Схемы конденсационного энергоблока

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(h'5- 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+Δ hв.оэ , (1.31)

Где hк=108,9кдж/кг-энтальпия основного конденсата перед охладителем эжектора;

Δ 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

1.9.2 Расход пара в голову турбины

 , (1.36)

Где Wэ =210мвт- номинальная электрическая мощность;

Yj- коэффициент недовыработки для j-го отбора;

Αj-доли отборов пара из турбины;

Hi=1450кдж/кг- срабатываемый теплоперепад в турбине;

Ηмех=0,98- КПД механический;

Ηген=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.

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 Δtб - наибольший теплоперепад температур между греющей и нагреваемой средой, °C;

Δtм - наименьший теплоперепад температур между греющей и нагреваемой средой, °C:

А) для охладителя пара

Δtб= tп- tпв.вых , (2.6)

Где tп=400°C-температура греющего пара;

Tпв.вых=240°C- температура питательной воды после подогревателя;

Δtм= 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- Δtоп=240-5=235°C (2.8)

Где Δtоп=5°C – подогрев воды в охладителе пара.

Таким образом, по формулам (2.6) и (2.7) определяем:

Δtб=400-240=160°C,

Δtм= 242- 235=7°C.

Определяем температурный напор:

°C.

Б) для охладителя дренажа

Δtб= tн- tод.вых , (2.9)

Где tод.вых- температура воды после охладителя дренажа. Определяется по формуле (2.10):

Tод.вых=tпв2+ Δtод=216,5+4=220,5°C, (2.10)

Где tпв2=216,5°C- температура воды перед подогревателем;

Δtод=4°C - подогрев воды в охладителе дренажа.

Δtм=Qо.д.=10°C,

Где Qо.д=10°C-недоохлаждение конденсата греющего пара в подогревателе.

Таким образом, по формуле (2.9) определяем:

Δtб= 242- 220,5=21,5°C

Определяем температурный напор:

°C.

В) для собственно подогревателя

Δtб=21,5°C,

Δtм=7°C.

Определяем температурный напор:

°C.

График нагрева воды показан на рисунке 3.1:

Tп=400°C

Tн=242°C q=2°C

Tдр=226,5°C

10°C

Tпв2=216,5°C Δtод Δtсп Δtоп

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 5¸8%

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 = (15¸20%). 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°C r = 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 =(1.05¸1.1)-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

Страницы: 1, 2, 3