Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙУНИВЕРСИТЕТ

Факультет Энергетический

Кафедра «Электрические станции»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА

«ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ КЭС МОЩНОСТЬЮ 600 МВт»

Специализация 1−430 101 01 «Электрооборудование электрических станций и подстанций»

Студент-дипломник

группы 106 116________А.А. Колпашников

Минск 2011

Реферат

Дипломный проект: 139 с., 4 рис., 33 табл., 10 источников, 1 прил.

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ, ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ, ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, НАДЕЖНОСТЬ, ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СХЕМА, ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СОЕДИНЕНИЯ, ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРАТЫ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ, ПЭВМ.

Объектом разработки является электрическая часть КЭС мощностью 600 МВт.

Цель работы заключается в принятии оптимальных решений при разработке электрической части КЭС, в закреплении навыков работы со средством автоматизации графических работ на ПЭВМ — графическим пакетом AutoСAD.

В процессе проектирования выполнены следующие разработки: обоснована необходимость сооружения КЭС; выбор теплоэнергетического оборудования и тепловой схемы; выбор основного электрооборудования; разработана схема выдачи энергии; выбрана главная схема электрических соединений и схема питания собственных нужд; произведен расчет токов короткого замыкания; выбрана коммутационная и измерительная аппаратура, токоведущие части; разработана конструкция распределительных устройств; произведен выбор устройств релейной защиты основных элементов проектируемой станции, контрольно-измерительной системы; изложена компоновка КЭС; изложен вопрос технических мероприятий, обеспечивающих безопасное выполнение работ в действующих электроустановках, требований безопасности при монтаже заземляющих устройств; осуществлен расчет технико-экономических показателей проектируемой КЭС.

Элементами практической значимости полученных результатов являются установка на ОРУ 110 кВ и 330 кВ элегазовых выключателей.

Областью возможного практического применения дипломного проекта являются проектные институты Республики Беларусь.

В ходе дипломного проектирования прошли апробацию такие предложения, как разработка конструкций ОРУ, внедрение элегазовых выключателей и другого электрооборудования.

Студент-дипломник подтверждает, что приведенный в дипломном проекте расчетно-аналитический материал объективно отражает состояние разрабатываемого объекта, все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.

Содержание

  • Введение
  • 1. Обоснование строительства КЭС
    • 1.1 Выбор единичной мощности блока
  • 2. Выбор теплоэнергетического оборудования и тепловой схемы станции
    • 2.1 Выбор и расчет тепловой схемы блока
      • 2.1.1 Тепловая схема блока 300 МВт
      • 2.1.2 Параметры пара и воды
      • 2.1. 3 Предварительное определение расхода пара на турбину
      • 2.1.4 Определение расхода пара на приводную турбину питательного насоса и подогрев воды в нем
      • 2.1.5 Баланс пара и воды
      • 2.1.6 Тепловой баланс регенеративной установки
      • 2.1.7 Определение долей отборов пара из турбины и контроль баланса пара и конденсата
      • 2.1.8 Энергетический баланс турбоагрегата и определение расходов пара и воды
      • 2.1.9 Определение энергетических показателей
    • 2.2 Описание и определение расхода топлива котлоагрегата
      • 2.2.1 Краткое описание и техническая характеристика парового котла
      • 2.2.2 Определение расхода топлива котлоагрегата
  • 3. Выбор основного электрооборудования и разработка схемы выдачи энергии
    • 3.1 Выбор числа и мощности генераторов
    • 3.2 Разработка структурных схем
    • 3.3 Выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи
  • 4. Выбор главной схемы электрических соединений и схемы питания собственных нужд
    • 4.1 Определение числа присоединений в РУ
    • 4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
      • 4.2.1 Выбор рабочих трансформаторов собственных нужд
      • 4.2.2 Выбор пускорезервных трансформаторов собственных нужд
    • 4.3 Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений
    • 4.4 Разработка схемы питания собственных нужд
  • 5. Расчет токов короткого замыкания
    • 5.1 Расчетные условия короткого замыкания
    • 5.2 Расчет токов короткого замыкания
    • 5.3 Определение параметров элементов схемы замещения
    • 5.4 Расчет периодической составляющей тока КЗ
    • 5.5 Расчет ударного тока КЗ
    • 5.6 Расчет периодической составляющей тока КЗ в момент времени
    • 5.7 Расчет апериодической составляющей тока КЗ в момент времени
  • 6. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, измерительных трансформаторов и приборов
    • 6.1 Выбор коммутационных аппаратов
      • 6.1.1 Выбор выключателей
      • 6.1.2 Выбор разъединителей
    • 6.2 Выбор измерительных трансформаторов тока
    • 6.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
    • 6.4 Выбор токоведущих частей РУ
  • 7. Разработка конструкций ОРУ 110, 330 кВ
  • 8. Разработка релейной защиты блока, защиты от перенапряжений
    • 8.1 Выбор РЗА элементов электрооборудования КЭС
    • 8.2 Выбор автоматики оборудования станции
    • 8.3 Расчёт уставок защит блока
  • 9. Охрана труда
    • 9. 1 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасное выполнение работ в действующих электроустановках
    • 9.2 Требования безопасности при монтаже заземляющих устройств
  • 10. Технико-экономические показателе КЭС
    • 10.1 Расчёт суточного расхода тепла для каждого агрегата станции
    • 10.2 Расчёт технико-экономических показателей работы станции
  • Заключение
  • Список использованных источников
  • Приложение А. Результаты расчета ТКЗ по программе TKZ
  • Введение
  • Широкое использование электроэнергии объясняется возможностью выработки ее в больших количествах при наиболее выгодных условиях (близость к топливным месторождениям и источникам) и передачи на значительные расстояния с приемлемо малыми потерями. Электроэнергия трансформируется в другие виды энергии — теплоту, свет, механическую и химическую энергию, обеспечивает высокую степень автоматизации. Для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией используются конденсационные электростанции (КЭС).
  • Конденсационная станция будет сооружена в западной части Беларуси. В качестве основного топлива используется природный газ, в качестве резервного — мазут. Установленная мощность электростанции 600 МВт.
  • Станция предназначена для выдачи мощности в энергосистему на напряжение 110 и 330 кВ и обеспечение промышленных потребителей на напряжении 110 кВ. Связь с системой на напряжение 110 и 330 кВ осуществляется по двухцепным линиям. Электроснабжение местного промышленного района осуществляется по четырем линиям.
  • Основное внимание в данном дипломном проекте уделяется разработке электрической части КЭС.
  • 1. Обоснование строительства КЭС
  • Необходимость строительства КЭС обуславливается ростом электрических нагрузок и потребления электроэнергии, не обеспечиваемых в перспективном периоде существующими электрогенерирующими установками, то есть дефицитом электрической мощности в рассматриваемом экономическом районе.
  • Именно, исходя из этого положения, развернуто обоснование строительства КЭС.

Расход мощности на собственные нужды в расчетном году:

(1. 1)

где — расход электроэнергии на собственные нужды [1].

Потери мощности в сетях энергосистемы в расчетном году:

(1. 2)

где — потери электроэнергии в сетях энергосистемы [1].

Расход мощности на собственные нужды в исходном году:

(1. 3)

Потери мощности в сетях энергосистемы в исходном году:

(1. 4)

Мощность энергосистемы в исходном году:

(1. 5)

Максимум нагрузки в исходном году:

(1. 6)

Совмещенный максимум нагрузки в расчетном году:

(1. 7)

где- средний процент роста совмещенного максимума нагрузки энергосистемы [1];

-расчетный период, число лет от начала строительства до выхода КЭС в режим нормальной эксплуатации — 4 года [1].

Необходимая установленная мощность энергосистемы в расчетном году:

(1. 8)

где с — коэффициент резерва мощности [1].

Необходимый ввод мощности в энергосистеме за расчетный период:

(1. 9)

где — намеченная к демонтажу за расчетный период мощность устаревших агрегатов и блоков [1].

Полезный отпуск электроэнергии в расчетном году:

(1. 10)

где — число часов использования суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы[1].

Выработка электроэнергии на проектируемой КЭС:

(1. 11)

где — число часов использования установленной мощности новой КЭС, работающей в базе графика нагрузки энергосистемы.

Потребная выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы:

(1. 12)

Станция сооружается в умеренно холодной климатической зоне, в экономическом районе с развитой промышленностью.

1.1 Выбор единичной мощности блока

Выбор оборудования является важнейшим этапом в проектировании электростанции, способствующим надежному и экономичному энергоснабжению.

Выбор мощности электростанции зависит от совокупности внутренних и внешних факторов. К внутренним относятся параметры ТЭС, ее надежность и экономичность. Внешние факторы характеризуют дефицит мощности в энергосистеме, условия водо- и топливоснабжения, режим использования электростанции и ее влияние на окружающую среду. При укрупнении блоков КЭС и увеличении их единичной мощности снижаются удельные капиталовложения в электростанции, затраты на заработную плату и в ряде случаев упрощается эксплуатация меньшего числа агрегатов.

Укрупнение агрегатов требует повышения резерва в энергосистеме. Принимается, что суммарная мощность резервных агрегатов должна быть не менее мощности самого крупного рабочего агрегата системы. Обычно резервное оборудование рассредоточено на разных электростанциях, так как в резерв выводят прежде всего старое и менее экономичное оборудование. Резерв мощности подразделяется на ремонтный и аварийный.

Принимается резерв мощности 18% от мощности системы, что равно

(1. 13)

где — мощность самого крупного рабочего агрегата системы.

Выбирается блок мощностью 300 МВт.

2. Выбор теплоэнергетического оборудования и тепловой схемы станции

2.1 Выбор и расчет тепловой схемы блока

2.1.1 Тепловая схема блока 300 МВт

Блок 300 МВт с турбиной К-300−240 имеет сверхкритические параметры пара. Применен газовый одноступенчатый промежуточный перегрев пара. Предусмотрены девять регенеративных отборов пара: первый — из цилиндра высокого давления турбины; второй — из линии отработавшего пара этого цилиндра до промежуточного перегрева; третий, четвертый и пятый — из цилиндра среднего давления; шестой — из линии отработавшего пара этого цилиндра; седьмой, восьмой и девятый — из цилиндра низкого давления. Имеются три регенеративных ПВД № 1, 2 и 3, выносной охладитель, включенный по схеме «Виолен»; деаэратор повышенного давления, присоединенный по схеме предвключенного деаэратора к третьему отбору, к которому присоединен также регенеративный ПВД № 3; шесть регенеративных ПНД № 4, 5, 6, 7, 8 и 9.

Перед регенеративными подогревателями низкого давления включены вспомогательные теплообменники: охладители пара из уплотнений турбины, паровоздушной смеси из конденсатора турбины и газоохладители электрического генератора.

В регенеративных подогревателяхвысокого давления, а также в подогревателе низкого давления № 4предусматриваются встроенные пароохладители. У ПВД и ПНД № 6 имеются также охладители конденсата греющего пара (дренажей).

Дренажи подогревателей высокого давления сливаются каскадно в деаэратор. Дренажи ПНД № 4, 5, 6 и 7 сливаются каскадно в расширительный бачок, из него выпар отводится в ПНД№ 8, а дренажи перекачиваются насосом в смеситель № 1 между подогревателями № 7 и 8.

Предусмотрена установка испарителя, присоединенного к шестому отбору. Добавочная химически очищенная вода подается в испаритель через охладитель продувки, подогреватель, обогреваемый паром из седьмого отбора, и атмосферный деаэратор, питаемый паром из шестого отбора. Вторичный пар испарителя отводится в подогреватель № 7, используемый также в качестве конденсатора испарителя. Дренаж из испарителя и подогревателя химически очищенной воды сливается в расширительный бачок.

Подогреватели сетевой воды верхней и нижней ступеней обогреваются паром из четвертого и шестого отборов. Предусмотрен отвод пара из шестого отбора на воздушные калориферы в котельной для предварительного подогрева воздуха перед воздухоподогревателем котлоагрегата. Дренажи сетевых подогревателей и воздушных калориферов сливаются также в расширительный бачок.

Рабочий питательный насос рассчитывается на полный расход питательной воды и имеет привод от вспомогательной паровой турбины; резервнопусковой питательный насос с электроприводом рассчитан на половинную производительность установки.

Между деаэратором и питательными насосами включены бустерные насосы с электроприводом. Схема включения главных питательных насосов одноподъемная; регенеративные подогреватели высокого давления рассчитываются на полное давление питательной воды.

Приводная турбина главного питательного насоса работает на «горячем» паре из третьего отбора цилиндра среднего давления после промежуточного перегрева пара.

Отработавший пар приводной турбины питательного насоса используется в регенеративном ПНД № 6, в испарителе, его деаэраторе, сетевом подогревателе нижней ступени, в воздушных калориферах котельной. Расчетом тепловой схемы определяется, достаточно ли этого пара для указанных целей. Возможный его избыток сбрасывается в цилиндр низкого давления главной турбины. При недостаточном количестве этого пара может быть использован пар из шестого отбора главной турбины.

Из главного деаэратора отводится насыщенный пар на уплотнения главной турбины и на эжекторы пара из уплотнений и паровоздушной смеси из конденсатора турбины.

Пар из уплотнений главной турбины отводится в линию второго отбора, регенеративные подогреватели № 4 и 8 и в охладитель уплотнений; из уплотнений приводной турбины питательного насоса — в основном в линию отработавшего в ней пара. Пар из уплотнений стопорного и регулирующих клапанов отводится преимущественно в коллекторы уплотнений главной турбины.

2.1.2 Параметры пара и воды

Начальное давление пара перед турбиной 240 ата, начальная температура 580 С (у первых блоков с турбинами К-300−240 температура пара была принята 560 С). Температура промежуточного перегрева пара565 С. Давление промежуточного перегрева пара (40 атана выходе из турбины, 35 ата на входе в турбину) близко к оптимальной его величине. Давление пара после цилиндра среднего давления равно 2,28 ата, перед цилиндром низкого давления — 2,23 ата. Конечное давление пара в турбине 0,035 ата.

При построении процесса расширения работы пара в hS-диаграмме (рисунок 2. 1) приняты следующие значения внутреннего относительного КПД отсеков турбины (без учета выходных потерь) (таблица 2. 1).

Выходные потери (по отдельным цилиндрам турбины) составляют (таблица 2. 2).

При построении рабочего процесса учитываются также изменения энтальпии при смешении потоков: основного потока с паром из уплотнений (при давлении 89 ата) и основного потока с паром из приводной турбины питательного насоса (при 2,23 ата).

h, Дж/кг

3771

2?

3561,5

0

3

3352

1

4

5

2

3142,5

6

6ТП

7

8

2933

9

К

2723,5

2095

5,5

5,9

6,3 6,7 7,1 7,5 S, кДж/кг град

Рисунок 2.1 — Процесс работы пара в турбине

Таблица 2.1 — Значения внутреннего относительного КПД отсеков турбины

Интервалы давления пара, ата

240−89

89−40

35−2,28

2,230−0,035

Внутренний относительный КПД,

82,5

85,5

90,1

84,6

Таблица 2.2 -Выходные потери по цилиндрам

Цилиндр

Высокого давления

Среднего давления

Низкого давления

Выходная потеря, кДж/кг

0,5

0,9

10

Давление пара в регенеративных отборах определяется из условий распределения подогрева питательной воды по ступеням, значения конечной температуры подогрева питательной воды и конструктивного выполнения турбины (деление турбины на цилиндры и ступени).

Принятые параметры регенеративных отборов и подогрев воды по ступеням турбоустановки приведены в таблице 2.3.

В таблице приняты следующие обозначения:

P, t, h — давление, температура, энтальпия пара в отборах турбины, ата, С, кДж/кг;

P? — давление пара перед подогревательной установкой, ата;

tн и h? — температура и энтальпия конденсата при насыщении, С и кДж/кг;

tп и hп — температура и энтальпия воды за подогревателем, С и кДж/кг.

Точки 2 и 2? отвечают параметрам до и после промежуточного перегрева пара.

Точка Д относится к деаэратору.

Точки 6 и 6тп относятся к процессу главной и приводной турбины.

Таблица 2. 3-Параметры регенеративных отборов и подогрев воды по ступеням

Точка процесса

Параметры пара и воды

Р, ата

t, С

h, ккал/кг

P?, ата

tн, С

h?, ккал/кг

tп, С

hп, ккал/кг

1

56,25

368

742,3

52,37

265,6

277,7

262,4

273,5

2

40

326

724,7

36,85

244,4

252,8

237,4

246,0

2?

35

540

860,0

-

241,4

249,5

-

-

3

15,6

445

801,3

14,22

194,9

198,2

192,9

199,2

Д

15,6

445

801,3

-

164,2

165,7

164,2

165,7

4

6,7

331

748,0

6,04

158

159,4

153,3

154,7

5

4,04

274

720,2

3,7

140,2

140,9

135,2

136,2

6

2,28

215

693,2

2,26

123,1

123,3

-

-

6тп

2,48

252

710,0

2,26

123,5

123,7

118,5

119,2

7

1,21

158

666,6

1,1

101,8

101,9

99,6

99,7

8

0,583

96

638,7

0,525

82,1

82,1

77,1

77,5

9

0,254

64

612,0

0,229

62,6

62,6

58,6

59,2

К

0,035

26,36

571,2

-

26,36

26,4

26,36

26,4

Потеря давления в паропроводах отбора пара составляет 5−10, дополнительно учитывается потеря давления в пароохладителях (2).

2.1.3 Предварительное определение расхода пара на турбину

Заданными являются: электрическая мощность турбоагрегата WЭ=300 МВт, тепловая нагрузка (отопление жилищного поселка и помещений электростанции) Qот=15 Гкал/ч. Кроме того, из отбора турбины отпускается пар для предварительного подогрева воздуха в котельной в количестве 26,6 т/ч.

На основании этих данных ориентировочно можно определить расход свежего пара на турбину по формуле:

(2. 1)

где — расход пара без отборов, определяется по формуле:

(2. 2)

— дополнительный расход пара, обусловленный отборами на внешние нужды, а именно на сетевые подогреватели и подогрев воздуха;

-коэффициент, учитывающий отборы на регенерацию, приводную турбину питательного насоса, протечки через уплотнения. Принимается

Тогда:

Расход пара на сетевые подогреватели предварительно рассчитывается по формуле:

(2. 3)

где усредненные величины для четвертого и шестого отборов приняты:

Тогда:

Для пара, отводимого на подогрев воздуха:

Таким образомсогласно (2. 1) равно:

Дальнейший расчет тепловой схемы можно вести двумя способами: исходя из величины и в конце расчета уточняя электрическую мощностьWЭ или выражая все потоки пара и воды в долях от, то есть на единицу расхода свежего пара. Во втором случае в конце расчета определяется величина по заданному значению WЭ.

В данном случае расчет ведем на единицу расхода пара. В частности, величины и также относятся к единице расхода пара:

2.1.4 Определение расхода пара на приводную турбину питательного насоса и подогрев воды в нем

Идеальная работа сжатия воды в насосе определяется:

(2. 4)

где удельный объём и разность давлений принимается равными соответственно

Тогда:

С учетом внутренних потерь подогрев воды в насосе определяется по формуле:

(2. 5)

где -коэффициент полезного действия, принимается равным 0,845.

Тогда:

Действительная работа насоса с учетом механических потерь и протечек воды определяется:

(2. 6)

где — коэффициент, учитывающий механические потери и протечки воды. Принимается=0,98.

Тогда:

Подогрев воды в бустерных насосах не учитывается. Доля отбора пара на приводную турбину питательного насоса определяется:

(2. 7)

где — количество питательной воды, проходящей через питательный насос, определяется как:

(2. 8)

где — потоки воды из уплотнений питательного насоса в деаэратор и в смеситель на линии конденсата. Принимается

— поток конденсата на уплотнения питательного насоса. Принимается равным 0,0167;

-коэффициент полезного действия приводной турбины равный 0,975.

Тогда:

Тогда согласно (2. 7) равно:

2.1.5 Баланс пара и воды

Баланс пара турбины.

Подвод пара к стопорному клапану турбины равен, потери от утечек, пароваянагрузкакотлоагрегата.

На основании расчета турбины протечки пара через уплотнения стопорного и регулирующих клапанов составляют и из них соответственно 0,50 и 0,38 отводятся в коллектор уплотнений турбины, остальное количество и поступает в цилиндр среднего давления турбины. Протечки через переднее и заднее уплотнения ЦВД турбины составляют и через уплотнения клапанов промежуточного перегрева и ЦСД турбины Подвод пара к уплотнениям ЦНД турбины равен

Кроме того:

Таким образом, общий паровой баланс турбины имеет вид:

(2. 9)

где

(2. 10)

(2. 11)

— отборы пара из турбины, в том числе возможный возврат отработавшего пара приводной турбины питательного насоса.

Пропуск пара в конденсатор из (2. 8) равен:

Баланс пара уплотнений.

Уравнение баланса пара уплотнений имеет вид:

(2. 12)

где — отвод пара из уплотнений приводной турбины;

— отвод пара из уплотнений к регенеративным подогревателям № 4 и 8. Принимается=0,0114, =0,326;

— отсос пара из концевых уплотнений к охладителю. Принимается.

Подставляя эти величины в (2. 11), найдем отвод пара из деаэратора на уплотнения =0,367.

Баланс пара и воды в деаэраторе.

Уравнение баланса пара и воды деаэратора:

(2. 13)

где — обозначают расход греющего пара, подвод дренажей из ПВД № 1, 2 и 3, главного конденсата и воды из уплотнений питательного насоса соответственно;

-расход питательной воды, отвод из деаэратора пара на уплотнения и к эжекторам соответственно.

Подставляя известные величины в (2. 12), получается:

Баланс пара приводной турбины питательного насоса.

Пар, расходуемый на приводную турбину,

(2. 14)

распределяется между регенеративным подогревателем № 6, испарителем, его деаэратором, нижней ступенью сетевого подогревателя, воздушным калорифером котлоагрегата; часть пара отводится на уплотнения; остаток возвращается в линию шестого отбора главной турбины.

Баланс конденсата.

В расширительный бачок при подогревателе № 8 сливаются дренажи из подогревателей № 4, 5, 6 и 7, из сетевых подогревателей, испарителя и подогревателя химически очищенной воды, из воздушных калориферов. Вместе с конденсатом греющего пара подогревателя № 8 эти дренажи перекачиваются насосом в смеситель № 1 на линии главного конденсата.

Баланс конденсата в смесителе № 1 таков:

(2. 15)

или

(2. 16)

(2. 17)

Обозначаем для сокращения:

(2. 18)

(2. 19)

(2. 20)

где.

Пропуск конденсата через подогреватели № 8 и 9:

(2. 21)

Величиныопределенные по условиям баланса пара и конденсата, должны быть тождественно равны. Правильность материального баланса следует проверять в общем виде и в численной форме после проведения расчета.

Добавочная вода и производительность испарителя.

Расход добавочной воды определяется выражением:

(2. 22)

где — расход пара на деаэратор испарителя;

— расход воды на испаритель;

— производительность испарителя;

— непрерывная продувка испарителя.

Добавочная вода служит для восполнения потерь и включает также продувку испарителя.

Тогда по (2. 22):

2.1.6 Тепловой баланс регенеративной установки

Расчет начинаем с подогревателей высокого давления. Расход воды через группу подогревателей высокого давления известен Затем рассчитываем деаэратор, подогреватели низкого давления и прочие теплообменники.

В результате определяем расход пара на теплообменники, а также подогрев воды в охладителях пара и дренажей, вспомогательных теплообменниках. В таблице 2.4 приведены необходимые для расчета тепловых балансов подогревателей значения коэффициентов рассеивания тепла k, а также падения давления в паропроводах от отбора турбины до пароохладителей? ри в пароохладителях? рпо.

Таблица 2.4 — Значения коэффициентов рассеивания тепла, падения давления в паропроводах и пароохладителях

Номер теплообменника

k

р,

рпо,

1

2

3

4

1

1,007

5

2

2

1,006

6

2

3

1,005

7

2

Д

1,005

-

-

4

1,004

8

2

5

1,0035

8,5

-

6

1,003

9

-

7

1,0025

9

-

8

1,002

10

-

9

1,001

10

-

Регенеративные подогреватели высокого давления.

Уравнение теплового баланса ПВД имеет вид:

(2. 23)

где- расход греющей среды;

=1,02- расход питательной воды;

— тепло, отдаваемое греющей средой, ккал/кг;

-подогрев воды в подогревателе или охладителе пара и дренажа.

Уравнения теплового баланса отдельных теплообменников имеют вид:

Пароохладитель № 1:

(2. 24)

Подогреватель № 1:

(2. 25)

Охладитель дренажа № 1:

(2. 26)

Пароохладитель № 2 аналогично (2. 24):

Подогреватель № 2 аналогично (2. 25):

Охладитель дренажа № 2 аналогично (2. 26):

Пароохладитель № 3 аналогично (2. 24):

Подогреватель № 3 аналогично (2. 25):

Охладитель дренажа № 3:

Выносной пароохладитель рассчитывается на весь поток питательной воды по схеме противотока при температуре питательной воды 262,4 температура пара на выходе из выносного ПО принимается равной 282,4 энтальпия этого пара 711,8 ккал/кг (с учетом парового сопротивления пароохладителя), qпов=89,5 ккал/кг.

Из уравнения теплового баланса пароохладителя определяем энтальпию питательной воды после него:

В этих девяти уравнениях неизвестны расходы параи, кроме того, девять значений подогрева.

Для определения этих величин используют еще три уравнения для сумм величин подогрева:

(2. 27)

аналогично

В этих уравнениях правые части известны, поэтому можно определить все неизвестные величины и. Целесообразно суммировать уравнения следующим образом: (П1)+(ОД1)+(ПО2); (П2)+(ОД2)+(ПО3) и (П3)+(ОД3). После суммирования получим три уравнения в виде:

(П1)+(ОД1)+(ПО2):

(2. 28)

(П2)+(ОД2)+(ПО3):

(2. 29)

(П3)+(ОД3):

(2. 30)

После подстановки в эти три уравнения численных значений находятся доли отборов пара:

Зная эти величины, из исходных уравнений находятся величины подогрева в охладителях пара и дренажа кДж/кг (таблица 2.5 и 2. 6), где приняты следующие обозначения:

Р?- давление пара перед пароохладителем, ата;

t?, h?- температура и энтальпия пара после пароохладителя, С, ккал/кг;

tпо, hпо— температура и энтальпия воды за пароохладителем, С, ккал/кг;

tод, hод — температура и энтальпия воды за охладителем дренажа, С, ккал/кг;

tдр, hдр— температура и энтальпия охлажденного дренажа, С, ккал/кг;

qпо— тепло, отдаваемое паром в пароохладителе и дренажем в охладителе дренажа;

од— подогрев воды в теплообменнике.

Деаэратор и пароохладитель № 4.

Так как температура конденсата после пароохладителя № 4 неизвестна.

Таблица 2. 5- Величина подогрева в охладителях пара

Теплообменник

Р?, ата

t?, С

h?, кДж/кг

tпо, С

hпо, кДж/кг

qп, кДж/кг

фпо, кДж/кг

ПО1

53,44

275,9

675

262,4

277,3

67,3

3,8

ПО2

37,6

257,6

678,9

241,0

249,8

45,9

3,8

ПО3

14,51

202,5

670,8

198,2

204,4

130,5

5,2

ПО4

6,16

168,2

663,8

157,1

158,1

84,2

5,2

ПО

18,5

282,4

717

265

277,2

17,8

5,5

Таблица 2. 6- Величина подогрева в охладителях дренажа

Теплообменник

Р?, ата

t?, С

h?, кДж/кг

tпо, С

hпо, кДж/кг

qп, кДж/кг

фпо, кДж/кг

ПО1

53,44

275,9

675

262,4

251,1

17,2

1,0

ПО2

37,6

257,6

678,9

241,0

212,5

48,1

6,1

ПО3

14,51

202,5

670,8

198,2

181,3

31,4

5,1

ПО6

6,16

168,2

663,8

157,1

109,7

14

4,1

известна температура перед ним за подогревательной частью ПНД № 4, тоцелесообразно вначале составить комбинированное уравнение деаэратора и пароохладителя № 4 в виде, удобном для теплообменников смешения:

(2. 31)

где

(2. 32)

(2. 33)

(2. 34)

(2. 35)

(2. 36)

(2. 37)

(2. 38)

Для определения величин нужно использовать уравнения подогревателя № 4 и материального баланса деаэратора.

Регенеративные подогреватели низкого давления, испарительная установка, сетевые подогреватели и вспомогательные теплообменники.

Подогреватель № 4:

(2. 39)

где

Материальный баланс деаэратора:

(2. 40)

После подстановки известных численных значений параметров пара и воды получаем:

Из этих уравнений определяются:

Из уравнения теплового баланса пароохладителя № 4:

Подогреватель № 5.

Уравнение теплового баланса:

(2. 41)

где

Подставляя известные величины, находим: =0,0231.

Подогреватель № 6 и охладитель дренажа № 6:

Общее уравнение:

(2. 42)

где

Отсюда =0,0237.

Из уравнения охладителя дренажа

(2. 43)

находим

Уравнения подогревателей № 7 и 8 и расширительного бачка решаются совместно, так как температура на входе в подогреватель № 7 неизвестна из-за включения смесителя № 1 потоков основного конденсата и дренажей между подогревателями № 7 и 8. Кроме того, подогреватель № 7 является одновременно конденсатором испарителя, а дренаж расширительного бачка включает поток из сетевых подогревателей. Поэтому расчету подогревателей № 7 и 8 должен предшествовать расчет испарительной и сетевой подогревательной установок.

Испарительная установка.

Деаэратор добавочной воды:

(2. 44)

где

Используя эти соотношения и обозначая

Испаритель:

(2. 45)

где

Подставляя известные величины, находится:

Охладитель продувки:

(2. 46)

Принимается

получается

В этом случае энтальпия подогретой добавочной и охлажденной продувочной воды будут соответственно равны:

Подогреватель добавочной воды:

(2. 47)

где

Тогда.

Сетевые подогреватели.

Относительный расход сетевой воды определяется по формуле:

(2. 48)

где -производительность сетевой установки в относительных единицах (на 1 кг свежего пара).

Сетевой подогреватель верхней ступени:

(2. 49)

где

Тогда.

Сетевой подогреватель нижней ступени:

(2. 50)

где

Тогда подставляя значения в (2. 50), получается

Значит

Подогреватель № 7:

(2. 51)

где

После подстановки в (2. 51) известных величин получается:

Смеситель СМ1 основного конденсата и дренажей:

(2. 52)

где поток дренажей, подводимых к смесителю № 1.

и

Уравнение смесителя напишется в виде.

или

Расширительный бачок:

(2. 53)

Подставляя все данные, получается:

Подогреватель № 8:

(2. 54)

После подстановки известных величин получается:

Суммарный подогрев основного конденсата в (П7) и (СМ1) равен:

После совместного решения этих уравнений определяется:

Кроме того, находится:

Подогреватель № 9, охладители уплотнений, газа, эжекторов и смеситель конденсата № 2:

Предварительно находим расход конденсата через эти теплообменники:

Отсюда пропуск пара в конденсатор (по балансу конденсата):

(2. 55)

Расчет ведем, начиная со смесителя № 2, и далее по ходу основного конденсата.

Смеситель СМ2:

(2. 56)

Подставляя известные значения:

получается

Охладитель эжекторов конденсатора турбины:

(2. 57)

Подставляя известные значения:

находится

Газоохладитель:

(2. 58)

Где -величина потока воды через газоохладители, отнесенная на единицу расхода пара.

Подставляя все известные величины:

Находится

Охладитель уплотнений:

(2. 59)

Подставляя все известные величины:

находится

Подогреватель № 9:

(2. 60)

Подставляя все известные величины:

находится

2.1.7 Определение долей отборов пара из турбины и контроль баланса пара и конденсата

Величина пропуска пара в конденсатор, исходя из парового баланса турбины:

Из расчета тепловых балансов:

Отсюда

и

Таким образом, баланс пара и конденсата сведен.

2.1.8 Энергетический баланс турбоагрегата и определение расходов пара и воды

Ввиду сложной схемы протечек пара через внешние и внутренние уплотнения, наличия отборов и сброса пара в турбину, целесообразно определить расход пара на нее, исходя из работы 1 кг свежего пара в последовательных ее отсеках.

Суммарная работа пара в соответствии с таблицей 2.7 равна:

(2. 61)

Отсюда расход пара на турбину равен аналогично (2. 2):

то есть практически равен предварительно определенной величине.

Таблица 2. 7-Изменение доли пропуска пара по отсекам

Интервал давления

Доля пропуска пара

Численная величина

Внутреннее теплопадение, Hi, ккал/кг

Внутренняя работа на 1 кг свежего пара, Hi, ккал/кг

228−102,9

0,98 184

207

203,2

102,9−89

0,96 344

36

34,6

89−56,25

0,98 264

110,6

108,5

56,25−40

0,92 364

73,7

69,1

35,0−15,6

0,82 046

246

202

15,6−6,7

0,66 746

223,3

149,04

6,7−4,04

0,64 333

116,5

74,95

4,04−2,28

0,620 023

113,1

70,1

2,23−1,21

0,6343

112,3

71,23

1,21−0,583

0,62 152

116,9

72,7

0,583−0,254

0,6149

111,9

68,8

0,254−0,035

0,5886

171

102,9

Расход пара через промежуточный перегреватель:

Расход добавочной воды:

Продувка испарителя:

Расход пара на подогрев воздуха в котельной:

Пропуск основного конденсата через газоохладитель:

Паровая нагрузка котельной установки:

2.1.9 Определение энергетических показателей

Показатели турбоустановки.

Полный расход тепла на турбоустановку:

(2. 62)

Расход тепла на производство электроэнергии:

(2. 63)

где =150 Гкал/ч-тепловая нагрузка сетевых подогревателей;

-тепло, отданное на подогрев воздуха в котельной и определяющееся как:

-тепло, полученное от газоохладителяи определяющееся как:

Тогда по (2. 63)

Удельный расход тепла на турбинную установку без учета собственного расхода электроэнергии (с учетом расхода тепла на паровой привод питательного насоса) определяется следующим образом:

(2. 64)

Коэффициент полезного действия турбинной установки без учета собственного расхода электроэнергии (с учетом расхода тепла на паровой привод питательного насоса) определяется как:

(2. 65)

Показатели блока.

Тепловая нагрузка котлоагрегата:

(2. 66)

Подставляя значения, получается:

Коэффициент полезного действия транспорта тепла:

(2. 67)

Расход тепла на электростанцию (блок) при

(2. 68)

Удельный расход тепла на электростанцию:

(2. 69)

Коэффициент полезного действия электростанции:

(2. 70)

С учетом собственного расхода электроэнергии в размере 3% мощности турбоагрегата КПД электростанции нетто:

Удельный расход условного топлива нетто:

(2. 71)

2.2 Описание и определение расхода топлива котлоагрегата

2.2.1 Краткое описание и техническая характеристика парового котла

Котел ТГМП-344А предназначен для сжигания высокосернистого мазута и природного газа. Конструктивно котел выполнен по П-образной компоновке и состоит из топочной камеры и опускного газохода, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом.

Стены топочной камеры, потолок, горизонтальный и опускной газоходы экранированы цельносварными газоплотными панелями, выполненными из сваренных между собой плавниковых труб диаметром 32 мм, толщиной 6 мм и шагом 46 мм (сталь НСМ-2 или сталь 12Х1МФ).

Топочная камера открытая, призматическая, с размерами в плане по осям труб 16 320×8470 мм. Высота топки от пода до потолочного пароперегревателя 33 300 мм. Тепловое напряжение топочного объема при сжигании мазута составляет 177,8×103 и 176,3×103ккал/м3ч при сжигании газа.

Экраны топочной камеры по высоте разделены двумя горизонтальными разъемами на три части: нижнюю радиационную часть (НРЧ), среднюю радиационную часть (СРЧ) и верхнюю радиационную часть (ВРЧ) с промежуточным перемешиванием среды.

НРЧ включает в себя панели пода топки и панели вертикальных (фронтовой, задней и боковых) стен до первого разъема. СРЧ включает в себя панели фронтовой, задней и боковых стен топочной камеры между I и II разъемами. ВРЧ состоит из блоков панелей топки, расположенных выше второго разъема. Оси первого и второго разъемов расположены на отметках 14 800 и 22 600 мм соответственно.

Для улучшения аэродинамики верхней части топочной камеры трубы заднего экрана ВРЧ образуют выступ в топку на глубину 2400 мм.

Топочная камера оборудована 16 газомазутными горелками вихревого типа, установленными встречно в два яруса на фронтовой и задней стенках по четыре горелки в каждом ярусе. Горелки нижнего яруса установлены на отметке 8450 мм, верхнего — 11 700 мм. Расстояние по горизонтали между центральными горелками — 3128 мм, между центральными и крайними горелками -3082 мм. Расстояние от крайних горелок до боковых стен топочной камеры -3514 мм. Амбразуры горелок выполнены охлаждаемыми из труб экранов НРЧ, которые с огневой стороны ошипованы и покрыты карборундной массой.

Горелки укомплектованы паромеханическими форсунками «Титан-М» производительностью 4,4 т/ч при давлении 35 кгс/см2. Номинальная производительность горелки по газу составляет 4640 нм3/ч при давлении 0,4 кгс/см2.

Для снижения уровня тепловых потоков в зоне максимального тепловыделения, снижения опасности высокотемпературной коррозии, а также уменьшения вредных выбросов NOx в атмосферу в нижнюю часть топки через горелки подаются газы рециркуляции, забираемые из газохода после водяного экономайзера (20% при номинальной нагрузке и сжигании мазута и 18,5% - при сжигании газа).

На выходе из топки в поворотном горизонтальном газоходе расположены ширмовый пароперегреватель, первый фестон, входной и выходной пакеты конвективного пароперегревателя высокого давления и выходной пакет конвективного пароперегревателя низкого давления и фестон конвективной шахты.

В опускном газоходе последовательно по ходу газов размещены входная ступень конвективного пароперегревателя низкого давления и водяной экономайзер.

Предусмотрена возможность установки на котле насосов рециркуляции среды ГТН-1000−150 для обеспечения надежной работы экранных поверхностей нагрева котла при пуске, останове и работе его на пониженных нагрузках.

Технические данные котла.

Номинальная производительность котла, т/ч

1000

Давление пара, кгс/см2

255

Температура пара, °С

545

Температура питательной воды, °С

270

Расход пара промежуточного перегрева, т/ч

800

Температура пара промперегрева на входе в котел, °С

300

Температура пара промперегрева, °С

542

Давление пара промперегрева на входе в котел, кгс/см2

41

Давление пара промперегрева, кгс/см2

38,5

Температура горячего воздуха, °С

334/300

Температура уходящих газов, °С

138/110

Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки

1,03/1,1

Потери тепла, %

-с уходящими газами

5,10/4,29

-с химической неполнотой сгорания

0,9/0,9

-с механической неполнотой сгорания

0/0

-в окружающую среду

0,2/0,2

КПД (брутто)котла,%

93,79/94,61

Расчетный расход топлива, т/ч/нм3

70,7/78,1103

В числителе представлены расчетные характеристики котла при его работе на мазуте, в знаменателе — при работе на газе.

Котел ТГМП-344А оснащен следующим вспомогательным оборудованием:

-двумя осевыми дымососами типа ДОД-31,5 ФГМ;

-двумя дымососами рециркуляции дымовых газов типа ГД-31;

-двумя дутьевыми вентиляторами типа ВДН-25×2−1;

-двумя регенеративными вращающимися воздухоподогревателями типа РВП-98Г;

-калориферами типа КВБ-12П.

Краткое описание конструкции поверхностей нагрева котла.

Водяной экономайзер (ВЭ)расположен в нижней части конвективной шахты и является первой по ходу среды и последней по ходу газов поверхностью нагрева котла.

Водяной экономайзер противоточный по высоте состоит из двух частей с разъемом между ними 2040 мм.

Нижняя часть экономайзера состоит из шести блоков и четырех входных коллекторов диаметром 273×40 мм (12ХМФ), расположенных на отметке 16 320 мм параллельно фронту котла внутри конвективной шахты.

Верхняя часть состоит из шести блоков и двенадцати выходных коллекторов диаметром 273×40 мм (12Х1МФ), расположенных внутри конвективной шахты на отметке 23 020 мм. Выходные коллекторы водяного экономайзера являются одновременно входными подвесной системы конвективной шахты.

Два средних блока каждой части состоят из 33 четырех заходных пятиходовых пакетов змеевиков, состоящих из труб диаметром 32×6 мм (сталь 20).

Остальные четыре блока состоят из 34 таких же пакетов змеевиков. Всего водяной экономайзер состоит из 808 змеевиков. Шаг между пакетами змеевиков 80 мм. Шаг между трубами в пакете 60 мм.

Нижняя радиационная часть (НРЧ) выполнена цельносварной из плавниковых труб диаметром 32×6 мм (НСМ-2). НРЧ состоит из фронтового, заднего и баковых экранов. Фронтовой и задний экраны НРЧ состоят из шести панелей, боковые — из четырех панелей. Трубы панелей фронтового и заднего экранов НРЧ стыкуются на монтаже с трубами панелей пода, образуя единую панель.

Каждая панель фронтового и заднего экранов НРЧ состоит из входного коллектора диаметром 219×36 мм (12Х1МФ), выходного коллектора диаметром 219×40 мм (12Х1МФ) и 59 плавниковых труб диаметром 32×6 мм, установленных с шагом 46 мм.

Каждая панель боковых экранов НРЧ состоит из входного коллектора диаметром 219×36 мм (12Х1МФ), выходного коллектора диаметром219×40 мм (12Х1МФ) и 46 плавниковых труб диаметром 32×6 мм, установленных с шагом 46 мм.

Средняя радиационная часть. Панели средней радиационной части (СРЧ) экранируют топку на отметках от 14 600 до 22 600 мм.

СРЧ выполнена цельносварной из плавниковых труб диаметром 32×6 мм (НСМ-2). СРЧ состоит из фронтового, заднего и боковых экранов. Фронтовой и задний экраны СРЧ состоят из шести панелей, боковые — из четырех.

Каждая панель фронтового и заднего экранов СРЧ состоит из входного коллектора диаметром 219×36 мм (12Х1МФ), входного коллектора диаметром 219×40 мм (12Х1МФ) и 59 плавниковых труб диаметром 32×6 мм, установленных с шагом 46 мм.

Каждая панель боковых экранов СРЧ состоит из входного коллектора диаметром 219×36 мм (12Х1МФ), выходного диаметром 219×40 мм (12Х1МФ) и 46 плавниковых труб диаметром 32×6 мм (НСМ-2), установленных с шагом 46 мм.

Верхняя радиационная часть (ВРЧ) включает в себя панели фронтового, заднего и двух боковых экранов. Панели фронтового и боковых экранов ВРЧ экранируют топку от отметки 22 600 мм до потолочного пароперегревателя (отметка 36 300 мм). Панели заднего экрана ВРЧ экранируют заднюю стену топки от отметки 22 600 до 31 900 мм и состоят из трех участков: вертикального, наклонного (под углом 30° к вертикали), образующего аэродинамический выступ, и горизонтального, являющегося подовым экраном горизонтального газохода. На этом участке имеется монтажный стык.

ВРЧ выполнена цельносварной из плавниковых труб диаметром 32×6 мм (НСМ-2). Фронтовой и задний экраны ВРЧ состоят из шести панелей, боковые — из четырех.

Каждая панель фронтового и заднего экранов состоит из 59 труб диаметром 32×6 мм (НСМ-2) и двух коллекторов: входного диаметром 219×36 мм (12Х1МФ) и выходного диаметром 219×40 мм (12Х1МФ). Шаг труб в панелях — 46 мм. Каждая панель боковых экранов ВРЧ состоит из 46 плавниковых труб диаметром 32×6 мм (НСМ-2) с шагом по плавникам 46 мм и двух коллекторов: одного входного диаметром 219×36 мм (12Х1МФ) и одного выходного диаметром 219×40 мм (12Х1МФ).

Экраны конвективной шахты (ЭКШ) включают в себя панели фронтовой, боковых и задней стен конвективной шахты.

Панели фронтовой стены ЭКШ экранируют фронтовую стену опускного газохода котла от отметки 24 000 до 31 900 мм и участок пода горизонтального газохода на расстоянии 2000 мм в сторону фронта котла.

Фронтовая стена конвективной шахты состоит по ширине из шести панелей. Каждая панель выполнена из 59 плавниковых труб диаметром 32×6 мм (НСМ-2), сваренных между собой с шагом 46 мм и двух коллекторов (входного и выходного) диаметром 219×40 мм (12Х1МФ). Каждая панель состоит из вертикального и горизонтального участков. Горизонтальный участок фронтового экрана конвективной шахты совместно с горизонтальным участком заднего экрана ВРЧ образуют нижнюю (подовую) часть переходного газохода.

Панели боковых стен ЭКШ экранируют боковые стены опускного газоходаототметки24 000 мм до пода горизонтального газохода (отметка36 300 мм).

Каждая из боковых стен конвективной шахты (левая и правая) состоит из трех сваренных между собой панелей. Левый боковой экран является зеркальным отображением правого. Каждая панель боковых экранов состоит из 55 плавниковых труб диаметром 32×6 мм (НСМ-2), сваренных между собой по ребрам с шагом 46 мм и двух коллекторов: входного диаметром 219×36 мм (12Х1МФ) и выходного диаметром 219×40 мм (12Х1МФ).

Задний экран конвективной шахты состоит из шести сваренных между собой панелей. Панели задней стены КШ экранируют заднюю стену от отметки 24 600 мм до отметки 38 300 мм и выполнены заодно с потолочным пароперегревателем.

Каждая панель заднего экрана выполнена из 59 плавниковых труб диаметром 32×6 мм (НСМ-2), сваренных между собой по плавникам с шагом 46 мм, и входной камеры диаметром 219×40 мм (12Х1МФ).

Потолочный пароперегреватель выполнен заодно с задним экраном конвективной шахты и состоит из шести горизонтальных панелей, экранирующих потолок котла на длине 20 440 мм. Каждая панель состоит из 59 сваренных между собой по плавникам труб диаметром 32×6 мм (НСМ-2) с шагом 46 мм и одного выходного коллектора диаметром 219×40 мм (12Х1МФ).

На расстоянии 3000 мм от фронтовой стены топки на каждой панели потолка предусмотрены балки, за которые осуществляется подвеска панелей к металлоконструкциям потолочного перекрытия. Это крепление воспринимает нагрузку от массы панелей и возможных хлопков в топке. Масса остальной части потолочного экрана равномерно распределяется на подвески и крепления поверхностей нагрева, трубы которых проходят через потолок. У задней стены конвективной шахты подвеска осуществлена конструктивно так же, как подвеска фронтовой стены топочной камеры, но только загиб панели.

Место сопряжения потолочного пароперегревателя и фронтовой стены топки уплотняется с помощью уплотнительных коробов. Кроме уплотнений мест прохода поверхностей нагрева через потолочный пароперегреватель, район потолка дополнительно закрывается «теплым ящиком» («шатром»), который изолируется снаружи. «Шатер» соединен с вертикальными экранами по периметру потолка при помощи специальных листов, представляющих собой объемные компенсаторы.

Каждая из стен бокового экрана переходного газохода состоит из трех вертикальных панелей, размещенных между боковыми панелями ВРЧ и КШ. Каждая панель состоит из 46 плавниковых труб диаметром 32×6 мм (12Х1МФ), сваренных по плавникам, и двух коллекторов (входного диаметром 219×40 мм и выходного диаметром 219×36 мм (12Х1МФ).

Ширмовый пароперегреватель располагается в верхней части топочной камеры и состоит из одного ряда вертикальных ширм. В ряду установлено 26 ширм с шагом 598 мм. Высота ширм 9950 мм.

Каждая ширма состоит из двух коллекторов (входного и выходного) диаметром 159×28 мм (12Х1МФ) и 37 параллельно включенных V-образных змеевиков из труб диаметром 32×6 мм (12Х1МФ). Шаг труб в ширме 35 мм.

Крепление труб в плоскости ширмы осуществляется путем вывода двух пар труб из плоскости ширмы и обвязки ими остальных змеевиков. Каждая пара обвязочных змеевиков скрепляется посредством упоров, изготовленных из полос толщиной 6 мм.

В верхней части ширм, в месте прохода змеевиков ширм через потолок, трубы установлены в шахматном порядке в два ряда с шагом 70 мм.

Конвективный пароперегреватель высокого давления (КПП ВД) расположен в горизонтальном газоходе и состоит из двух ступеней: входной и выходной. Конструктивно входная и выходная ступени КПП ВД выполнены одинаково. Первой по ходу газов установлена входная ступень. Каждая ступень состоит из шести блоков. Каждый блок состоит из двух коллекторов: одного входного и одного выходного, а также 19 трехзаходных, двухпетлевых пакетов змеевиков. Входные коллекторы первой ступени КПП ВД выполнены из труб диаметром 273×36 мм (12Х1МФ), выходные коллекторы из труб диаметром 273×63 мм (12Х1ВМФ). Входные и выходные коллекторы второй ступени КПП ВД выполнены из труб диаметром 273×50 мм и диаметром 273×63 мм (12Х1МФ) соответственно.

Змеевики первой и второй ступеней КПП ВД выполнены комбинированными: необогреваемая часть на входе в ступень из труб диаметром 42×7 мм (12Х1МФ) и на выходе из ступени из труб диаметром 50×11 мм (12Х1МФ).

Обогреваемая часть первой ступени КПП ВД состоит из двух петель: одна (первая по ходу среды) из труб диаметром 42×7 мм (12Х1МФ), а другая (выходная) из труб 42×7 мм (12Х18Н12Т).

Обогреваемая часть второй ступени выполнена из труб диаметром 42×7 мм (12X18HI2T). Сварка труб диаметром 42 мм с трубами диаметром 50 мм осуществлена через переходник. Шаг между змеевиками 65 мм. Шаг между пакетами змеевиков 138 мм.

К каждому (входному и выходному) коллектору блока приварено по три штуцера диаметром 159×22 мм для присоединения подводящих и отводящих трубопроводов.

Конвективный пароперегреватель низкого давления (КПП НД) состоит из двух ступеней: входной и выходной.

Входная ступень расположена в конвективной шахте и в этом газоходе является первой поверхностью нагрева по ходу газов. Выходная ступень расположена в горизонтальном (переходном) газоходе и является последней поверхностью нагрева (по ходу газов) в этом газоходе.

Входная ступень КПП НД каждого потока состоит из одного входного и двух выходных коллекторов диаметром 465×30 мм и 176четырехзаходных змеевиков из труб диаметром 50×4 мм (12Х1МФ).

Выходная ступень КПП НД выполнена двухпоточной. Каждый поток состоит из двух подпотоков. Конструктивно каждый подпоток состоит из одного входного и одного выходного коллекторов диаметром 465×30 мм (12Х1МФ) и 29 трехзаходных, трехпетлевых пакетов труб диаметром 60×5 мм. Последняя петля змеевиков в обогреваемой зоне выполнена из стали 12Х18Н12Т, а остальные петли — из стали 12Х1МФ.

Горелочноеустройство.

Горелки (16 штук на котел) предназначены для раздельного сжигания газа и мазута.

Проточный канал горелки выполнен трехпоточным и состоит из наружного (периферийного), внутреннего ицентрального каналов. В наружном и внутреннем каналах установлены неподвижные направляющие аппараты, служащие для закрутки потоков, установленные под углом 60° к потоку.

Через внутренний и центральный каналы подается воздух, а через периферийный подается смесь воздуха и газов рециркуляции. Подвод воздуха и газов рециркуляции к горелкам осуществлен групповыми коробами (один короб на две горелки). Возможность перераспределения воздуха по каналам горелок обеспечивается клапанами, установленными на подводах к групповым коробам на входе в периферийный и внутренний каналы горелок.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой