Схемы конденсационного энергоблока
СОДЕРЖАНИЕ: Аннотация В данной выпускной работе была составлена и рассчитана схема конденсационного энергоблока мощностью 210 мвт с турбиной К-210-130. В исследовательской части был произведён тепловой расчёт парогенератора.Аннотация
В данной выпускной работе была составлена и рассчитана схема конденсационного энергоблока мощностью 210 мвт с турбиной К-210-130. В исследовательской части был произведён тепловой расчёт парогенератора.
Работа включает в себя страниц, таблиц, рисунков, К работе также прилагается листа графических работ формата А1.
конденсационный энергоблок котел турбоустановка
Введение
В данной дипломной работе составлена и рассчитана принципиальная тепловая схема энергоблока с турбиной К-210-130. Определено основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. На чертеже, изображающем принципиальную тепловую схему, показано теплоэнергетическое оборудование вместе с линиями (трубопроводами) пара и воды (конденсата), связывающими это оборудование в единую установку.
При расчёте принципиальной тепловой схемы была достигнута основная цель - определены технические характеристики теплового оборудования, обеспечивающие заданный график электрической нагрузки и требуемый уровень энергетических и технико-экономических показателей электростанции. На первом этапе были определены состояния водяного пара в ступенях турбины. На втором этапе были составлены соотношения материальных балансов потоков пара и воды. Для удобства расчётов расход свежего пара на турбину принят за единицу, а остальные потоки пара и воды выражены по отношению к этой величине. На третьем этапе были составлены и решены (если требуется, то совместно с уравнениями материального баланса) уравнения теплового баланса теплообменников турбоустановки. На четвёртом этапе был определён расход пара на турбину из условия заданной электрической мощности. Пятый завершающий этап - определение энергетических показателей турбоустановки и энергоблока.
В исследовательской части были отражены проблемы организации эксплуатации котлоагрегатов, связанные с образованием отложений на внутренних и внешних поверхностях нагрева. Разработаны методы борьбы с данными отложениями и сделаны соответствующие выводы.
Технологическая часть
1. Расчёт тепловой схемы конденсационного Энергоблока 210 мвт
1.1 Принципиальная тепловая схема энергоблока мощностью 210 мвт
Расчёт принципиальной тепловой схемы проведён с целью определения параметров и величины потоков рабочего тела (пара, конденсата и питательной воды) в различных участках технологического цикла, а также мощности и показателей тепловой экономичности.
Энергоблок 210 мвт состоит из барабанного парогенератора и одновальной конденсационной турбоустановки К-210-130 номинальной мощностью 210 мвт, с параметрами свежего пара:
Давление Р=130 ат. (12,75 мпа);
Температура 565 °С.
Топливо – уголь Егоршинского месторождения (Свердловская обл.), марки ПА. Принципиальная тепловая схема энергоблока приведена на рисунке 1.1
Турбина имеет три цилиндра. Свежий пар поступает в ЦВД, включающий регулирующую одновенечную ступень и одинадцать ступеней активного типа. После ЦВД пар поступает на промежуточный перегрев, после которого с параметрами рпп=2,35 мпа и tпп= 565 °С поступает в ЦСД. Цилиндр среднего давления имеет одинадцать ступеней. После ЦСД пар поступает в двухпоточный цилиндр низкого давления, с четырьмя ступенями в каждом потоке.
Конечное давление пара в турбине перед конденсатором Рк=0,034 ат. (0,00343 мпа).
Турбина имеет 7 регенеративных отборов пара. Подогрев конденсата и питательной воды паром, отбираемым из проточной части турбины, является одним из эффективных способов повышения экономичности тепловых электрических станций, получивших развитие с повышением начальных параметров пара и внедрения промперегрева. Регенеративный подогрев существенно сокращает удельный расход топлива на выработку электроэнергии. Основным преимуществом регенерации является уменьшение расхода пара в конденсатор и потерь тепла в нём. Регенеративный подогрев питательной воды производится последовательно в нескольких подогревателях, что существенно повышает тепловую экономичность цикла. В зависимости от начальных параметров и исходной температуры нагреваемого конденсата теплофикационных отборов дополнительная выработка электроэнергии на регенеративных отборах ТЭС составляет 8-35 % от выработки на внешнем теплопотреблении.
Подогрев питательной воды осуществляется в поверхностных и смешивающих (при непосредственном контакте воды с паром) регенеративных подогревателях. Основными подогревателями в тепловой схеме ТЭС являются поверхностные. В качестве смешивающегося подогревателя зачастую используется деаэратор, служащий в основном для удаления вредных примесей газов из рабочего тела. В смешивающих подогревателях недогрев равен нулю, что обусловливает большую их тепловую экономичность.
Конденсат турбины подогревается в охладителе уплотнений ОУ и охладителе эжектора ОЭ, в четырех регенеративных подогревателях низкого давления, а также в конденсаторе испарителя (КИ). После деаэратора вода питательным насосом прокачивается через три подогревателя высокого давления. Все ПВД имеют встроенные пароохладители, а также снабжены встроенными охладителями дренажа помимо основной конденсирующей поверхности, что повышает эффективность регенеративного цикла. Охладитель пара использует теплоту перегрева пара для дополнительного подогрева питательной воды на 2-5 °С выше температуры воды на выходе из основной поверхности. Охладитель конденсата охлаждает конденсат греющего пара ниже температуры насыщения, что уменьшает вытеснение пара более низких отборов в случае каскадного слива конденсата из подогревателя. Установка охладителей пара и конденсата даёт экономию топлива до 0,5-1 %.
Дренажи ПВД сливаются каскадно в деаэратор. Дренажи ПНД4, ПНД5 сливаются каскадно в П6(смешивающего типа) . Дренажи подогревателей ПНД7, ОУ и ОЭ поступают конденсатосборник конденсатора.
Потери пара и воды энергоблока восполняются дистиллятом, получаемым из одноступенчатой испарительной установки. В испаритель (И) подается греющий пар из 5-го отбора турбины. Вторичный пар конденсируется основным конденсатом в конденсаторе испарителя (KИ), включенном между подогревателями ПНД5 и П6. Химически очищенная добавочная вода поступает в испаритель через подогреватель добавочной воды (ПДВ) и деаэратор испарителя (ДИ). Дистиллят откачивается в деаэратор питательной воды дренажным насосом.
Принята следующая схема использования протечек из уплотнений турбины: из стопорных клапанов ЦВД протечки поступают в “горячую” нитку промежуточного перегрева; протечки регулирующих клапанов ЦВД, стопорных и регулирующих клапанов ЦСД и первых камер уплотнений ЦВД поступают в деаэратор питательной воды; из вторых камер уплотнений ЦВД, из концевых уплотнений ЦВД, ЦСД и ЦНД пар отсасывается паровым эжектором в охладитель уплотнений ОУ; к концевым уплотнениям ЦВД, ЦСД и ЦНД пар подводится пар из деаэратора питательной воды.
Воздух из конденсаторов ЦНД отсасывается водяными эжекторами.
1.2 Параметры пара и воды турбоустановки
На рисунке 1.2. Показана схема процесса работы пара в H,S-диаграмме.
Параметры и величины потоков рабочего тела (пара, конденсата и питательной воды) в различных участках технологического цикла приведены в таблице 1.1, где приняты следующие обозначения:
Pп, Tп, hп - давление (мпа), температура ( °С) и энтальпия (кдж/кг) пара;
Pп - давление пара перед подогревателями регенеративной установки (мпа);
Tн, hп - температура ( °С) и энтальпия (кдж/кг) конденсата при давлении насыщения ;
q - недогрев воды в поверхностных теплообменниках на выходе из встроенного пароохладителя (°С);
Pв, Tв, hв - давление (мпа), температура (°С) и энтальпия (кдж/кг) воды после регенеративных подогревателей;
tr - суммарный подогрев воды в ступени регенерации, включая собственно подогреватель, встроенные пароохладитель и охладитель дренажа ( кдж/кг);
Qr - тепло, отдаваемое греющим паром в ступени регенерации без учёта охладителя дренажа ( кдж/кг);
Точка процесса 0 (рисунок 1) отвечает состоянию пара перед регулирующей ступенью ЦВД. Потери давления в паропроводах отбираемого пара приняты 5-10 %, а дополнительная потеря давления пара в охладителях составляет 2 %.
1.3 Балансы пара и воды
Расчёт тепловой схемы ведётся при электрической мощности генератора Wэ=210 мвт. Расходы отборов определяются в долях расхода свежего пара. При этом подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД a0 = 1,0 , потери от утечек aут = 0,01. Паровая нагрузка парогенератора и расход питательной воды составляют:
aпг = a0 + aут = 1,01.
aпв = aпг + aпр = 1,035,
Где aпр = 0,025 – расход продувочной воды.
1.3.1 Доли утечек и протечек
Протечки пара из уплотнений приняты равными:
Стопорные клапаны ЦВД: aс.к.= 0,0020;
Регулирующие клапаны ЦВД: aр.к.= 0,0028;
Стопорные и регулирующие клапаны ЦСД: aппc.р.= 0,0003;
Первые камеры переднего и заднего уплотнений ЦВД: aу1=0,0043;
Отвод пара из вторых камер переднего и заднего уплотнений ЦВД и из
Концевых уплотнений в охладитель уплотнений ОУ: aоу =0,003;
Пара из первых камеры переднего и заднего уплотнений ЦСД: aу2=0,0003 ;
Количество пара уплотнений , направляемого в деаэратор питательной воды: aд.у. = aр.к.+ aу1+aппc.р = 0,0028+0,0043+0,0003 = 0,0074 ;
Количество пара, подаваемого на концевые уплотнения турбины: aу.к.= 0,001;
Расход пара на эжектор отсоса уплотнений: aэ.у.= 0,0008 ;
Количество пара, отводимого из деаэратора на концевые
Уплотнния:
aу. Д.= aу. К.-2aу2 = 0,001-2·0,0003 = 0,0004 .
1.3.2 Балансы расширителей непрерывной продувки
1) расход пара из расширителя непрерывной продувки первой ступени
(выхлоп вторичного пара в ДПВ)
, (1.1)
Где hпр=1560 кдж/кг- энтальпия продувочной воды, при температуре насыщения в барабане парогенератора;
H`пр= 666 кдж/кг- энтальпия продувочной воды, при температуре насыщения в деаэраторе питательной воды;
H``пр=2755 кдж/кг- энтальпия пара при давлении насыщения в ДПВ;
Подставляя эти значения в формулу (1.1) , получим
п1=0,011
2) расход пара из расширителя непрерывной продувки второй ступени (выхлоп вторичного пара в деаэратор испарителя ДИ)
, (1.2)
Где h`пр1= 437 кдж/кг- энтальпия продувочной воды, при температуре насыщения в деаэраторе испарителя;
H``пр1=2680 кдж/кг- энтальпия пара при давлении насыщения в ДИ;
пр1- расход продувочной воды из расширителя первой ступени. Определяется по формуле (1.3):
пр1= пр- п1=0,025-0,011=0,014 (1.3)
Подставляя эти значения в формулу (1.2) , получим:
п2=0,0015
1.4 Тепловые балансы регенеративных подогревателей высокого давления
Тепловой расчет регенеративных подогревателей, имеющих в одном корпусе пароохладитель (ПО), собственно подогреватель (СП) и охладитель дренажа (ОД) удобно выполнять, задаваясь конечным недогревом воды на выходе ее из пароохладителя Q. При этом известны температуры и энтальпии воды до и после всего теплообменника, а также доля воды, проходящей через теплообменник aв, параметры греющего пара на входе в теплообменник pп, hп, Tп; температура и энтальпия насыщения пара в подогревателе -Tн и hп . В результате решения уравнения теплового баланса теплообменника определяют долю греющего пара, отбираемого из турбины aп. При этом приняты: остаточный перегрев пара за пароохладителем QПО = 5-15 °C и недоохлаждение конденсата в охладителе дренажа Qо.д.= 40 кдж/кг (Qо.д.»10°С). Условно принимаем при расчёте потоки дренажей из вышестоящих подогревателей направленными в охладитель дренажа.
1.4.1 Тепловой баланс ПВД 1
Уравнение теплового баланса ПВД1 :
a1(hп1-hдр1)•то = aпв•(hпв1-hпв2) , (1.4)
Где a1- доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПВД1;
Hп1=3217,9 кдж/кг – энтальпия греющего пара перед ПВД1;
Hдр1 - энтальпия конденсата греющего пара на выходе из ПВД1;
Hдр1 = hпв2 + Qо.д.=921+40 = 961 кдж/кг, (1.5) то = 0,99 – коэффициент, учитывающий рассеивание теплоты в подогревателях;
aп.в.=1,035 - расход питательной воды через ПВД1;
Hпв1 = 1029 кдж/кг – энтальпия питательной воды после ПВД1;
Hпв2 = 921 кдж/кг – энтальпия питательной воды после ПВД2.
При этом, доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД1 в ПВД2 определяется по формуле:
aдр1=a1, (1.6)
Находим долю греющего пара, отбираемого для ПВД1 по формуле (4):
a1 = 0.049
Находим долю конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД1 в ПВД2
aдр1=0.049
1.4.2 Тепловой баланс ПВД 2
Уравнение теплового баланса ПВД2 :
a2•(hп2-hдр2)+ aдр1• (hдр1- hдр2) = aпв•( hпв2- hпв3)•(1/ то), (1.7)
Где a2 - доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПВД2;
Hп2= 3121,1кдж/кг - энтальпия греющего пара перед ПВД2;
Hдр2 - энтальпия конденсата греющего пара на выходе из ПВД1;
Hдр2 = hпв3 + Qо.д.=771,2+40 = 811,2 кдж/кг, (1.8)
Hпв3=771,2кдж/кг - энтальпия питательной воды после ПВД3;
Находим долю греющего пара a2 , отбираемого для ПВД2
a2 =0,065.
При этом, доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД2 в ПВД3 определяется по формуле (1.9):
aдр2=a2+aдр1, (1.9)
aдр2= 0.065+0.049=0.114
1.4.3 Тепловой баланс ПВД 3
Уравнение теплового баланса ПВД3 :
aп3•(hп3-hдр3)+ aдр2• (hдр2- hдр3) =aпв•(hпв3-hпв_пн)•(1/hто), (1.10)
Где aп3- доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПВД3;
Hп3=3413,9 кдж/кг - энтальпия греющего пара перед ПВД3;
Hпв_пн- энтальпия воды перед ПВД3, с учетом подогрева в питательном насосе п.н.
Hпв_пн= hдпв+ п.н , (1.11)
Где hдпв = 666 кдж/кг – энтальпия питательной воды после деаэратора.
Подогрев в питательном насосе определяется по формуле (1.12):
п.н.= vср•( рн- рв)/ hнi , (1.12)
Где vср = 0,0011 - среднее значение удельного объёма воды в насосе;
Рн = 18,1 мпа - давление воды в нагнетающем патрубке насоса;
Рв = 0,59 мпа - давление воды во всасывающем патрубке насоса;
hнi = 0,85 – внутренний ( гидравлический ) КПД насоса;
кдж/кг;
Энтальпия воды перед ПВД3 по формуле (1.11):
685.14 кдж/кг.
Hдр3 - энтальпия конденсата греющего пара после охладителя дренажа ПВД3. Рассчитывается по формуле (1.13):
Hдр3= hпв_пн + Qо.д.=685,14+40=725,14 кдж/кг, (1.13)
Находим долю греющего пара aп3, отбираемого для ПВД3 по формуле (1.10):
aп3 =0.03
При этом, доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД3 в ДПВ определяется по формуле (14):
aдр3=aп3+aдр2=0.03+0.114=0.144, (1.14)
aдр3= 0.144
1.5 Испарительная установка
Эта установка включает испаритель, его деаэратор, подогреватель добавочной воды, использующие пар из пятого отбора, и конденсатор испарителя, включённый между подогревателями ПНД5 и ПНД6.
Расходы пара и воды в установке, а также подогрев воды в конденсаторе испарителя определяются из уравнений материального и теплового баланса. В таблице 1.2 приведены параметры пара и воды в установке.
Таблица 1.2. Параметры пара и воды в испарительной установке
| Среда | Греющий пар | Вторичный пар | |||||||
| Параметр пара и воды | Р5, Мпа |
H5, Кдж/кг |
Тн. И, °С |
H5, Кдж/кг |
Ри1, Мпа |
Тн. И1, °С |
Hи, Кдж/кг |
Hи, Кдж/кг |
|
| Значение | 0.261 | 2937.41 | 127 | 532 | 0.14 | 109 | 455,1 | 2689,2 | |
Производительность испарителя (выход дистиллята из конденсатора испарителя) равна потерям пара и конденсата турбоустановки:
aи1 = aдист = aвт = aут = 0,01
Расход воды на испаритель с учётом его продувки:
aи.в = aи1+aи1.пр = aи1 +0,02•aи1 =1,02•0,01=0,0102
Материальный баланс деаэратора испарителя:
aи.в = aд.в+aд.и = 0,0102, (1.15)
Где aд.в - количество воды, поступающей в деаэратор испарителя после подогревателя добавочной воды;
aд.и - количество пара, поступающего в деаэратор из пятого отбора.
Уравнение теплового баланса деаэратора испарителя:
aи.в •hд.и=aд.в•hп.д.в+aд.и•hп5 , (1.16)
Где hд.и=435,4 кдж/кг - энтальпия воды на выходе из деаэратора, принимается по температуре насыщения в деаэраторе испарителя;
Hп.д.в=356,8 кдж/кг - энтальпия воды, поступающей в деаэратор испарителя после подогревателя добавочной воды, при Рд.в=1,18 мпа и Tп.д.в=85 °С;
Hп5=2937.41 кдж/кг-энтальпия пара в пятом отборе.
Уравнения (1.15) и (1.16) образуют систему двух уравнений:
aд.в+aд.и=0,0102
aд.в •356,8+aд.и •2937.41 =0,0102•435,4
Решением которой являются значения:
aд.в=0,0099
aд.и =0,00031
Уравнение теплового баланса испарителя:
aи•(hп5-h5)•hи=aи1 •(hи1-hд.и)+ aи1.пр •(hи1-hд.и) , (1.17)
Где aи - расход пара на испаритель;
H5=532 кдж/кг - энтальпия насыщенного греющего пара на выходе из испарителя;
hи =0,99 - КПД испарителя;
Hи1=2689,2 кдж/кг - энтальпия вторичного пар на выходе из испарителя;
Hд.и=435,4кдж/кг - энтальпия воды на выходе из деаэратора (на входе в испаритель); Hи1=440,17 кдж/кг - энтальпия продувочной воды испарителя.
Находим долю греющего пара aи , отбираемого для испарителя по формуле (1.17):
Уравнение теплового баланса подогревателя добавочной воды:
aп.д.в•(hп5-h5)•hп.д.в=aд.в•(hп.д.в-hд.в), (1.18)
Где aп.д.в - количество пара, поступающего в подогреватель добавочной воды из пятого отбора;
hп.д.в =0,99 - КПД подогревателя добавочной воды;
Hп.д.в=356,8 кдж/кг- энтальпия воды на выходе из подогревателя добавочной воды; hд.в=168,5 кдж/кг - энтальпия добавочной воды на входе в подогреватель добавочной воды при Рд.в=1,1 мпа и Тд.в=40 °С. Находим долю греющего пара aп.д.в , отбираемого для подогревателя добавочной воды по формуле (1.18):
.
Общее количество пара, идущего на испарительную установку:
aи.у = aи+aп.д.в+aд.и = 0,0094+0,00078+0,00031 = 0,01049.
Уравнение материального баланса испарителя:
aи.в+aи=aи1+aдр.и , (1.19) Где aдр.и – доля конденсата греющего пара, поступающего в линию каскадного слива конденсата из ПНД5 в ПНС6 и по формуле (1.19) равна:
aдр.и=aи.в+aи-aи1=0,0102+0.0094-0,01=0,0096
1.6 Деаэратор питательной воды
 |
aу.д aэ.у
aдр3 aк.д
aд.у aдист
aд
 |
aп.в
Рисунок 1.6- Потоки пара и воды через ДПВ
Уравнение материального баланса деаэратора питательной воды:
aп.в+aу.д+aэ.у=aд+aд.у +aдр3+aк.д+aдист , (1.20)
Где aп.в =1,035 - выход питательной воды из деаэратора;
aу.д =0,0004 - количество пара , отводимого из деаэратора на концевые уплотнения;
aэ.у =0,0008 - расход пара на эжектор отсоса уплотнений;
aд - количество пара, подводимого к деаэратору из третьего отбора;
aд.у =0,0074 - количество пара уплотнений, направляемого в деаэратор питательной воды;
aдр3=0.144-доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД3 в ДПВ;
aк.д - количество конденсата, поступающего в деаэратор из подогревателя ПНД4;
aдист =0,01- количество конденсата, поступающего в деаэратор из конденсатора испарителя.
Уравнение теплового баланса деаэратора питательной воды:
aп.в•hд+(aу.д+aэ.у)•hд = (aд•hп3+aд.у•hд.у+aдр3•hдр3+
+aк.д•hв4+aдист•hи1)• hд.п.в , (1.21)
Где hд=666 кдж/кг - энтальпия деаэрированной воды на выходе из деаэратора;
Hд=2736,1 кдж/кг - энтальпия пара отводимого от деаэратора на концевые уплотнения и на эжектор отсоса уплотнений;
Hп3=3413,9 кдж/кг - энтальпия греющего пара из третьего отбора на входе в деаэратор;
Hд.у=3555,8 кдж/кг - энтальпия пара уплотнений;
Hдр3=725,14кдж/кг - энтальпия конденсата после охладителя дренажа ПВД3;
Hв4=636,4кдж/кг - энтальпия конденсата, подводимого к деаэратору от подогревателя ПНД4;
Hи1=455,1кдж/кг - энтальпия конденсата, поступающего в деаэратор из конденсатора испарителя;
hд.п.в =0,99 - КПД деаэратора питательной воды.
Уравнения (1.20) и (1.21) образуют систему двух уравнений:
1,035+0,0004+0,0008=aд+0,0074+0.144+aкд+0,01
1,035•666+(0,0004+0,0008)•2736,1=
=(aд•3413,9 +0,0074•3555,8 +0.144•725,14+aк.д•636,4+0,01•455,1)•0,99
Решением которой являются значения:
aд=0,01
aк.д=0,8696.
1.7 Регенеративные подогреватели низкого давления (ПНД)
1.7.1 Тепловой баланс ПНД4
Уравнение теплового баланса ПНД4 :
a4•(hп4-hдр4)= aк.д4•(hв4-hв5)•1/hто , (1.22)
Где a4 - доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПНД4;
Hп4=3232,4 кдж/кг- энтальпия греющего пара в четвертом отборе для ПНД4;
Hдр4=653,1 кдж/кг- энтальпия конденсата греющего пара после ПНД4;
aк.д4=0,8696 – расход основного конденсата через ПНД4;
Hв4=636,4кдж/кг - энтальпия конденсата, подводимого к деаэратору от подогревателя ПНД4;
Hв5=511кдж/кг – энтальпия основного конденсата, подводимого к ПНД4 от подогревателя ПНД5;
hп4=0,995 - КПД ПНД4.
При этом, доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПНД4 в ПНД5 определяется по формуле:
aдр4=a4, (1.23)
Находим долю греющего пара, отбираемого для ПНД4 по формуле (1.22):
.
a4 =0,044.
Находим долю конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПНД4 в ПНД5
aдр4=0.044.
1.7.2 Тепловой баланс конденсатора испарителя (КИ)
Уравнение теплового баланса КИ :
aк.д•(hв.к.и-hв6)= aи•(hи1-hи1)• hто , (1.24)
Где aк.д=aк.д4=0,8696– расход основного конденсата через КИ;
Hв.к.и- энтальпия основного конденсата после КИ;
Hв6=431,2 кдж/кг - энтальпия конденсата на выходе из подогревателя ПНС6 (определяется по давлению насыщения греющего пара смешивающего подогревателя);
aи=0,0094 - расход пара на испаритель (выход дистиллята из конденсационной установки для восполнения потерь);
Hи1=2689,2 кдж/кг - энтальпия вторичного пар на выходе из испарителя (на входе в конденсатор испарителя);
Hи1=455,1кдж/кг - энтальпия насыщения вторичного пара на выходе из конденсатора испарителя.
По формуле (1.24) найдем энтальпию основного конденсата после КИ:
кдж/кг
1.7.3 Тепловой баланс ПНД5
Уравнение теплового баланса ПНД5 :
aп5•(hп5-hдр5)+ aдр4• (hдр4- hдр5) = aк.д5•( hв5- hв.к.и.)•(1/ то), (1.25)
Где aп5 - доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПНД5;
Hп5=3025,7кдж/кг- энтальпия греющего пара в пятом отборе для ПНД5;
Hдр5=523,35 кдж/кг- энтальпия конденсата греющего пара после ПНД5;
aк.д5=aк.д4=0,8696– расход основного конденсата через ПНД5;
Hв5=511 кдж/кг - энтальпия конденсата на выходе из подогревателя ПНД5;
Hв.к.и=470 кдж/кг - энтальпия конденсата, подводимого к подогревателю ПНД5 от конденсатора испарителя.
Находим долю греющего пара aп5 , отбираемого для ПНД5 по формуле (1.25):
.
aп5 =0,012.
При этом, доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПНД5 в ПНС6 определяется по формуле (1.26):
aдр5=aп5+aдр4, (1.26)
aдр5= 0.012+0.044=0.056
1.7.4 Тепловой баланс ПНС6
Уравнение теплового баланса ПНС6:
aк.д6• hв6•1/hто=a6• hп6+aк.д7• hв.о.у.+ hдр5•aдр5+aдр.и(h5- hдр5) , (1.27)
Где aк.д6=0,8696 – доля конденсата выходящего из ПНС6;
Hв6=431,2 кдж/кг - энтальпия конденсата на выходе из подогревателя ПНС6;
a6 - доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПНС6;
Hп6=2868,4кдж/кг- энтальпия греющего пара в шестом отборе для ПНС5;
aк.д7 - доля основного конденсата на входе в ПНС6;
Hв.о.у- энтальпия основного конденсата после охладителя уплотнений ОУ;
aдр.и=0.0096 – доля конденсата греющего пара, поступающего в линию каскадного слива конденсата из ПНД5 в ПНС6;
Уравнение материального баланса для ПНС6:
aк.д6=a6+aк.д7+aдр5 . (1.28)
1.1.7.5 Тепловой баланс охладителя уплотнений ОУ
aк.д7•(hв.оу-hв7)= aоу•(hп.оу-hоу.др)•hто , (1.29)
Где hв7=247кдж/кг - энтальпия конденсата на выходе из подогревателя ПНД7;
aоу=0,003 - отвод пара из вторых камер переднего и заднего уплотнений ЦВД и из концевых уплотнений в охладитель уплотнений ОУ;
Hп.оу=2900 кдж/кг - энтальпия греющего пара, поступающего в охладитель уплотнений ОУ;
Hоу.др=570 кдж/кг - энтальпия конденсата греющего пара, поступающего из охладителя уплотнений ОУ в конденсатор.
Решая систему уравнений (1.27), (1.28) и (1.29):
0,8696 • 431,2 •1/0,99=a6• 2868,4+aк.д7• hв.о.у.+ 523,35•0.056+0,0096•(532-523.35)
0,8696 =a6+aк.д7+0.056
aк.д7•(hв.оу-247)= 0,003 •(2900 -570)•0,99,
Получим следующие результаты:
a6=0,052
aк.д7=0,7315
Hв.оу=256,11 кдж/кг.
1.7.6 Тепловой баланс ПНД7
Уравнение теплового баланса ПНД4 :
aк.д7•(hв7- hв.оэ)= a7•(hп7- hдр7)•hто , (1.30)
Где hв7=247кдж/кг - энтальпия конденсата на выходе из подогреватляпнд7;
Hв.оэ – энтальпия основного конденсата перед ПНД7, с учетом его подогрева в ОЭ. Считается по формуле (1.31):
Hв.оэ= hк+ hв.оэ , (1.31)
Где hк=108,9кдж/кг-энтальпия основного конденсата перед охладителем эжектора;
hв.оэ=16,7 кдж/кг- подогрев основного конденсата в охладителе эжектора.
Таким образом по формуле (1.31) получаем:
Hв.оэ=108,9+16,7=125,6кдж/кг .
a7 - доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПНД7;
Hп7=2666,1кдж/кг- энтальпия греющего пара в седьмом отборе для ПНД7;
Hдр7=275,61 кдж/кг- энтальпия конденсата греющего пара после ПНД7;
По формуле (30) определяем долю пара в седьмом отборе:
a7=0,039
1.8 Материальный баланс пара и конденсата
Доли отборов пара из турбины:
1-ый отбор a1=0,049;
2-ой отбор a2=0,065;
3-ий отбор a3=aп3+aд=0,03+0,01=0,04;
4-ый отбор a4=0,044;
5-ый отбор a5=aп5+aи.у=0,012+0,01049=0,02249;
6-ой отбор a6=0,052;
7-ой отбор a7=0,039.
.
Расход пара в конденсатор (по материальным балансам в конденсатно-питательном тракте) :
aп.к=0,68851 .
Расход пара в конденсатор( по материальному балансу конденсатора):
aв.к=aк.д7-a7-aоу-aоэ=0,7315-0,039-0,003-0,001=0,6885
aв.к=0,68851 .
Погрешность материального баланса:
.
Такая точность расчётов была достигнута благодаря использованию ЭВМ.
1.9 Расходы пара и воды
1.9.1 Коэффициенты недовыработки
Определим срабатываемый теплоперепад в турбине по формуле (1.32):
Hi=h0 - hпп1+hпп2 - hk , (1.32)
Где h0=3512,96 кдж/кг- энтальпия острого пара;
Hпп1=3121,1 кдж/кг- энтальпия пара перед промежуточным перегревом;
Hпп2=3609,2 кдж/кг- энтальпия пара после промежуточного перегрева;
Hk=2561 кдж/кг- энтальпия пара перед конденсатором.
Hi=3512,96 - 3121,1 +3609,2 – 2561=1450 кдж/кг.
Определяем коэффициенты недовыработки:
А) для первого отбора:
, (1.33)
Где h1=3217,9 кдж/кг- энтальпия пара в первом отборе;
.
Б) для второго отбора:
. (1.34)
В) для остальных отборов:
, (1.35)
Где yj- коэффициент недовыработки для j-го отбора;
Hj- энтальпия пара j-го отбора.
Результаты расчетов коэффициентов недовыработки сводим в таблицу 1.3:
Таблица 1.3. Результаты расчетов коэффициентов недовыработки
Номер Отбора |
Энтальпия пара отбора hj , кдж/кг | Коэффициент Недовыработки, yj |
Доли отборов Пара из турбины, aj |
Yj • aj |
| 1 | 3217,9 | 0,7746 | 0,049 | 0,03796 |
| 2 | 3121,1 | 0,7461 | 0,065 | 0,0485 |
| 3 | 3413,9 | 0,5902 | 0,04 | 0,02361 |
| 4 | 3232,4 | 0,4855 | 0,044 | 0,02136 |
| 5 | 3025,7 | 0,3494 | 0,02249 | 0,00786 |
| 6 | 2868,4 | 0,2491 | 0,052 | 0,01295 |
| 7 | 2666,1 | 0,0784 | 0.039 | 0,00306 |
yj • aj |
- | - | - | 0,1553 |
1.9.2 Расход пара в голову турбины
, (1.36)
Где Wэ =210мвт- номинальная электрическая мощность;
Yj- коэффициент недовыработки для j-го отбора;
j-доли отборов пара из турбины;
Hi=1450кдж/кг- срабатываемый теплоперепад в турбине;
мех=0,98- КПД механический;
ген=0,99 – КПД генератора.
кг/с.
1.9.3 Расход пара в отборы турбины:
D1 = a1•D0=0,049•167,1=8,19 кг/с;
D2 = a2•D0 = 0,065•167,1=10,86кг/с;
D3 = a3•D0 = 0,04•167,1=6,684 кг/с;
D4 = a4•D0=0,044•167,1=7,35 кг/с;
D5 = a5•D0=0,02249•167,1=3,758 кг/с;
D6 = a6•D0=0,052•167,1=8,69 кг/с;
D7 = a7•D0=0,039•167,1=6,52 кг/с.
Паровая нагрузка парогенератора:
Dпг = aпг•D0==1,01•167,1=168,771 кг/с.
1.10 Энергетический баланс турбоагрегата
Определяем мощность отсеков турбины и полную её мощность:
Wотс.i =Dотс.i • Hотс.i , (1.37)
Где Wотс.i - мощность отсека турбины;
Dотс.i - пропуск пара через отсек;
Hотс.i - внутреннее теплопадение отсека.
Электрическая мощность турбоагрегата:
, (1.38)
Где 
- суммарная мощность турбоагрегата по отсекам без учёта механических потерь и потерь в генераторе;
hм- КПД механический;
hг - КПД электрического генератора.
hэм=0,985 - КПД с учётом механических потерь и потерь в генераторе.
Результаты расчётов сводим в таблицу 1.4.
Таблица 1.4. Результаты расчётов мощности по отсекам.
| Отсек | Интервал давлений, мпа | Пропуск пара через отсек, кг/c | Внутреннее теплопадение Hотс, кдж/кг | Мощность отсека Wотс, мвт |
| 0-1 | 12-3,8 | 165 | 263,8 | 43,53 |
| 1-2 | 3,8-2,56 | 158,91 | 96,8 | 15,38 |
| ПП-3 | 2,35-1,2 | 148,05 | 195,3 | 28,9 |
| 3-4 | 1.2-0.63 | 141,366 | 181,5 | 25,66 |
| 4-5 | 0.63-0.27 | 134,016 | 206,7 | 27,7 |
| 5-6 | 0.27-0.125 | 130,258 | 157,3 | 20,5 |
| 6-7 | 0.125-0.026 | 121,568 | 202,3 | 24,59 |
| 7-К | 0.026-0.0034 | 115,048 | 105,1 | 12,1 |
мвт.
Wэ = 213,19·0,985 = 210 мвт .
1.11 Энергетические показатели энергоблока
Полный расход тепла на турбоустановку:
Удельный расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии (без учета расхода электроэнергии на собственные нужды):
Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнегии:
.
Тепловая нагрузка парогенератора:
Qпг=(hпг-hпв)•aпг•D0=(3512,96-1030)•1,01•210 = 526,6мвт
Коэффициент полезного действия транспорта тепла:
Коэффициент полезного действия парогенератора брутто принят:
hпг=0,94
Тепло, выделяемое при сгорании топлива:
.
Абсолютный электрический КПД турбоустановки:
.
Коэффициент полезного действия энергоблока (брутто):
Или
.
Удельный расход тепла на энергоблок:
.
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды:
Эсн = 0,03.
Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто):
hн.эс =hэс•(1-Эсн) = 0,375·(1-0.03) =0.364.
Удельный расход условного топлива (нетто) на энергоблок:
2. Выбор основного и вспомогательного оборудования
Для ступенчатого подогрева конденсата и питательной воды служат регенеративные подогреватели. Пар из отборов турбины подается в подогреватели как направляющая среда, в связи с этим по давлению отбора различают подогреватели высокого и низкого давления (ПВД и ПНД). Выбор теплообменников заключается в расчете поверхности нагрева для определения марки подогревателя. ПВД и ПНД поверхностного типа, деаэраторы повышенного и атмосферного давления, смешивающего типа.
2.1 Выбор ПВД
Расчет достаточно провести для одного подогревателя, например для ПВД 1.
Поверхность нагрева определяется по формуле:
, м2 (2.1)
Где Q – тепловая мощность подогревателя (квт);
K – коэффициент теплопередачи;
Dt – средний логарифмический температурный напор.
Расчет осуществим, разбивая подогреватель на три части: охладитель пара , собственно подогреватель и охладитель дренажа. Таким образом , получим следующие формулы:
- Для охладителя пара
Qоп= Dп·(hп-h``н), квт (2.2)
Где Dп=8,19 кг/с – расход отборного пара на подогреватель ;
Hп=3217,9 кдж/кг – энтальпия отборного пара перед подогревателем;
H``н=2800 кдж/кг - энтальпия насыщения отборного пара.
Qоп= 8,19 ·(3217,9 -2800)=3422,6квт;
- Для собственно подогревателя
Qсп= Dп ·( h``н -h`н), квт (2.3)
Где h`н=1038.8 кдж/кг - энтальпия насыщения воды при давлении в данном отборе.
Qсп= 8,19 ·( 2800-1038.8)=14424,2 квт;
- Для охладителя дренажа
Qод= Dп ·( h`н – hдр), квт (2.4)
Где hдр=950 кдж/кг – энтальпия конденсата греющего пара после ОД.
Qод= 8,19 ·( 1038.8 –950)=727,3 квт.
Тепловая мощность подогревателя:
Q= Qоп+ Qсп+ Qод=3422,6+14424,2+727,3 =18574,1 квт.
Cредний логарифмический температурный напор определяется по формуле:
, (2.5)
Где tб - наибольший теплоперепад температур между греющей и нагреваемой средой, °C;
tм - наименьший теплоперепад температур между греющей и нагреваемой средой, °C:
А) для охладителя пара
tб= tп- tпв.вых , (2.6)
Где tп=400°C-температура греющего пара;
Tпв.вых=240°C- температура питательной воды после подогревателя;
tм= tн- tв.оп , (2.7)
Где tн=242°C - температура насыщения греющего пара;
Tв.оп- температура питательной воды перед охладителем пара. Определяется по формуле (2.8):
Tв.оп= tпв.вых- tоп=240-5=235°C (2.8)
Где tоп=5°C – подогрев воды в охладителе пара.
Таким образом, по формулам (2.6) и (2.7) определяем:
tб=400-240=160°C,
tм= 242- 235=7°C.
Определяем температурный напор:
°C.
Б) для охладителя дренажа
tб= tн- tод.вых , (2.9)
Где tод.вых- температура воды после охладителя дренажа. Определяется по формуле (2.10):
Tод.вых=tпв2+ tод=216,5+4=220,5°C, (2.10)
Где tпв2=216,5°C- температура воды перед подогревателем;
tод=4°C - подогрев воды в охладителе дренажа.
tм=Qо.д.=10°C,
Где Qо.д=10°C-недоохлаждение конденсата греющего пара в подогревателе.
Таким образом, по формуле (2.9) определяем:
tб= 242- 220,5=21,5°C
Определяем температурный напор:
°C.
В) для собственно подогревателя
tб=21,5°C,
tм=7°C.
Определяем температурный напор:
°C.
График нагрева воды показан на рисунке 3.1:
Tп=400°C
 |
Tн=242°Cq=2°C
Tдр=226,5°C
10°C
Tпв2=216,5°C tод tсп tоп
Рисунок 2.1 - График нагрева воды
Определяем поверхности нагрева подогревателя по формуле (2.1), задаваясь значениями коэффициентов теплопередачи:
Kоп= kод=1,5квт/м2·°C
Kсп=3 квт/м2·°C.
м2,
м2,
м2.
Общая поверхность теплообмена подогревателя составляет:
F=Fоп+ Fсп+ Fод=45,39+394,9+32,72=472,8 м2.
Так как тепловая мощность первого ПВД больше, чем остальных ПВД, принимаем группу ПВД с одинаковой поверхностью из стандартных теплообменников. Также необходимо учитывать давление в отборе, расход воды, давление воды. По данным параметрам соответствует следующая группа ПВД:
ПВД 1: ПВ-475-230-50
ПВД 2: ПВ-475-230-50
ПВД 3: ПВ-475-230-50
ПВД с F = 475 м2, предельное давление воды 230 кгс/см2, расчетный расход воды 600 т/ч, максимальная температура воды на выходе 250 С, максимальное давление пара 5 мпа.
2.2 Выбор ПНД
Выбор ПНД производится без разбиения его поверхности на три части. Расчет будем производить для ПНД 4:
Q = 7.35· (3032-653) = 16020квт.
; k = 3; F = 390,8м2
Выбираем группу ПНД: №4,№5, №7
ПН-400-26-7-II; С3ТМ; F = 400 м2.
ПНС6 (подогреватель смешивающего типа) выбираем: ПНС-800-0,2
2.3 Выбор деаэратора питательной воды
Выбираем деаэратор для деаэрации питательной воды следующего типа
ДП-1000 с расходом воды на выходе 1000 т/ч. Давление в деаэраторе 0.59 мпа. К колонке деаэратора присоединен бак аккумуляторный деаэратора емкостью 100 м3, для запаса воды в аварийных ситуациях с обеспечением работы блока на 15 минут.
2.4 Выбор испарителя
Выбираем испаритель для восполнения потерь пара и конденсата следующего типа - И-350-1, с поверхностью теплообмена 350м2.Максимальное давление пара 0,59мпа, номинальная производительность по пару 5кг/с.
2.5 Выбор конденсатора
Конденсатор выбирают по максимальному расходу пара в конденсатор, температуре охлаждающей воды, по которым определяются давление в конденсаторе, расход охлаждающей воды. Поверхность охлаждения конденсатора определяется по формуле:
Dк = 115,048 кг/с
Где Dк – расход пара в конденсатор, кг/с
Hк , h-энтальпия отработавшего пара и конденсата, кдж/кг
K-коэффициент теплопередачи, квт/м2·°С. Принимаем к=4 квт/ м2·°С.
Dtср –средне логарифмическая разность температур между паром и водой, °С
Выбираем конденсатор типа 200-КЦС-2 с поверхностью охлаждения F = 9000 м2, число ходов z = 2, расход охлаждающей воды W = 25000 м3/ч.
2.6 Выбор конденсатных насосов
Конденсатные насосы служат для подачи конденсата из конденсатора через подогреватели низкого давления в деаэратор. Расчетная производительность
Конденсатного насоса определяется по формуле:
Полный напор конденсационного насоса первого подъема:
, (2.11)
Полный напор конденсационного насоса второго подъема:
, (2.12)
Где h г - геометрическая высота подъема конденсата (для насосов первого подъема - разность уровней в конденсаторе и насосе второго подъема,для насосов второго подъема - разность уровней в насосе и деаэраторе), м
Рд, рк –давление в деаэраторе и конденсаторе, атм.
-сумма потерь напора в трубопроводах и подогревателях
Hкн.п1 = 5+10· (1,13-0,034)+10·6.4 = 80м.
Hкн.п2 = 25+10· (5,9-1,13)+10·8 = 152,7м.
Устанавливаем систему конденсатных насосов:
А) первый подъем – два насоса (один резервный) КСВ-500-85:
Основной конденсат из конденсатора
Основной Резервный
Насос насос
 |
Основной конденсат в систему регенерации
Рисунок 2.2- Конденсатные насосы первого подъема
Б) второй подъем – три насоса (3х50%) КСВ-320-160.
2.7 Выбор питательного насоса
Выбор питательного насоса осуществляется по обеспечению парогенератора питательной водой, максимальное потребление которого определяется максимальным расходом ее парогенераторами с запасом 58%
Для барабанных парогенераторов давление в питательном патрубке насоса, необходимое при подаче, определяется по формуле:
Рн = рб+Dрб+рст+Dрсн , (2.13)
Где рб –избыточное номинальное давление в барабане, мпа
Dрб – запас давления на открытие предохранительных клапанов, мпа
Dрб =0.08 рб
Рст – давление столба воды от уровня оси насоса до уровня воды в барабане, мпа
Рст = Нн*r*g*10-6 , (2.14)
Dрсн – сумма потерь давления в напорных трубопроводах, мпа
Рб = 14.0 мпа; Dрб = 1.12 мпа; r = 800 кг/м3; (при t = 240°C); Нн = 28 м.
Рст = 28·9.81·800·10-6 = 0.22 мпа.
Dрсн = (1520%). Подставляя эти значения в (2.11) получим:
Рн = (1.12+14.0+0.22)·1.15 = 17,641 мпа
Расчетное давление на всасывающем патрубке, мпа:
Рв = рд + рст.в - Dрсв , (2.15)
Где рд = 0.73 мпа – давление в деаэраторе
Рст.в = rghв·10-6 – давление столба воды от уровня ее в баке аккумуляторе до оси насоса Нв, мпа
Dрсв – потери давления в трубопроводе от деаэратора до насоса, мпа
При t = 160°Cr = 907.4 кг/м3; Нв = 16 м
Рст.в = 16·9.818907.4·10-6 =0.142 мпа.
Dрсв » 0.05 мпа, тогда получаем:
Рв = 0.588+0.142- 0.05 = 0.68 мпа.
Повышение давления воды, которое будет создавать насос, мпа:
Dрпн = (рн – рв)·y
Где y =(1.051.1)-коэффициент запаса по давлению.
Dрпн =(17,641-0.68)·1.05 =17.41мпа .
Давление в нагнетательном патрубке с учетом коэффициента запаса yрк:
yрк =1.05·рн =18,3 мпа.
С учетом запаса воды (и повышения давления) выбираем насосы электрические (ПЭН) следующей марки 2хпэ 720-185:
Dпв.макс =1.08·Dп = 640·1.08 =691,2 т/ч
Максимальный расход воды 720 т/ч, максимальный напор 2030м.
Питательная вода из ДПВ
Основной Резервный
Насос насос
Питательная вода в систему регенерации
Рисунок 2.3 - Питательные насосы
2.8 Выбор котла
Осуществляется по максимальному расходу пара на турбину с учетом потерь на продувку и в паропроводе, что составляет 2,5%, а так же по давлению свежего пара. Поэтому исходя из всего выше сказанного по таблице выбираем котел. Более целесообразно в этой тепловой схеме будет поставить следующие типы котлоагрегатов:
Еп-640-140 или Е-420-140.
3. Разработка мероприятий по очистке
Поверхностей нагрева котла
3.1 Очистка внешних поверхностей нагрева
3.1.1 Назначение и принцип работы установки дробевой очистки
Надежность и экономичность работы котельных установок во многом определяется загрязненностью поверхностей нагрева. При сжигании мазута происходит интенсивное загрязнение конвективных поверхностей нагрева с образованием связанных отложений, что приводит к
- Увеличению аэродинамического сопротивления газового тракта котла;
- Снижению коэффициента теплопередачи;
- Повышению температуры уходящих газов;
- Снижению КПД котла.
Для поддержания стабильных технико-экономических показателей котла применяют средства профилактической очистки, наиболее эффективным из которых для опускных газоходов является дробевая очистка.
Установка дробевой очистки (УДО) предназначена для регулярной профилактической очистки конвективных поверхностей нагрева от золовых отложений. При дробевом способе очистки используется кинетическая энергия свободно падающей металлической дроби округлой формы размером 4 – 6 мм. Для очистки поверхностей нагрева дробь, поднятая на верх конвективной шахты, направляется в газоход и равномерно распределяется по его сечению. Каждая дробинка многократно участвует в процессе очистки и сбивает золу с поверхностей нагрева, расположенных на пути ее движения. Сбитые частицы золы уносятся потоком дымовых газов за пределы конвективной шахты, а отработавшая дробь собирается в бункерах под конвективной шахтой и вновь поднимается на верх котла для дальнейшего ее использования.
3.1.2 Техническое описание установки дробевой очистки и ее узлов
Схема установки дробевой очистки изображена на чертеже 4. Установка дробевой очистки состоит из двух контуров циркуляции дроби, осуществляющих следующие функции
- Транспортирование дроби на верх котла и ее отделение от транспортирующего ее воздуха;
- Подача дроби в конвективную шахту и равномерное ее распределение по сечению газохода;
- Отделение дроби от золы и хранение дроби между циклами очистки.
Необходимые напор и расход воздуха для пневмотранспорта создают турбовоздуходувки типа ТВ-80-1,6.
Контур установки дробевой очистки включает следующие узлы:
- Дробеуловитель (1) служит для улавливания дроби, подаваемой на верх котла, и отделения ее от транспортирующего воздуха.
- Дозатор дроби (2) предназначен для распределения дроби в потолочные разбрызгиватели и ее порционной подачи в котел. Внутри дозатора находится поворотное корыто с двумя отсеками, расположенными по разные стороны от оси вращения и поочередно располагающимися под выходным патрубком дробеуловителя. После заполнения отсека определенным количеством дроби корыто под действием веса дроби поворачивается и дробь из отсека высыпается в расположенный под ним отсекатель газов. Дробь из дробеуловителя начинает заполнять другой отсек, после заполнения которого корыто поворачивается в другую сторону и дробь поступает во второй отсекатель газов.
- Отсекатель газов (3) служит для предотвращения поступления дымовых газов в элементы установки дробевой очистки при повышении давления в поворотной камере газохода котла.
- Шибер-мигалка (4), расположенный на выходе из отсекателя газов, под весом ссыпавшейся на него из дозатора дроби открывается и пропускает дробь в течки, соединяющие отсекатель газов с потолочными разбрызгивателями дроби. Изменением расстояния от груза до оси рычага шибера-мигалки регулируется плотность прижатия шибера.
- Потолочные разбрызгиватели дроби (5) предназначены для равномерного распределения дроби по сечению конвективной шахты котла.
- Влагоотделитель (6) служит для предотвращения поступления влаги в нижние узлы установки при возникновении течи в котле. В процессе очистки котла влагоотделитель выполняет функции отсеивания золы от дроби. Для исключения присосов воздуха в газоход котла у открытого конца отвода влагоотделителя необходимо установить заслонку мигалку.
- Шибер (7) осуществляет выбор той или иной функции влагоотделителя. Управляется шибер обслуживающим персоналом вручную.
- Сепаратор (8) предназначен для улавливания крупных кусков шлака, обмуровки, огарков электродов и других посторонних предметов, поступающих из котла вместе с дробью, и хранения дроби. Улавливание крупных кусков происходит на выдвижной сетке. Дробь хранится под выдвижной сеткой. Запорным органом для дроби служит корыто, размещенное в питателе дроби (10). В верхней части сепаратора расположены два клапана (15), посредством рычагов соединенных с пневмоцилиндрами (9). Клапаны служат для подачи атмосферного воздуха на отсеивание золы от дроби при работе установки дробевой очистки. Пневмоцилиндры резиновым рукавом соединены с трубопроводом подачи воздуха к эжектору (12) для транспорта дроби на верх котла.
- Питатель дроби (10) служит для подачи дроби из сепаратора в эжектор. Количество дроби, подаваемой из сепаратора в эжектор, регулируется специальным регулятором (11) открытия запорного органа (корыта). С помощью этого регулятора обеспечивается оптимальное соотношение дроби и воздуха для устойчивой работы эжектора.
- Эжектор (12) предназначен для транспортирования дроби установки на верх котла.
Подача воздуха к установке дробевой очистки осуществляется от общего воздухопровода (16) по отводу с задвижкой (13). При открытии задвижки (13) воздух поступает к эжекторам (12) и пневмоцилиндрам (9). Происходит транспортирование дроби на верх котла в дробеуловители (1). Пневмоцилиндры (9) открывают клапаны (15) на сепараторах (8), чем обеспечивается подача атмосферного воздуха в влагоотделитель (6) на отсеивание золы.
Из дробеуловителей (1) дробь с помощью дозаторов (2) и отсекателей газов (3) поступает в потолочные разбрызгиватели (5) и рассеивается по сечению газохода. Проходя через поверхности нагрева, дробь сбивает с труб золовые отложения и собирается в бункерах газохода котла, из которых через влагоотделители (6) поступает в сепараторы (8). Зола отсеивается от дроби и выносится в газоход восходящим потоком атмосферного воздуха, поступающим через клапаны сепаратора.
Хранение дроби между циклами очистки осуществляется в сепараторах ниже уровня сетки и визуально контролируется ее количество, необходимое для проведения цикла очистки.
Контроль за давлением воздуха перед эжекторами осуществляется с помощью манометров (14). Устойчивый пневмотранспорт дроби на верх котла осуществляется при давлении воздуха перед эжекторами не менее 0,04 мпа, при меньшем давлении воздуха пневмотранспорт дроби неустойчив, из эжекторов происходит сильное пыление и выбивание дроби.
3.1.3 Режим очистки
Дробевая очистка является профилактическим мероприятием, поэтому ее необходимо применять на предварительно очищенных поверхностях нагрева конвективной шахты.
Режим очистки выбирается с таким расчетом, чтобы аэродинамическое сопротивление газового тракта и температура уходящих газов оставались на одном уровне в течении всей рабочей компании котла.
Для данного котла при пуско-наладочных работах предварительно устанавливается следующий режим очистки:
Периодичность – 1 раз в сутки;
Продолжительность очистки – 30-40 мин.
Во время эксплуатации котла первоначально установленный режим может быть скорректирован в зависимости от характера и интенсивности золовых отложений
3.2 Очистка внутренних поверхностей нагрева
3.2.1 Назначение и описание схемы очистки внутренних поверхностей нагрева
В процессе эксплуатации котла на его внутренних поверхностях нагрева образуются отложения с различными химическими и физическим характеристиками. Для примера в таблице 4.1 приведен химический анализ отложений для данного типа котла, установленного на ВТЭЦ-1.
Таблица 4.1. Химический анализ отложений на внутренних поверхностях нагрева котла.
| Поверхность нагрева | Sio2 | Fe2O3 | Cuo | Cao | Mgo | P2O5 | SO3 |
| Лобовые экраны | 1,9 | 65,3 | 2,7 | 5,8 | 2,9 | 18,3 | 0,7 |
| Боковые экраны | 2,1 | 79,2 | 4,31 | 3,8 | 2,4 | 7,8 | 0,6 |
| Водяной экономайзер | 0,9 | 96,7 | Отс. | 0,7 | 0,2 | 0,9 | 0,2 |
| Конвективный пароперегреватель | 0,7 | 99,1 | Отс. | Отс. | Отс. | Отс. | Отс. |
Для химической очистки поверхностей нагрева котла используется схема, включающая в себя:
- Циркуляционный бак емкостью 25 м3, оборудованный водоуказательным стеком, дренажной и переливной линиями, лестницей с перилами и ограждениями, люком для загрузки сыпучих реагентов;
- Напорный и сбросной трубопроводы;
- Насосы кислотной промывки 1Д-630-90-УХЛ4.
К циркуляционному баку подведены трубопроводы подачи реагентов, пара, воды и воздуха. Реагенты (кислота и аммиак) подаются насосами из емкостей хранения, находящихся в химическом цехе.
Схема предусматривает очистку только экранной системы «методом травления». Пароперегреватель и водяной экономайзер перед началом промывки заполняются водой и после каждой операции водяной экономайзер прокачивается через барабан котла. Моющие и пассивирующие растворы, вода для отмывки подаются в контур через нижние точки котла.
Подогрев моющих растворов осуществляется путем подачи пара в циркуляционный бак, а перемешивание – сжатым воздухом и насосами кислотной промывки.
Сброс отработанных растворов осуществляется на узел нейтрализации химического цеха. Отмывочные воды с рн=6,5-8,5 сбрасываются в ливневую канализацию и направляются в озера повторного использования, где в дальнейшем могут быть использованы для контуров циркуляции охлаждающей воды конденсаторов турбин.
Моющие растворы готовятся на технической воде, а пассивирующие – на химически обессоленной.
3.2.2 Технологический режим очистки внутренних поверхностей нагрева котла
Технологический режим очистки внутренних поверхностей нагрева котла производится в следующем порядке.
1. Водная отмывка. Операция предназначена для удаления с поверхностей нагрева рыхлых отложений и продуктов коррозии, а также случайных загрязнений, попавших в трубную систему в процессе ремонта котла. Отмывка производится до осветления воды на сбросе в ливневую канализацию.
2. Кислотная стадия. Операция предназначена для удаления отложений с внутренних поверхностей нагрева. При этом промываемый контур заполняется горячим раствором ингибированной соляной кислоты с уротропином до появления его в контрольной точке. Длительность обработки 3-4 часа с постоянным барботажем сжатым воздухом для перемешивания моющего раствора. По истечении времени основная часть моющего раствора сливается на узел нейтрализации химического цеха, а остатки в приямок с последующей откачкой также узел нейтрализации химического цеха.
3. Водная отмывка. Проводится технической водой. При этом контур поочередно заполняется до контрольной точки и опорожняется на узел нейтрализации химического цеха или в приямок до осветления воды и рн не менее 6,5 на сбросе.
4. Аммиачная обработка. Операция предназначена для удаления соединений меди и нейтрализации поверхностей нагрева. При этом контур заполняется 1 % раствором аммиака до контрольной точки. Длительность обработки 1-2 часа с постоянным барботажем сжатым воздухом. По истечении времени моющий раствор сливается на узел нейтрализации химического цеха.
5. Водная отмывка. Проводится химобессоленной водой. При этом контур поочередно заполняется до контрольной точки и опорожняется на узел нейтрализации химического цеха или в приямок до осветления воды и рн не более 8,5 на сбросе.
6. Пассивация. Операция предназначена для защиты поверхностей нагрева от стояночной коррозии. После водной отмывки котел заполняется аммиачным раствором гидразингидрата. После чего бак приготовления раствора промывается конденсатом с последующей откачкой воды также в котел для вытеснения пассивирующего раствора из схемы его подачи. Далее котел заполняется до минимально возможного растопочного уровня и растапливается согласно инструкции по эксплуатации в режиме пуска котла из холодного состояния. При температуре насыщения 150-160 С топочный режим стабилизируется. При этом арматура на паропроводах к общестанционной магистрали закрыта, а продувка барабана и паропроводов в атмосферу открыта. Данный режим поддерживается течении 12 часов. При этом рн пассивирующего раствора в контуре должен быть 10,5-11,0, а концентрация гидразина 300-500 мг/кг. По окончании пассивации котел гасится, при давлении в барабане 0,8-1,0 мпа начинается дренирование котла на узел нейтрализации химического цеха.
4. Техника безопасности
4.1 Техника безопасности при эксплуатации установки дробевой очистки котла
Все работы по эксплуатации установки дробевой очистки должны производиться в строгом соответствии с требованиями «Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанции и тепловых сетей».
Весь персонал, допущенный к обслуживанию установок дробевой очистки, проходит инструктаж по технике безопасности.
Ремонтные работы на установке дробевой очистки производятся по нарядам.
Освещенность мест расположения узлов установки дробевой очистки и щитов управления должна соответствовать установленным нормам и составлять не менее 20 люкс.
При выбивании дроби, пар, воды или дымовых газов из узлов установки дробевой очистки следует немедленно прекратить работу и сообщить об этом начальнику смены КТЦ. Последующий пуск возможен только после устранения дефекта.
Очистку выдвижной сетки сепаратора не производить руками. Использовать для этой цели скребок.
Не допускать попадания посторонних предметов в контуры циркуляции дроби.
Осмотр и очистку узлов установки дробевой очистки производить в защитных очках. При попадании сернистых отложений в глаза промыть их 5 % раствором двууглекислого натрия (питьевой содой).
При промывках конвективной шахты не допускать попадания воды в узлы установки дробевой очистки.
Запрещается эксплуатация установки дробевой очистки при неисправности отдельных узлов.
Запрещается загромождать место обслуживания установки дробевой очистки предметами, препятствующими ее обслуживание.
Запрещается производить любые ремонтные работы на работающей установке.
На помостах и площадках обслуживания узлов установки дробевой очистки не должно быть дроби.
4.2 Техника безопасности при проведении химической очистки котла
При проведении химической очистки необходимо соблюдать общие «Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанции и тепловых сетей».
Работы по химической очистке проводятся по наряду-допуску.
На рабочем месте необходимо иметь медицинскую аптечку, нейтрализующие растворы бикарбоната натрия (2 % и 5 %) и борной кислоты (2 % и 5 %), мыло, полотенце, салфетки.
Лица, не участвующие в очистке, в зону промываемого оборудования не допускаются.
Места производства работ по химической очистке должны быть ограждены и хорошо освещены. Также вывешиваются плакаты-знаки: «Осторожно! Едкие вещества», «Осторожно! Опасная зона», «Проход закрыт».
Все работы, не связанные с кислотной промывкой, на котле запрещены.
Все работы, связанные с применением открытого огня, а также газоэлектросварочные работы возле промывочного бака, проботборных точек, в местах складирования реагентов категорически запрещаются.
5. Экология
5.1 Золоулавливание
Сжигание топлива на ТЭС связано с образованием продуктов сгорания, содержащих летучую золу, частицы недогоревшего пылевидного топлива, сернистый и серный ангидрид, оксиды азота и газообразные продукты неполного сгорания, а при сжигании мазута, кроме того, соединения ванадия, соли натрия, коксик и частицы сажи. В золе некоторых топлив имеется мышьяк, свободный диоксид кремния, свободный оксид кальция и др. В связи, с этим при эксплуатации энергоблоков большое значение имеют вопросы очистки дымовых газов от вредных продуктов и золоулавливания.
Проектирование и сооружение электростанций ведутся с соблюдением требований по предельно допустимым концентрациям основных выбросов, загрязняющих атмосферу отходящими газами, на уровне дыхания человека. Это обеспечивается установкой эффективных золоуловителей и сооружением дымовых труб, позволяющих рассеивать дымовые газы на большие расстояния, снижая тем самым локальные концентрации вредных веществ.
Золоуловители должны иметь коэффициент золоулавливания не менее 99% для КЭС мощностью 2400 мвт и выше и ТЭЦ мощностью 500 мвт и выше при приведенной зольности топлива не более 4%, при большой зольности топлива коэффициент золоулавливания должен быть не менее 99,5%. Для КЭС и ТЭЦ меньшей мощности коэффициент золоулавливания принимается от 96% до 99%.
В качестве золоуловителей, как правило, применяют электрофильтры, мокрые золоуловители и батарейные циклоны.
5.2 Золоудаление
Система удаления и складирования золы и шлака современных крупных электрических станций, называемая золоудалением, представляет собой сложный комплекс, включающий специальное оборудование и устройства, а также многочисленные инженерные сооружения. Её назначением является удаление шлака, образующегося в топках, и золы, уловленной золоуловителями парогенераторов, транспорт их за пределы территории электростанции, часто на значительное расстояние (до 10 км и больше), и организации на золошлакоотвалах.
На действующих электростанциях страны в основном осуществлено гидровлическое золошлакоудоление.
Различают следующие системы гидрозолоудаления:
- Совместный гидротранспорт шлака и золы центробежными насосами, эжекторными гидроаппратами, по самотечным каналам;
- Раздельный гидротранспорт, когда шлаковую пульпу транспортируют багерными насосами или эжекторными гидроаппаратами, а золовую пульпу – центробежными насосами, либо и шлак и золу транспортируют по отдельным самотечным каналам.
Гидротранспорт золы и шлака по самотечным каналам или трубам явля-ется наиболее простым, надёжным и экономичным, но его возможно осущест-влять лишь в сравнительно редких случаях, когда имеется благоприятный профиль местности и золошлакоотвал располагается на значительно более низком уровне, чем главное здание электростанции.
Заключение
В ходе проведённой работы был произведён расчёт конденсационного энергоблока мощностью 210 мвт. Были определены его основные энергетические показатели, показатели турбоустановки и энергоблока в целом, произведён выбор основного и вспомогательного оборудования. Были предложены меры по охране окружающей среды. Результаты расчетов показали, что основное и вспомогательное оборудование данного энергоблока и энергоблок в целом соответствуют современным требованиям по проектированию, сооружению и эксплуатации тепловых электрических станций.
В индивидуальной части работы был осуществлен тепловой расчет котла, цель которого – определение основных параметров (температуры, давления, энтальпии) воды, пара и дымовых газов в отдельных узлах котлоагрегата. В работе были использованы практические материалы исследования данного типа котла. Установлена зависимость КПД, температуры уходящих газов и аэродинамических характеристик котла от толщины отложений на внешних стороне конвективных поверхностей нагрева.
Разработаны мероприятия по борьбе с отложениями на внешней и внутренней поверхностях нагрева. Для борьбы с внешними отложениями в конвективной части газохода предложена дробевая очистка. Преимуществами данного метода очистки являются:
- Производство очистки в период работы котла;
- Не требуются реагенты;
- Высокое качество очистки при малом времени ее проведения;
- Не требуется дополнительного оборудования для удаления продуктов очистки.
Для борьбы с внутренними отложениями предложен химический метод очистки, включающий в себя следующие этапы:
- Водная отмывка;
- Обработка раствором соляной кислоты с ингибитором методом травления;
- Обработка аммиачным раствором;
- Пассивация аммиачным раствором гидразингидрата.
В заключении следует заметить, что для уменьшения скорости образования отложений на внутренних поверхностях нагрева котла и увеличения межремонтного срока эксплуатации следует вести правильный воднохимический режим.
Список литературы
1.Вукалович М. П. Термодинамические свойства воды и водяного пара.- М.: Энергоатомиздат,1999.
2.Другов Л.И., Игнатьевский Е.А. Вспомогательное оборудование машинных (турбинных) цехов тепловых электростанций.- М.: “Высшая школа”,1975.
3. Двойшников В.А., Деев Л.В., Изюмов М.А. Конструкция и расчёт котлов и котельных установок - М: Машиностроение, 1988. - 264с.;
4. Кисилёв Н.А. Котельные установки - М: Высшая школа, 1975. - 277с.
5. Рихтер Л. А., Елизаров Д. П., Лавыгин В. М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций.-М.:Энергоатомиздат,1987.
6. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. - М.: «Энергия», 1976.
7. Стерман Л. С., Лавыгин В. М., Тишин С. Г. Тепловые и атомные электрические станции.- М.:Энергоатомиздат,1995.
8. Стырикович М.А., Резников М.И. Парогенераторы электростанций - М: Энергия, 1969. - 384с.
9. Борщов Д.А. «Эксплуатация энергетических котлов» – М: Стройиздат, 1978. – 246 с
10. Щегляев А. В. Паровые турбины.- М.: Энергия, 1976.
11. Дудко С.И. «Ремонт котлов тепловых электростанций» – Киев: Будiвельник, 1973. – 358 с.
12. Мухин С.И., Маховер О.С. «Руководство по наладке энергетических котлов» - Л: Недра, 1979. – 312с
13. Павлов И.И., Федоров М.Н. «Котельные установки» - М: Стройиздат, 1986. – 232 с
14.Методические указания по оформлению пояснительной записки выпускной работы на степень бакалавра/ Е. А. Маликов; ВФ МЭИ (ТУ).- Волжский, 2001.-15с.
Рисунок 1.2 – Процесс расширения пара в турбине