Энергоблок мощностью 610 МВт

Тип:
Добавлен:

Аннотация

Дипломная работа на тему: «Энергоблок мощностью 610 МВт» состоит из 84 стр. текста, оформленных в виде РПЗ, 4 листов чертежей формата А1.

Ключевые слова: ТЕПЛОВАЯ СХЕМА, ЭНЕРГОБЛОК, ПВД, КОНСТРУКТОРСКИЙ РАСЧЕТ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ, ОСНОВНОЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, СХЕМА ВКЛЮЧЕНИЯ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ, ВИОЛЕН.

Работа выполнена с использованием литературных источников, программ AutoCAD, MathCAD, Microsoft Word и WaterSteamPro.

Данная работа содержит:

1.Расчет тепловой схемы конденсационного энергоблока мощностью 610 МВт.

2.Выбор основного и вспомогательного тепломеханического оборудования для данного энергоблока.

.Конструкторский расчет подогревателя высокого давления (ПВД-3)

.Сравнение схем включения ПВД в систему регенеративного подогрева (схема Виолена).

Графическая часть содержит: расширенную тепловую схему энергоблока, чертежи ПВД, чертежи схем включения ПВД.

Введение

Энергетика является важнейшей и необходимой отраслью экономики России. Производство электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня страны и отражает общее состояние производственных сил.

Представленная работа включает в себя расчет тепловой схемы конденсационного пылеугольного энергоблока, мощностью 610 МВт, выбор основного и вспомогательного оборудования на основе полученных в результате расчета тепловой схемы результатов, тепловой и конструкторский расчет подогревателя высокого давления. Специальная часть работы состоит в том, чтобы сравнить эффективность энергоблока с разным включением ПВД 3. Графическая часть работы представляет собой развернутую тепловую схему энергоблока, чертежи подогревателя высокого давления и наглядный материал по специальной части, представленный в виде таблицы сравнения параметров энергетической и тепловой эффективности исходного и модернизированного блока, а также схемы включения ПВД.

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 и освоением новых конструктивных решений являются неотъемлемой частью фундаментальной базы знаний современного инженера-теплоэнергетика.

Глава 1. Расчет тепловой схемы энергоблока с турбоустановкой К-610-25

.1 Описание тепловой схемы энергоблока электрической мощностью 610 МВт

Энергоблок мощностью 610 МВт состоит из прямоточного котла и конденсационной турбины выполненной на сверхкритические параметры пара с промежуточным перегревом, системой регенеративного подогрева питательной воды. Свежий пар с параметрами 25 МПа, 560 °C через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в ЦВД. Пар расширяется в группе ступеней ЦВД, затем направляется на промежуточный перегрев с параметрами 4,8 МПа, 560°C. После промежуточного перегрева пар поступает к стопорным клапанам ЦСД, а затем направляется к ступеням ЦСД. После ЦСД пар по перепускным (ресиверным) трубам попадает в 2-х поточный ЦНД.

Регенеративная система включает в себя 5 ПНД (1 - смешивающий, 4 - поверхностных), деаэратор и 3 ПВД. После деаэратора питательная вода бустерными и питательными насосами прокачивается через ПВД. Все ПВД имеют встроенные пароохладители и охладители дренажа греющего пара. Дренажи ПВД сливаются каскадно в деаэратор.

Питательный насос приводится в действие с помощью турбопривода с собственным конденсатором. Турбопривод предвключен в 3-й отбор.

1.2 Расчёт принципиальной схемы ТЭС

.2.1 Составление принципиальной тепловой схемы

Таблица 1.1.

Исходные данные для расчета тепловой схемы

ПараметрыОбозначенияРазмерностьВеличина1Мощность турбоустановкиМВт6102Начальные параметрыМПа/°C25/5603Параметры промперегреваМПа/°C4,8/5604Конечное давлениеМПа0.0045Температура питательной воды°C2756Давление пара в деаэратореМПа0,77Схема включения деаэратораПредвключенный в 3-ий отбор8Тип привода питательного насосаТурбопривод9Схема включения приводной турбиныПредвключенная в 3 отбор с конденсацией10Давление в конденсаторе приводной турбиныpтпМПа0.006511Внутренние относительные КПД турбины по отсекам-0.850.910.8212Внутренний относительные КПД турбопривода

-0.8313Величина утечек пара и конденсата-0.01514Величина продувки барабанного котла15Вид топливатвердое16Число регенеративных подогревателей, в том числе: - ПВД - ПНД (без учета деаэратора)шт3 (ПВД) 5 (ПНД)17Схема ПНДПоверхностные - 4 Смешивающие - 118Схема слива дренажа ПНД19Недогревы в ПВД220Недогревы в ПНД521Метод подготовки добавочной водыхимический

Таблица 1.2.

Принимаем некоторые значения для расчета принципиальной тепловой схемы: [1]

ПараметрыОбозначенияРазмерностьВеличина1Потери давления в стопорных и регулирующих клапанах ЦВД-%32Потери давления пара в тракте промежуточного перегрева-%143Потери давления в ресиверах пара между ЦСД и ЦНД-%24Потери давления в паропроводах отборного пара-%4-85Потери давления в ПВД МПа0,26Потери давления воды в ПНД DpПНДМПа0,17КПД насоса -0,858КПД подогревателя-0,999Подогрев в ОЭ, СП20

Рис. 1.1. Принципиальная тепловая схема блока

1.2.2 Построение процесса расширения водяного пара в проточной части турбины

Первый этап расчета ПТС заключается в определении состояний водяного пара в ступенях турбины. Для этого строят процесс работы пара в турбине в h, S-диаграмме. Исходными данными для построения процесса служат значения начального давления и температуры пара перед турбиной (р0, t0), давления и температуры промежуточного перегрева пара (рпп, tпп), конечного давления отработавшего пара в конденсаторе турбины рк. Кроме того, необходимо знать значения внутреннего относительного КПД отдельных отсеков (группы ступеней) турбины. КПД турбин новых типов (с новыми параметрами пара или повышенной мощности) при расчете ПТС определяют ориентировочно по аналогии с известными типами турбин в зависимости от объемного пропуска и перепада давлений пара в данном отсеке.

При построении процесса расширения пара в турбине учитываются потери давления:

  • в стопорных и регулирующих клапанах ЦВД Dр0=(0,04…0,05)р0;
  • в промежуточном пароперегревателе Dрпп=0,1рпп;
  • в стопорных клапанах ЦСД Dр=0,02рпп. [1]

Рис. 1.2. Процесс расширения в турбине с промежуточным перегревом водяного пара

1.2.3 Определение параметров пара и воды турбоустановки.

Точка 0'(перед первой ступенью турбины)

Начальные параметры:

По начальным параметрам определяем: [2]

Потери давления при течении в стопорном и регулирующем клапанах: [1]

Давление в точке 0'

Тогда, параметры в точке 0': [2]

Точка пп` на входе в ЦСД

Определим по значениям рпп и tпп энтропию и энтальпию в точке (пп):

По известным параметрам определяем: [2]

Потери давления в тракте промежуточном пароперегревателе [1]

Тогда, давление холодной нитки:

По значениям и определяем теоретические значения энтальпии и температуры. [2]

Действительное значение энтальпии:

По значениям и определяем значения энтропии и температуры [2]

Потери давления в стопорных клапанах на входе в ЦСД [1]

Тогда, по значениям и определяем значения энтропии и температуры [2]

Точка ПВ (параметры питательной воды):

Температура питательной воды

Давление питательной воды перед котлом. [1]

По значениям и определяем значения энтропии, энтальпии и объема [2]

Деаэратор

Давление в деаэраторе

Определяем значения энтальпии, температуры, энтропии и объема на линии насыщения [2]

Точка (с) на выходе из ЦСД

Задаемся значением давления на выходе из ЦСД:

Определяем теоретическое значение энтальпии: [2]

Действительное значение энтальпии:

Определяем значение энтропии на выходе из ЦСД: [2]

1.3 Распределение регенеративного подогрева по ступеням

Регенеративный подогрев питательной воды на КЭС при промежуточном перегреве пара имеет ряд особенностей. Относительное повышение КПД от регенерации при промежуточном перегреве пара меньше, чем без него, так как КПД исходного цикла без регенерации более высок, а отборы пара после промежуточного перегрева уменьшаются. Пар в отборах после промежуточного перегрева имеет более высокую энтальпию, чем пар такого же давления в турбине без промежуточного перегрева. Использование более перегретого пара для подогрева воды менее выгодно из-за уменьшения отборов пара на регенерацию и увеличения пропуска пара в конденсатор и, следовательно, потери теплоты в нем.

Давление первого отбора пара из ЦВД выбирают в зависимости от технико-экономического обоснования оптимальной температуры питательной воды tПВ. Одним из регенеративных отборов, обычно вторым, является отбор из противодавления ЦВД, из холодной линии промежуточного перегрева. В подогреватель №3 поступает пар с наибольшим перегревом. При обычной схеме включения пароохладителя этого подогревателя вследствие большей необратимости процесса теплообмена в горячей ступени применяют подогрев в холодной ступени (паром за ЦВД) t2>t3, а именно t2=(1,1¸2)t3.

При известном значении tпв и равномерном распределении подогрева по ступеням для любого подогревателя системы

где hпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг; h'к - энтальпия конденсата, кДж/кг; z - число подогревателей. [1]

1.3.1 Подогреватель высокого давления ПВД 1.

Температура насыщения:

Определим по температуре насыщения значения давления и энтальпии [2]

Определяем давление пара в отборе

Определяем теоретическое значение энтальпии пара (по и )

По h-s диаграмме находим действительное значение энтальпии:

Тогда, значения температуры и энтропии: [2]

Давление за ПВД 1:

Из процесса работы пара в турбине в h, S-диаграмме, находим значения энтальпии и энтропии

.3.2 Подогреватель высокого давления ПВД2

Давление пара в отборе, совпадает по значению с давлением холодной нитки:

Давление насыщения, с учетом потерь:

Определим значения энтальпии и температуры в подогревателе [2]

Температура за подогревателем:

Давление воды за ПВД 2 [1]

Значение энтальпии и [2]

Температурный напор в охладителях дренажа [1]

Температура охлажденного дренажа

Энтальпия охлажденного дренажа по значениям и [2]

Подогрев воды в питательном насосе

[2]

Средний удельный объем воды

Давление воды за питательным насосом

Подогрев воды

Энтальпия воды за питательным насосом

По значениям и определяем значение температуры воды за ПН: [2]

1.3.3 Подогреватель высокого давления ПВД3

Принимаем t2=1,5t3. [1]

Энтальпия воды за П3:

Давление воды за ПВД: [1]

По значениям и определяем значение температуры воды за П3: [2]

Температура насыщения в подогревателе

По температуре насыщения находим значения давления и энтальпии в подогревателе: [2]

Давление пара в отборе

Теоретическое значение энтальпии пара в отборе: [2]

По h-s диаграмме, находим действительное значение энтальпии в 3 отборе

По значениям и определяем значение температуры: [2]

Температура охлажденного дренажа:

Энтальпия охлажденного дренажа: [2]

Температура охлажденного дренажа

Энтальпия охлажденного дренажа: [2]

1.3.4 Доли расхода пара на ПВД

Доля расхода пара на подогреватель ПВД 1

Уравнение теплового баланса

Рис. 1.3 ПВД1.

Доля расхода пара на подогреватель ПВД 2

Уравнение теплового баланса

Рис.1.4 ПВД 2.

1.4 Индифферентная точка

Внутренний абсолютный КПД ЧВД условной конденсационной турбины:

Количество теплоты, переданное в паровом пароперегревателе

Теплоперепад между энтальпией и энтальпией пара в индифферентной точке

Энтальпия пара в индифферентной точке

Значит, третий отбор находится за индифферентной точкой. [1]

.5 Распределение подогрева воды для ПНД:

Подогрев воды в деаэраторе: [1]

Температура воды на входе в деаэратор:

С

Давление основного конденсата:

Энтальпия вода за ПНД 4: [2]

Параметры насыщения за конденсатором: [2]

Подогрев воды за конденсатором:

Точка К:

Давление:

Теоретическое значение энтальпии: [2]

Действительное значение энтальпии:

1.5.1 Подогреватель смешивающего типа ПНД8

Энтальпия за подогревателем:

Давление за подогревателем:

Температура воды за ПНД 8: [2]

Температура насыщения в подогревателе:

Давление и энтальпия насыщения в подогревателе: [2]

Давление пара в отборе:

Теоретическое значение энтальпии для подогревателя: [2]

По h-s диаграмме находим действительное значение энтальпии:

Значения энтропии, температуры и степени сухости для подогревателя: [2]

.5.2 Подогреватель низкого давления ПНД 7

Энтальпия и давление воды за подогревателем:

Энтальпия воды:

Температура воды за ПНД 7: [2]

Температура в подогревателе:

Давление и энтальпия насыщения: [2]

Давление пара в отборе

Теоретическое значение энтальпии: [2]

По h-s диаграмме определяем действительное значение энтальпии:

Находим значение температуры и энтропии: [2]

.5.3 Подогреватель низкого давления ПНД 6

Давление воды за подогревателем:

Энтальпия воды:

Температура воды за ПНД 6: [2]

Температура насыщения в подогревателе:

По находим давление и энтальпию: [2]

Давление пара в отборе

Теоретическое значение энтальпии: [2]

По h-s диаграмме находим действительное значение энтальпии:

Находим значение температуры и энтропии: [2]

.5.4 Подогреватель низкого давления ПНД 4

Давление воды за подогревателем:

Температура воды: [2]

Температура насыщения в подогревателе:

По находим давление и энтальпию: [2]

Давление пара в отборе

Теоретическое значение энтальпии: [2]

По h-s диаграмме определяем действительное значение энтальпии:

Находим значение температуры и энтропии: [2]

.5.5 Подогреватель низкого давления ПНД 5

Давление воды за подогревателем:

Энтальпия воды:

Температура воды за ПНД 5: [2]

Температура насыщения:

По находим давление и энтальпию: [2]

Давление пара в отборе

Теоретическое значение энтальпии: [2]

По h-s диаграмме определяем действительное значение энтальпии:

Находим значение температуры и энтропии: [2]

.6 Доли расхода пара на подогреватели

Доля расхода пара на подогреватель высокого давления ПВД3:

Уравнение теплового баланса для ПВД 3:

Доля расхода пара на деаэратор:

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса деаэратора:

Решаем систему из двух уравнений, и в итоге получаем:

Доля расхода пара на подогреватель низкого давления ПНД 4:

Тепловой баланс подогревателя ПНД 4

Точка смешения:

Тепловой баланс подогревателя ПНД 5, ПНД 6 и точки смешения:

Решаем систему равнений:

После решения системы уравнений, получаем:

=0,7037033

Доля расхода пара на подогреватель низкого давления ПНД 7

Уравнение теплового баланса:

Доля расхода пара на подогреватель низкого давления ПНД 8(смешивающего типа):

Уравнения теплового баланса

Решив систему уравнений, получим следующие данные:

Доля расхода пара на турбопривод:

Давление в конденсаторе приводной турбины:

Внутренний относительный КПД турбопривода:

Внутренний механический КПД турбопривода:

Давление и энтальпия пара на входе в турбопривод с учетом потерь: [2]

Теоретическая энтальпии пара поступающего в конденсатор: [2]

Действительная энтальпии пара поступающего в конденсатор:

Внутренний теплоперепад:

Средний удельный объем воды: [2]

1.7 Контроль материального баланса пара и конденсата

Расход пара в конденсатор:

Доля потока конденсата из основного конденсатора со стороны регенеративной системы:

Расход пара в конденсатор (по материальному балансу конденсатора)

Найдем погрешность вычислений:

Погрешность составляет меньше и можно считать, что материальный баланс сходится. [1]

1.8 Определение абсолютного значения расхода пара в голову турбины D0

,

где NЭ=610103 кВт, - приведенный теплоперепад, где αj - доля пропуска пара через отсек, а Δhj - теплоперепад в отсеке.

Для определения составляем таблицу 1.3.

Таблица 1.3.

Определение приведенного теплоперепада.

ЦилиндрОтсек турбиныДоля пропуска пара через отсек αjТеплоперепад пара в отсеке Δhj, кДж/кгВнутренняя работа на 1 кг свежего пара αj∙Δhj, кДж/кгЦВД0 -1α0 =1h0 - h1 = 3371,3-3048=323,3323,31-21 - α1=1- 0,024754= 0,975246h1 - h2 = 3048-3021,27=26,7326,07ЦСДПП-31 - α1 - α2 = 0,853665hпп - h3 =3575,8-3323=252,8215,383-41 - α1 - α2 - α3- αд - αтп=0,73264h3 - h4 =3323-3010=313229,324-51-α1-α2-α3- αд - α4- αтп =0,69911h4 - h5 =3010-2880= 13090,88ЦНД5-61-α1-α2 - α3-αд-αтп-α4-α5=0,667193h5 - h6 =2880-2757= 12382,066-71-α1-α2-α3-αд-αтп-α4-α5-α6=0,639663h6 - h7 =2757- 2640=11774,847-81-α1-α2-α3-αд-αтп-α4-α5-α6-α7=0,609084h7- h8 = 2640-2510=13079,188-к1-α1-α2-α3-αд-αтп-α4-α5-α6-α7-α8=0,580884h8- hк = 2510-2321=189109,791230,82

Расход пара в голову турбины: кг/с, где - механический КПД турбины, - КПД электрического генератора, принимаем согласно.

Абсолютные расходы рабочего тела по элементам тепловой схемы:

.9 Энергетические показатели энергоблока

Расход теплоты на турбоустановку:

КПД турбоустановки по выработке электроэнергии:

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии:

Удельный расход пара турбоустановки:

Тепловая нагрузка парового котла:

принимаем, что, тогда:

КПД транспорта теплоты:

[1]

КПД энергоблока брутто:

- КПД котельной установки.

КПД энергоблока нетто:

Принимаем - доля электроэнергии собственных нужд станции, тогда [1]

Удельный расход условного топлива (нетто) на энергоблок:

Удельный расход теплоты энергоблока (нетто):

Расход натурального топлива на энергоблок:

где - низшая теплота сгорания топлива (каменный уголь). [8]

Глава 2. Выбор основного и вспомогательного оборудования энергоблока КЭС

.1 Выбор турбоустановки

Мощность турбины КЭС выбирается в соответствии с мощностью блока. Принимаем за прототип турбоустановку К-500-240 мощностью 500 МВт, которую выпускает завод по производству конденсационных турбин ЛМЗ. Конденсационная паровая турбина К-500-240-4 ЛМЗ одновальная, работает с электрогенератором ТВВ-500. Турбина состоит из ЦВД, ЦСД и двух ЦНД. Расход свежего пара на турбину для нагрузки в 500 МВт составляет 1527*103 кг/ч, параметры свежего пара: 23,54 МПа, 540 °С. Конденсатор установки типа К-11520 приварен к четырем выхлопам ЦНД.

В схему включены 3 регенеративных ПВД, деаэратор, питаемый паром из третьего отбора, 5 регенеративных ПНД. Из ПВД дренаж сливается каскадно в деаэратор. Особенностью схемы является паротурбинный привод питательного насоса. Приводная турбина с конденсатором питается паром из третьего отбора, а отработавший пар поступает в конденсатор турбины привода, откуда конденсат идёт на конденсатор главной турбины. Турбопривод решает проблему быстроходности и регулирования отборов и при достаточном внутреннем относительном КПД оказывается экономичнее, чем электропривод вызывающий дополнительные потери энергии в редукторах и гидромуфте. [3]

Таблица 2.1.

Параметры проектируемой турбины К-610-250

Мощность номинальная, МВт610Начальные параметры пара: · давление, МПа 25· температура, °С560Параметры пара после промперегрева:· давление, МПа4,8· температура, °С560Номинальный расход свежего пара, кг/с (т/ч)535 (1920)

2.2 Выбор парового котла

Тип парового котла определяется главным образом выбранными параметрами, мощность и типом турбины.

На блочных КЭС производительность котла DПЕ, т/ч, выбирается по максимальному расходу пара в голову турбины D0 с учетом расхода на собственные нужды и общего запаса по пару:

На выходе из котла давление пара p.пе, МПа, и температура пара t.пе, С, должны быть выше, чем перед турбиной, на величину потерь давления и температуры в паропроводах: [2]

параметры промперегрева: Pпп

[3]

В качестве прототипа выбираем прямоточный котел марки Пп-1650-25-545/542 КТ (П-57Р) и составляем техническое задание на проектирование котла (табл.2.2.). [4]

Таблица 2.2.

Параметры проектируемого котла Пп-1900-26-566/560

Номинальный расход свежего пара, т/ч1920ТопливоЭкибастузский каменный угольНачальные параметры пара: · давление, МПа 26· температура, °С565,6Параметры пара после промперегрева:· давление, МПа5· температура, °С565,6Температура питательной воды, °С275

Котел Пп-1650-25-545/542 (П-57Р) предназначен для работы на экибастузских каменных углях повышенной зольности (Ad до 55%) в блоке с турбиной мощностью 500 МВт. Котел прямоточный, на сверхкритические параметры пара, с промперегревом, однокорпусный, выполнен по Т-образной компоновке и с твердым шлакоудалением. Котел имеет две одинаковые конвективные шахты, в которых по ходу газов расположены следующие поверхности нагрева: конвективного пароперегревателя высокого давления; конвективного пароперегревателя промперегрева второй ступени; два пакета конвективного промперегревателя первой; водяной экономайзер, который может изготавливаться как с поперечным оребрением, так и гладкотрубным. [4]

.3 Выбор оборудования пылеприготовления

Процесс пылеприготовления состоит из следующих операций: предварительное грубое дробление угля до кусков размером 150 - 200 мм, улавливание металла, отделение щепы, грохочение и тонкое дробление до кусков размером не более 25 мм, сушка и размол до необходимой тонины.

Качество угольной пыли характеризуется тонкостью помола и влажностью. Показателем тонкости помола считается остаток (в %), полученный после просеивания пыли на сите с ячейками размером 90x90 мкм и обозначаемый как R90. Тонкость помола зависит от реакционной способности угля, характеризуемой выходом летучих фракций Vг; чем выше содержание летучих, тем грубее может быть помол и тем меньше затраты энергии на пылеприготовление.

Влажность пыли Wп влияет на производительность мельницы и экономичность сжигания. Недостаточное подсушивание приводит к забиванию пылепитателей и медленному возгоранию, излишнее может привести к самовозгоранию пыли и взрыву. Влажность пыли Wп нормируется в пределах 0,5 - 23 % в зависимости от свойств топлива. [3]

Таблица 2.3.

Характеристика топлива - Экибастузский СС, Р

Сернистость, %Влажность, %Зольность%Выход летучих, %Теплота сгорания, МДж/кгРазмолоспособностьТеоретические объемы, м3/кг воздухагазов1,2738,124,218,881,354,554.95

.3.1 Выбор типа мельниц

Для размола угля применяются несколько типов мельниц: тихоходные шаровые барабанные (ШБМ) с частотой вращения 16-23 об/мин; быстроходные молотковые (ММ)- частота вращения 590-980 об/мин; среднеходовые валковые мельницы (СМ)- от 590 до 1470 об/мин и мельницы-вентиляторы (МВ)- от 590 до 1470 об/мин.

Выбираем молотковые мельницы. Мельница состоит из стального корпуса и ротора с шарнирно укрепленными на нем билами. Уголь, попадая на быстровращающиеся била, размалывается и увлекается из корпуса потоком воздуха. По способу подвода сушильного агента молотковые мельницы имеют две модификации: тангенциальные (ММТ) и аксиальные (ММА). Мельницы предназначены для размола каменного угля. На мельнице устанавливается сепаратор пыли; для каменных углей применятся сепараторы центробежного типа. Молотковые мельницы и сепараторы к ним изготавливаются плотными и допускают работу при разрежении и под наддувом (до 7-8 кПа). Удельный расход электроэнергии в зависимости от размольных свойств углей составляет 5-20 кВт*ч/т. [3]

.3.2 Выбор схемы пылеприготовления

Схема пылеприготовления определяется в основном типом применяемых мельниц.

Выбираем систему пылеприготовления - замкнутую с прямым вдуванием (рис.2.1.).Отработавший после сушки топлива воздух вместе с угольной пылью и выделившимися водяными парами сбрасывается в топку.

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.[3]

Рис 2.1. Схема пылеприготовления с прямым вдуванием пыли.

-бункер сырого угля, 2- МВ, 3-горелки, 4- короб горячего воздуха, 5- воздухоподогреватель.

.3.3 Выбор числа и производительности мельницы

Число мельниц, установленных на котле, зависит от его производительности и от типа мельниц. В схемах прямого вдувания без пылевого бункера для котлов производительностью более 400 т/ч должно быть не менее трех мельниц. Принимаем число мельниц z=6. [3]

С учетом выбранного котла:

Характеристика проектируемой молотковой мельницы на основе прототипа: [4] 2600/2550/590К

Таблица 2.4.

Характеристика проектируемой молотковой мельницы

Диаметр ротораD=2600 ммЧастота вращения nэл=600 об/минПроизводительность номинальнаяBх=59т/ч

Так как при останове одной мельницы, оставшиеся должны обеспечить 100% нагрузку, выполним проверку:

Следовательно, выбираем 6 мельниц

2.4 Выбор тягодутьевых машин

Для подачи воздуха в топку и создания тяги служат дутьевые вентиляторы и дымососы. В проектируемой схеме энергоблок 610 МВт работает на угле. Паровой котел работает с уравновешенной тягой. Присосы воздуха по тракту котла увеличивают объем перекачиваемых газов на 30-40% выше теоретических значений. Это приводит не только к перерасходу энергии на собственные нужды, но и снижает экономичность работы котла в целом. [3]

Таблица 2.5.

Присосы воздуха в элементах газовоздушного тракта

Коэффициент избытка воздухаαт1,2Присосы воздухаТопочная камера∆αт0,05суммарные присосы воздуха в конвективных газоходах первичного и вторичного пароперегревателя, переходной зоны и экономайзера∆αк.п0,10Воздухоподогреватель ∆αвп0,03Золоуловители∆αзу0,10Присосы в газоходах между воздухоподогревателем и дымососом∆αгх0,01Присосы в системе пылеприготовления∆αпл.у0,25

Расход топлива, по которому выбираются дутьевые вентиляторы и дымососы, определяются с учетом физической неполноты сгорания твердого топлива. Принимаем q4=1%. Тогда, расчетный расход топлива: [3]

.4.1 Выбор дутьевых вентиляторов

Дутьевой вентилятор подает холодный воздух в воздухоподогреватель, забирая его из верхней части котельной или с улицы. Температура холодного воздуха . Производительность вентилятора определяется расходом воздуха, необходимым для горения топлива с учетом коэффициента избытка воздуха в топке и присосов по тракту котла:

Расчетная производительность вентилятора принимается с коэффициентом запаса . Кроме того, вводится поправка на барометрическое давление. Принимаем,

число вентиляторов z=2. Расчетная производительность одной машины:

Напор дутьевого вентилятора зависит от сопротивления воздушного тракта, включающегося всасывающие и нагнетательные короба, воздухоподогреватель, горелочные устройства. Суммарное сопротивление тракта Hд.в=4,80 кПа.

Расчетное значение напора принимается с коэффициентом запаса .

По найденным расчетным значениям производительности и напора определяем типоразмер дутьевого вентилятора (табл.2.6.). [3]

Вентиляторы осевые двухступенчатые типа ВДОД предназначены для подачи воздуха в топки стационарных паровых котлов паропроизводительностью 2650 (ВДОД-41-500-1) для энергоблока 800 МВт. [4]

Таблица 2.6.

Характеристики дутьевого вентилятора - ВДОД-41-500-1

ПодачаV, тыс.м³/ч1520Полное давлениеP, Па5511КПДη, %82,5Частота вращенияn, об/мин500

Максимальное снижение КПД при работе с расчетной производительностью 10%

Расчет снижения КПД, при переменной нагрузке: [3]

Условие снижения максимального КПД не выполняется. Поэтому на основе вентилятора ВДОД-41-500-1, пишем техническое задание. [4]

Таблица 2.7.

Характеристики проектируемого дутьевого вентилятора на основе ВДОД-41-500-1

ПодачаV, тыс.м³/ч1397Полное давлениеP, Па5520Частота вращенияn, об/мин600

Мощность на валу дутьевого вентилятора (эффективная мощность) определяется по формуле:

Мощность привода берется с коэффициентом запаса , необходимым для преодоления инерции при пуске вентилятора. [3]

2.4.2 Выбор дымососов

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

Производительность дымососа определяется объемными расходами газов, уходящих из котла и воздуха, присасываемого в тракт после котла в золоуловителях и газоходах.

Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах

Объем уходящих газов равен сумме теоретического объема газов, образующихся при горении топлива и объема присосов воздуха по тракту котла

Объем присосов за пределами котла с учетом присосов в системе золоулавливания

Температура газов перед дымососом

Объемная производительность машины

Принимаем число дымососов, равное числу дутьевых вентиляторов z=2. Тогда расчетная производительность дымососа, с учетом коэффициента запаса β1=1,1:

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

С учетом коэффициента запаса β2=1,2 расчетный напор дымососа: [3]

Осевые двухступенчатые дымососы типа ДОД предназначены для отсасывания газов из топок паровых стационарных котлов паропроизводительностью 640-2560 т/ч для энергоблоков мощностью 200,300,500 и 800 МВт. [4]

Таблица 2.8.

Характеристики дымососа ДОД-43-500

ТипПодача, тыс. м3/чПолное давление, ПаКПД, %Частота вращения, об/мин.ДОД-43-5001810616882.5500

Максимальное снижение КПД при работе с расчетной производительностью 10%

Расчет снижения КПД, при переменной нагрузке

Условие максимального снижения выполняется.

Мощность на валу дымососа определяется по формуле:

Мощность привода берется с коэффициентом запаса: [3]

2.5 Выбор насосов

Насосы тепловых электростанций, как и другие типы машин, служащие для перемещения среды и сообщения ей энергии, характеризуются следующими параметрами:

·объемной производительностью (подачей) Q, м3/с;

·давлением на стороне нагнетания рн, МПа;

·плотностью перемещаемой среды ρ, кг/м3, или удельным объемом v, м3/кг.

В расчетах тепловой схемы определяется массовый расход воды D, кг/с. Между объемным и массовым расходами существует соотношение

Q=D/ρ=Dv.

Напор насоса Dр определяется как разность давлений на стороне нагнетания р

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.