значениям производительности и напора согласно рекомендациям [5,6] в качестве прототипа выбираем дутьевой вентилятор ВДОД-31.5. Его характеристики приведены ниже (табл. 2.3):

Таблица 2.3. Характеристики дутьевого вентилятора ВДОД-31.5

Расчетный КПД:

;

Снижение КПД:

;

— требование не выполняется.

Поскольку нам требуется дутьевой вентилятор меньшей производительности, то составляем техническое задание на проектирование дутьевого вентилятора (табл. 2.4):

Таблица 2.4. Техническое задание на проектирование дутьевого вентилятора ВДОД-31.5

Снижение КПД:

;

— требование выполняется.

Мощность на валу дутьевого вентилятора определяется по формуле:

;

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

.

2.3.2 Выбор дымососов

Производительность дымососа определяется объемными расходами газов, уходящих из котла и воздуха, присасываемого в тракт после котла в золоулавителях и газоходах. С учетом температуры газов перед дымососом, объемная производительность машины по [5]:

;

Объем уходящих газов равен сумме теоретического объема газов и объема присосов воздуха по тракту котла:

Объем присосов за пределами котла:

;

Определим температуру газов перед дымососом:

;

Тогда производительность дымососа:

;

Принимаем по число дымососов, равное числу дутьевых вентиляторов, z=4. Тогда расчетная производительность дымососа, с учетом коэффициента запаса в1=1.1 (по [5]):

;

Напор дымососа принимаем по — ;

С учетом коэффициента запаса в2=1.2 расчетный напор дымососа:

;

По найденным расчетным значениям производительности и напора согласно рекомендациям [5,6] в качестве прототипа выбираем дымосос ДОД-43. Его характеристики приведены ниже (табл. 2.5):

Таблица 2.5. Характеристики дымососа ДОД-43

Расчетный КПД:

;

Снижение КПД:

;

— требование не выполняется.

Поскольку нам требуется дымосос меньшей производительности, то составляем техническое задание на проектирование дымососа (табл. 2.6):

Таблица 2.6. Техническое задание на проектирование дымососа ДОД-41

Снижение КПД:

;

— требование выполняется.

Мощность на валу дымососа:

;

Мощность привода берется с запасом :

.

2.4 Выбор насосного оборудования

2.4.1 Выбор питательного насоса

Питательные насосы относятся к числу наиболее ответственных вспомогательных машин ТЭС. На блоках сверхкритического давления мощностью 750 МВт устанавливаем два насоса с турбоприводом на 50% подачи каждый. Выбор насосов осуществляется по значениям объемной производительности насоса и напора насоса м вод. ст.

Объемная производительность каждого насоса: Для электростанций с блочными схемами производительность насосов определяется максимальным расходом питательной воды на котел с запасом не менее 5%

где

расход питательной воды из расчета тепловой схемы;

удельный объем питательной воды, принимаем согласно таблицам.

Напор питательного насоса: Напор насоса определяется как разность давлений на стороне нагнетания и на стороне всасывания :

Для прямоточных котлов давление нагнетания питательного насоса составляет [5]:

где

— давление перегретого пара на выходе из котла;

— высота котла, согласно выбранному прототипу;

— средняя плотность воды, прокачиваемая питательным насосом;

— плотность воды перегретого пара;

— средняя плотность воды в нагнетательном тракте;

суммарное гидравлическое сопротивление, которое рассчитывается по формуле:

где согласно принимаем

— гидравлическое сопротивление прямоточного котла;

сопротивление регулирующего клапана питания котла;

— суммарное сопротивление группы ПВД;

сопротивление трубопроводов от питательного насоса до водяного экономайзера.

Тогда суммарное гидравлическое сопротивление:

.

Следовательно, давление нагнетания питательного насоса:

.

Давление на всасе питательного насоса принимаем равным давлению на выходе из бустерного насоса.

Тогда можно рассчитать напор питательного насоса:

.

Напор насоса в метрах водного столба:

.

Расчетная мощность привода насоса:

.

Согласно рекомендациям [5,6] выбираем два питательных насоса с турбоприводом заводской маркировки ПН-1500−350 со следующими параметрами (табл. 2.7):

Таблица 2.7. Характеристики питательного насоса ПН-1500−350

2.4.2 Выбор конденсатных насосов

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. Конденсатные насосы устанавливаются с резервом.

Для блока с прямоточным котлом примем двухподъемную схему установки конденсатных насосов. При такой схеме КН разделяют на две ступени.

Конденсатные насосы I ступени установлены после конденсатора; они создают давление, достаточное для преодоления гидравлического сопротивления БОУ, трубопроводов и подачи конденсата в смешивающий ПНД-1.

Выбор конденсатных насосов, так же как и питательных, осуществляется по значениям объемной производительности насоса и напора насоса м вод. ст.

Объемная производительность конденсатного насоса I подъема:

Принимаем среднюю плотность конденсата на участке конденсатор — деаэратор согласно равной. Тогда:

где

расход конденсата на входе в КН-I из расчета тепловой схемы.

Напор конденсатного насоса I ступени:

Давление нагнетания КН I ступени:

где

давление насыщения в ПНД-1 (из расчета тепловой схемы);

гидравлическое сопротивление БОУ, принимаем согласно рекомендациям [5];

— сопротивление участка трубопроводов от КН I до ПНД-1.

— гидравлическая составляющая, учитывающая подъем воды в верхнюю часть ПНД-1 (оценим высоту подъема 7 м);

— гидравлическое сопротивление сальникового подогревателя.

Давление перед КН I должно быть достаточным для предотвращения кавитации, для этого должен быть предусмотрен необходимый подпор на всасе в насос. Согласно рекомендациям принимаем. Тогда давление на всасе насоса:

.

Тогда напор, развиваемый конденсатным насосом первого подъема:

.

Напор насоса в метрах водного столба:

Расчетная мощность привода насоса:

.

Согласно рекомендациям выбираем два КН по 100% производительности заводской маркировки КсВ-1600−90 со следующими параметрами:

Таблица 2.8.Характеристики конденсатного насоса КсВ-1600−90

Конденсатные насосы II ступени установлены после ПНД-1 и служат для перекачки конденсата от данного подогревателя через группу поверхностных ПНД в деаэратор.

Принимаем высоту установки деаэратора согласно рекомендациям .

Объемная производительность конденсатного насоса II подъема:

где

— расход конденсата на входе в КН-II из расчета тепловой схемы.

Напор конденсатного насоса II ступени:

Давление нагнетания КН II ступени:

Где — давление в деаэраторе, из расчета тепловой схемы;

— сумма гидравлических сопротивлений, где согласно принято:

сопротивление регулятора питания конденсата;

сопротивление ПНД;

суммарное гидравлическое сопротивление трубопроводов.

Давление перед КН II принимаем с учетом подпора:

.

Тогда напор, развиваемый конденсатным насосом третьей ступени:

.

Напор насоса в метрах водного столба:

.

Расчетная мощность привода насоса:

.

Согласно рекомендациям [5,6] в качестве прототипа выбираем два КН по 100% производительности КсВ-1600−90. Его характеристики приведены ниже (табл. 2.9):

Таблица 2.9. Характеристики конденсатного насоса КсВ-1600−90

Поскольку нам требуется конденсатные насосы с большим напором, то составляем техническое задание на проектирование насоса (табл. 2.10):

Таблица 2.10. Техническое задание на проектирование конденсатного насоса КсВ-1600−150

2.5 Выбор регенеративных подогревателей

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.

2.5.1 Выбор подогревателей низкого давления

Выбор ПНД поверхностного типа.

В рассчитываемой схеме поверхностными являются ПНД-2, ПНД-3 и ПНД-4.

При выборе ПНД поверхностного типа исходными данными являются:

— максимальный расход конденсата

— давление в водяном пространстве

— давление в паровом пространстве

— необходимая площадь теплообмена

Параметры теплообменников (данные взяты из расчета тепловой схемы) занесем в табл. 2.11:

Таблица 2.11. Параметры поверхностных ПНД

Рассчитаем поверхности теплообмена для данных подогревателей.

Из расчета тепловой схемы известно, что нагрев воды в ПНД-2 составляет, в ПНД-3 составляет, а в ПНД-4. Тогда для подогревателей тепловой поток рассчитаем как:

ПНД-2: ;

ПНД-3: ;

ПНД-4: ;

Средний температурный напор для каждого подогревателя можно посчитать по формуле:

где

;

;

Тогда напор:

ПНД-2: ;

ПНД-3: ;

ПНД-4: ;

Принимаем коэффициент теплопередачи для подогревателей. Тогда поверхность теплообмена для каждого подогревателя рассчитаем по формуле:

;

ПНД-2: ;

ПНД-3: ;

ПНД-4: ;

Таблица 2.12. Результаты расчета поверхностных ПНД

Согласно рекомендациям [5,6] в качестве подогревателей ПНД-2, ПНД-3, ПНД-4 выбираем ПН-1900;32−6-II со следующими параметрами (табл. 2.13):

Таблица 2.13. Характеристики поверхностного подогревателя низкого давления ПН-1900;32−6-II

Выбор ПНД смешивающего типа.

В рассчитываемой схеме смешивающим являются ПНД-1.

При выборе ПНД смешивающего типа исходными данными является :

— расход нагреваемого конденсата D_К, кг/с

— температура пара на входе t_{П.ВХ ,} °C

Конструкторский расчет ПНД 1 произведен в главе 3.3.3.

2.5.2 Выбор подогревателей высокого давления

Две группы подогревателей высокого давления устанавливаются за питательным насосом и служат для регенеративного подогрева питательной воды за счёт охлаждения и конденсации пара отборов в части высокого и среднего давления турбины, а также охлаждения конденсата греющего пара.

Подогреватели высокого давления являются подогревателями поверхностного типа.

Выбор ПВД производим исходя из данных расчета тепловой схемы, занесенных в табл. 2.14:

Таблица 2.14. Параметры ПВД

Рассчитаем поверхности теплообмена для данных подогревателей.

Из расчета тепловой схемы известно, что нагрев воды в ПВД-3 составляет Дh=120.36 кДж/кг, в ПВД-2 Дh=208.42 кДж/кг, а в ПВД-1 Дh=120.43 кДж/кг.

Тогда для подогревателей тепловой поток рассчитаем как:

ПВД-1 ;

ПВД-2 ;

ПВД-3 ;

В расчете пренебрегаем зоной охладителя пара, задавшись недогревом в конвективной поверхности; Средний температурный напор для каждого подогревателя можно посчитать по формуле:

где

;

;

Тогда напор:

ПВД-1: ;

ПВД-2: ;

ПВД-3: ;

Принимаем усредненный коэффициент теплопередачи для охладителя дренажа и конвективной поверхности .

Тогда поверхность теплообмена для каждого подогревателя рассчитаем по формуле:

;

ПВД-1:;

ПВД-2: ;

ПВД-3: ;

Для ПВД зона охладителя пара составляет 10% от, тогда:

ПВД-1: ;

ПВД-2: ;

ПВД-3: .

Таблица 2.15. Результаты расчета ПВД

Согласно рекомендациям [5,6] в качестве подогревателя ПВД-1 выбираем ПВ-1550−380−70 со следующими параметрами (табл. 2.16):

Таблица 2.16. Характеристики подогревателя высокого давления ПВ-1550−380−70

Согласно рекомендациям [5,6] в качестве подогревателя ПВД-2 выбираем ПВ-1700−380−51 со следующими параметрами (табл. 2.17):

Таблица 2.17. Характеристики подогревателя высокого давления ПВ-1700−380−51

Согласно рекомендациям [5,6] в качестве подогревателя ПВД-3 выбираем ПВ-1250−380−21 со следующими параметрами (табл. 2.18):

Таблица 2.18. Характеристики подогревателя высокого давления ПВ-1250−380−21

2.6 Выбор деаэратора питательной воды

Воздух, растворенный в питательной воде содержит агрессивные газы (СО₂, О₂) вызывающие коррозию оборудования и трубопроводов ТЭЦ.

Термические деаэраторы применяются для удаления из питательной воды кислорода, углекислого газа и других агрессивных газов, а также для регенеративного подогрева основного конденсата и является местом сбора и хранения запаса питательной воды.

Исходными данными для выбора деаэратора являются рабочее давление в деаэраторе (в данном случае), а также расход питательной воды: (устанавливаем два деаэратора).

Деаэратор ДП повышенного давления, струйно-барботажный. Деаэраторы повышенного давления применяются для обработки питательной воды энергетических котлов с начальным давлением пара 10 МПа и выше.

Применение деаэраторов типа ДП на ТЭС позволяет при более высокой температуре регенеративного подогрева воды ограничиться в тепловой схеме небольшим количеством последовательно включённых ПВД (не более трёх), что способствует повышению надёжности и удешевлению установки и благоприятно сказывается при эксплуатации ввиду меньшего сброса температуры питательной воды при отключении ПВД.

В струйно-барботажных деаэраторах достигается более глубокая деаэрация воды, чем в деаэраторах без барботажных устройств. Подогрев воды и деаэрация газов осуществляется в основном в колонках деаэраторов. Деаэрационный бак предназначен для сбора деаэрационной воды и создания её аварийного запаса не менее, чем на 5 минут работы турбоустановки при аварийных ситуациях. Согласно рекомендациям по параметрам и в качестве прототипа выбираем деаэрационную колонку КДП-1000. Её характеристики приведены ниже (табл. 2.19):

Таблица 2.19. Характеристики деаэрационной колонки КДП-1000

Поскольку нам требуется деаэрационная колонка с большей производительностью, то составляем техническое задание на проектирование деаэрационной колонки (табл. 2.20):

Таблица 2.20. Техническое задание на проектирование деаэрационной колонки КДП-1150

Необходимый массовый запас питательной воды:

;

Согласно рекомендациям [5,6] принимаем: — запас по времени;

— расход питательной воды;

— плотность воды;

;

Согласно рекомендациям [5,6] для каждой колонки выбираем деаэрационный бак типа БДП-100−1 со следующими параметрами (табл. 2.21)

Таблица 2.21. Характеристики деаэрационного бака БДП-100−1.

Часть 3. Конструкторский и теплогидравлический расчет ПНД смешивающего типа

3.1 Схема включения подогревателя смешивающего типа

Рис. 3.1. Схема включения подогревателя низкого давления смешивающего типа ПНД-1

Подогреватели низкого давления предназначены для подогрева конденсата паром, отбираемым из отборов турбины. Они располагаются между конденсатором турбины и питательным насосом. По принципу организации использования теплоты подогреватели низкого давления делятся на поверхностные и смешивающие.

Подогреватели смешивающего типа имеют ряд преимуществ перед подогревателями поверхностного типа:

— практическое отсутствие недогрева конденсата до температуры насыщения греющего пара;

— незначительная чувствительность к примесям воздуха (неконденсирующихся газов) в греющем паре, что позволяет сохранять высокую тепловую эффективность подогревателя при наличии присосов воздуха в вакуумную систему турбоустановки;

— высокая надежность, долговечность конструкции благодаря отсутствию трубной системы;

— сравнительно невысокая стоимость из-за простоты конструкции и отсутствия дорогостоящих дефицитных материалов;

— уменьшенная поверхность соприкосновения металла с водой;

— сокращение загрязнения питательного тракта оксидами железа и меди.

Однако есть и недостатки:

— необходимость установки насоса после каждого по ходу воды подогревателя или их размещения на разных высотах для возможности использования самотечного перелива воды;

— быстрое (4−5 мин.) заполнение подогревателя водой при отказе откачивающего насоса, что приводит к необходимости применения защитных устройств повышенной надежности против заполнения подогревателя;

— применение средств защиты против попадания в турбину пароводяной эмульсии, образующейся при вскипании воды в случае сброса нагрузки.

3.2 Конструкция подогревателя смешивающего типа

К смешивающим подогревателям предъявляются требования обеспечения безопасности, максимального использования тепла из отбора турбины, минимальной металлоемкости и себестоимости, а также компактности и удобства компоновки в системе регенерации турбины.

Основное условие эффективной работы подогревателей смешивающего типа — обеспечение равномерного распределения в аппарате взаимодействующих фаз (пара и воды). При этом необходимо обеспечить как можно большую поверхность их соприкосновения. В данном случае это достигается путем дробления потока воды на струи с помощью перфорированных лотков или тарелок. При такой раздаче практически отсутствует эрозионный износ отверстий, что обеспечивает долговечность работы подогревателя и постоянство характеристик.

В составе данной тепловой схемы используем смешивающий подогреватель вертикального исполнения с напорным водораспределением. Нагревательная секция этих аппаратов выполнена с напорным струйным водораспределением. Пар из отборов турбины поступает в верхнюю часть подогревателя, движется вниз и конденсируется на стекающих струях воды. В центре корпуса размещается воздухоохладитель, куда поступает несконденсировавшаяся часть пара и воздуха. Паровоздушная смесь проходит через воздухоохладитель навстречу струям холодного конденсата и охлаждается. Конденсат после нагревательной секции собирается на горизонтальном лотке, под который может подводиться пар из уплотнений турбины. В нижней части корпуса установлены обратные клапаны, через которые конденсат поступает в водяное пространство.

Обеспечение безопасности — это прежде всего исключение попадания в турбину воды или пароводяной смеси из подогревателя в любых режимах ее работы. Для обеспечения работы конденсатных насосов в подогревателе необходимо наличие определенного объема воды, и, чтобы при резких сбросах давления не происходило ее вскипание с увеличением объема, применяются меры:

— установка обратного клапана, предотвращающего обратный ход пара;

— отделение объема конденсатосборника от собственно подогревателя перегородкой с установкой на ней аналогичных устройств;

— применение устройств для сепарации влаги.

В качестве прототипа для теплогидравлического и конструктивного расчетов поверхностного подогревателя смешивающего типа ПНД-1 был выбран подогреватель низкого давления ПНСВ-2000;1 (рис. 3.2).

Рис. 3.2. Конструкция подогревателя низкого давления смешивающего типаПНСВ 2000;1

3.3 Тепловой и гидравлический расчет подогревателя смешивающего типа

3.3.1 Исходные данные к расчету

Данные для проектирования приняты из расчета тепловой схемы блока.

Давление пара в подогревателе:

Температура насыщения пара в подогревателе:

Давление пара в отборе:

Температура греющего пара:

Энтальпия греющего пара:

Расход пара в подогреватель:

Расход конденсата:

Температура основного конденсата на входе в подогреватель:

Энтальпия основного конденсата на входе в подогреватель:

Энтальпия конденсата на выходе из подогревателя:

3.3.2 Тепловой расчет подогревателя

Рис 3.3. Расчетная схема

Количество теплоты, воспринимаемое основным конденсатом:

Выпар составляет 0.5 кг пара на 1 т конденсата: ;

Расход пара на выпар составляет:

Теплота выпара:

;

Расход греющего пара, поступающего в подогреватель:

.

3.3.3 Конструкторский расчет

В качестве прототипа выбран подогреватель ПНСВ 2000;1.

Дополнительные данные для расчета, принимаемые из прототипа:

Расход воздуха в первом отсеке:

Коэффициент сопротивления в отверстиях дырчатых тарелок:

Расстояние между тарелками:

Высота подпора на тарелках:

Диаметр отверстий:

Ширина струйного пучка первого отсека на входе потока пара и на

выходе:

Удельные объемы пара и воды при параметрах насыщения в подогревателе:

;

Коэффициент поверхностного натяжения для основного конденсата на входе в подогреватель:

Число Прандтля для основного конденсата на входе в подогреватель:

3.3.3.1 Первый отсек

Скорость истечения воды из отверстий верхней тарелки:

Необходимое число отверстий в тарелке:

Требуемая площадь тарелки:

где S₁ и S₂ шаг при шахматном расположении отверстий.

Подогрев конденсата в первом струйном отсеке.

Методика расчета основана на последовательном приближении по формуле ЦКТИ:

;

Примем нагрев конденсата в первом струйном отсеке:

Тогда температура конденсата на выходе из первого отсека:

;

Определяем энтальпию конденсата на выходе из первого отсека:

Количество пара, сконденсированного в первом отсеке:

;

Скорость пара на входе в струйный отсек:

;

Скорость пара на выходе из струйного отсека:

;

Средняя скорость пара в струйном отсеке:

;

Расход паровоздушной смеси на входе в первый отсек:

;

Расход паровоздушной смеси на выходе из первого отсека:

;

Относительное содержание неконденсирующихся газов в паровоздушной смеси на входе и выходе из отсека:

;

;

Среднее относительное содержание неконденсирующихся газов в паровоздушной смеси:

;

Температура воды на выходе из первого отсека определяется из формулы:

;

Если расхождение менее или равно 0.1, то температура воды найдена верно:

;

Принимаем .

3.3.3.2 Второй отсек

Параметры конденсата на входе во второй отсек:

Температура:

Энтальпия:

Расход конденсата, поступающего во второй отсек:

;

Скорость истечения воды из отверстий второй тарелки:

Высота подпора:

;

Число отверстий в тарелке:

Требуемая площадь тарелки:

где S₁ и S₂ шаг при шахматном расположении отверстий.

Примем нагрев конденсата во втором струйном отсеке:

Тогда температура конденсата на выходе из второго отсека:

;

Определим энтальпию конденсата на выходе из второго отсека:

;

Количество пара, сконденсированного во втором отсеке:

;

Расход пара на выходе из второго отсека в соответствии с рекомендациями ЦКТИ принимается равным 30% расхода пара, поступающего в первый отсек:

;

Расход пара на входе во второй струйный отсек:

;

Скорость пара на входе в струйный отсек:

;

Скорость пара на выходе из струйного отсека:

;

Средняя скорость пара в струйном отсеке:

;

Коэффициент поверхностного натяжения для основного конденсата на входе во второй отсек:

при температуре

Число Прандтля для основного конденсата на входе во второй отсек:

при температуре

Среднее относительное содержание неконденсирующихся газов в паровоздушной смеси: ;

Температура воды на выходе из второго отсека определяется из формулы:

;

Если расхождение менее или равно 0.1 то температура воды найдена верна:

;

Принимаем ;

Общий нагрев конденсата в подогревателе:

;

Общий расход пара:

;

В результате теплового и гидравлического расчета видно, что в проектируемом подогревателе температура основного конденсата и общий расход пара незначительно отличается от значений, полученных в первой главе.

3.4 Расчет на прочность элементов подогревателя смешивающего типа

3.4.1 Определение номинальной толщины стенки корпуса

Номинальная толщина стенки корпуса ПНСВ, подверженного наружному давлению (), определяется по формуле:

;

Высота цилиндрической части корпуса: (принимаем из прототипа);

Прибавка к расчетной толщине стенки:

Коэффициент для вертикальных теплообменников:

Номинальное допустимое напряжение зависит от марки стали и от расчетной температуры (принимается равной наибольшей температуре теплоносителя).

Для Ст.20: ;

Допустимое напряжение:

Расчетное давление:

Внутренний диаметр корпуса: (принимаем из прототипа);

Следовательно:

Так как подогреватель работает под разряжением со значительным запасом воды внутри корпуса, следует принять большую толщину стенок корпуса. Согласно прототипу подогревателя, принимаем решение: увеличить толщину стенки корпуса до .

3.4.2 Определение номинальной толщины стенки днища

Номинальная толщина стенки выпуклых днищ определяется по формуле:

;

Коэффициент, учитывающий ослабление неукрепленного отверстия:

Допустимое напряжение:

Принимаем толщину стенки днища равной толщине стенки корпуса

3.5 Итог проведенного расчета ПНСВ

В данном разделе выполнены теплогидравлический и конструкторский расчеты смешивающего регенеративного подогревателя низкого давления для турбоустановки мощностью 750 МВт.

В результате были определены:

· Число отсеков: 2 ;

· Требуемая площадь тарелок и число отверстий в тарелках:

· Толщина стенки корпуса:

· Толщина стенки днища:

Часть 4. Исследование различных схем организации слива дренажа ПНД

4.1 Введение

Одним из способов повышения экономичности ТЭС является применение регенеративного подогрева питательной воды паром, отбираемым из отборов турбины. Применение этого способа повышения экономичности связано с использованием в цикле паротурбинной установки регенеративных подогревателей. Эффективность регенеративного подогрева зависит от правильного выбора параметров пара регенеративных отборов, числа регенеративных подогревателей, их схемы включения и типа.

При использовании схемы каскадного отвода дренажа от подогревателей в конденсатор турбины эффект от применения регенерации оказывается весьма низким, так как здесь во всех подогревателях, кроме первого происходит вытеснение отборного пара паром, образовавшимся при вскипании части дренажа вышестоящего подогревателя. При этом количество пара, направляемого в подогреватели, снижается и увеличивается поток пара, поступающего в конденсатор. Каскадный слив дренажа в конденсатор приводит к охлаждению его до температуры холодного источника и к передаче теплоты охлаждающей воде, что ещё более понижает тепловую экономичность рассматриваемой схемы.

Наибольшее распространение получила схема со смешанным отводом дренажа. Эффективность регенерации такой схемы выше, чем при использовании схемы каскадного отвода дренажа от подогревателей в конденсатор турбины.

4.2 Схема со смешанным отводом дренажа

Дренаж сливается каскадно, а из последнего поверхностного подогревателя с помощью дренажного насоса возвращается в линию основного конденсата. Данная схема является базовой.

Рис. 4.1. Схема со смешанным отводом дренажа.

Результаты расчета данной схемы представлены в части 1.

4.3 Схема с каскадным отводом дренажа

Каскадная схема слива дренажа ПНД.

Рис. 4.2. Схема с каскадным отводом дренажа.

Расчет данной схемы слива дренажа будем производить, используя результаты теплового расчета принципиальной тепловой схемы турбоустановки К-750−24.0, представленного в части 1.

По сравнению с базовой схемой, изменятся расходы пара в подогреватели ПНД 3, ПНД 2, ПНД 1. А также расход пароводяной смеси в конденсатор. Найдем новые значения этих величин и экономических показателей. Уравнение теплового баланса для ПНД 3:

Уравнение теплового баланса для ПНД 2:

Уравнения теплового и массового балансов для ПНД 1:

Составим систему уравнений:

;

Решив, получим:

Контроль правильности вычислений по балансу в конденсаторе турбины.

Проверка материального баланса на узле конденсатора:

— расхождение меньше 1%.

Определение расходов пара.

По сравнению с базовой схемой, изменятся лишь расходы пара в отсеках турбины: 6−7, 7−8, 8-К, а также работы пара в соответствующих отсеках.

Отсек 6−7:

Отсек 7−8:

Отсек 8-К:

Приведенный теплоперепад:

Абсолютный расход пара в голову турбины:

Примем механический КПД:

Примем КПД генератора:

Удельный расход пара в голову турбины:

Расход пара в конденсатор турбины:

Расход пара на промежуточный перегрев:

Расходы пара в отборы:

Определение показателей экономичности блока.

Расход теплоты на турбоустановку:

Электрический КПД турбоустановки:

Электрический КПД блока брутто:

Согласно рекомендациям [5, 6]:

— примем КПД транспорта теплоты:

— примем КПД парового котла: Топливо — Экибастузский уголь СС, Р.

Электрический КПД блока нетто:

Примем затраты на собственные нужды

Абсолютные и удельные расходы натурального топлива:

Согласно рекомендациям [5, 6] примем

Примем число часов использования установленной мощности, тогда расход натурального топлива в год: