Разработка проекта котла–утилизатора Пр-223/57-7, 15/0, 53-508/207

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Обозначения и сокращения

АСУ — автоматизированная система управления;

АЭС — атомная электростанция;

АС — аварийный слив;

БВД — барабан высокого давления;

БНД — барабан низкого давления;

ВВТО — водо- водяной теплообменник;

ВД — высокое давление;

ГПЗ — главная паровая задвижка;

ГПК — газовый подогреватель конденсата;

ГТУ — газотурбинная установка;

ЗП — запорная задвижка;

ИВД — испаритель высокого давления;

ИНД — испаритель низкого давления;

КИП — контрольно — измерительная аппаратура;

КУ — котёл — утилизатор;

КИП — контрольно — измерительная аппаратура;

КЭН — конденсационный электронасос;

НРК — насос рециркуляции конденсата;

НД — низкое давление;

ПГУ — парогазовая установка;

ПВД — пароперегреватель высокого давления;

ПНД — пароперегреватель низкого давления;

ПН — питательный насос;

ПТ — паровая турбина;

ПЭН ВД/НД — питательный электронасос высокого/низкого давления;

ПРПК — пусковой регулирующий питательный клапан;

РПК — регулирующий питательный клапан;

РПП — расширитель периодической продувки;

РЭН — электронасос рециркуляции ГПК;

РК — регулирующий клапан;

САР — система автоматического регулирования;

СКВ — селективное каталитическое восстановление;

ТЭС — теплоэлектростанция;

ЦЭН — циркуляционный электронасос;

ЭГ — электрогенератор;

ЭВД — экономайзер высокого давления;

ЭНД — экономайзер низкого давления.

Введение

В любой стране, энергетика является базовой отраслью экономики. От ее состояния и уровня развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения страны.

Во всех странах отмечается непрекращающийся рост производства электроэнергии. Энергопотребители всего мира прогнозируют в ближайшие 30 лет удвоение электрогенерирующих мощностей. Добыча угля в 2020 г. достигнет 7 трлн. т, а природного газа 4 трлн. м3 в год. Это обусловлено производством электроэнергии на тепловых электростанциях, сжигающих органическое топливо.

В последние годы перспективное направление развития энергетики связано с газотурбинными и парогазовыми энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют специальные конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управления.

Наибольшее распространение получили парогазовые установки с котлом-утилизатором. Из газотурбинной установки дымовые газы направляются в котел-утилизатор, где значительная часть теплоты передается пароводяному рабочему телу и генерируется перегретый пар, который поступает в паровую турбину. В итоге общая электрическая мощность ПГУ, увеличивается по отношению к электрической мощности ГТУ на 40−50%, соответственно возрастает экономичность всей установки. Уменьшение потерь теплоты с уходящими газами котла-утилизатора и в конденсаторе за ПТ, а также увеличение удельного расхода пара повышает экономичность ПГУ.

Эксплуатационные издержки мощной современной ПГУ вдвое ниже по сравнению с издержками на пылеугольной ТЭС. Сроки строительства ПГУ с КУ, в особенности при поэтапном вводе в эксплуатацию, намного короче, чем сроки строительства мощных тепловых электростанций других типов.

Парогазовые установки могут работать и при использовании в ГТУ тяжелого нефтяного топлива, сырой нефти, побочных продуктов переработки нефти, синтетического газа, получаемого при газификации углей [1−2].

Целью данной выпускной квалификационной работы является разработка проекта котла — утилизатора Пр — 223/57 — 7,15/0,53 -508/207 двух давлений, работающего в составе ПГУ-420 состоящей из одной газотурбинной установки GT-26, одного КУ и одной паровой турбины.

1. Анализ теплотехнической схемы энергетической установки с котлом-утилизатором, обоснование требований к котлу-утилизатору и исходных данных для расчётов

1.1 Назначение котла — утилизатора и общие требования

Котел — утилизатор предназначен для работы в составе парогазовой установки мощностью 420 МВт. ПГУ состоит из одной газовой турбины типа ГТЭ-160, одного котла-утилизатора Пр-223/57−7,15/0,53−508/207 двух давлений, байпасной системы дымовых газов и одной паровой турбины К-80−7,0.

Котел — утилизатор должен удовлетворять распространяющимся на него требованиям следующей нормативной документации, действующей на территории Российской Федерации:

— ПБ 10−574−03 Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов;

— ПБ 12−529−03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления;

— Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные в 2003 г. ;

— Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей [3].

1.2 Основные параметры котла — утилизатора

Параметры КУ устанавливаются для режима работы на продуктах сгорания природного газа при номинальной нагрузке газовой турбины, промышленном отборе пара низкого давления. Температура окружающего воздуха плюс 10 С, атмосферное давление 99,54 кПа, относительная влажность воздуха 75%.

При работе КУ должны соблюдаться значения параметров для базового режима работы, указанные в таблице 1.2.1.

Таблица 1.2.1 — Параметры для базового режима работы КУ

Наименование параметра

Значения

Справочные данные:

Температура окружающего воздуха, С

+10

Нагрузка ГТУ, %

100

Расчетные данные:

Контур высокого давления:

Паропроизводительность, т/ч

224,3

Температура пара на выходе, С

507,8

Давление пара высокого давления, МПа

7,15

Контур низкого давления:

Паропроизводительность, т/ч

56,9

Температура пара на выходе, С

207

Давление пара низкого давления, МПа

0,53

Перепад полных давлений по газовому тракту от второго компенсатора ГТУ до выхода из дымовой трубы котла, Па

3250

Температура уходящих газов, С

102,1

Условия выполнения гарантийных параметров

Температура газов на входе в КУ, С

540,6

Расход газов, кг/с

504,7

Состав продуктов сгорания, % (объемный):

О2

13,701

N2+ Ar

75,797

CO2+ SO2

3,231

H2O

7,272

Температура конденсата перед котлом, С

33,1

Температура конденсата на входе в ГПК, С

60

Расход конденсата через ГПК, т/ч, не менее

370,48

Расход непрерывной продувки, не более, т/ч

2,25

Дополнительные проектные режим работы котла-утилизатора в составе блока (ГТУ+КУ+ПТ) на продуктах сгорания природного газа должны соответствовать требованиям таблицы 1.2.2.

— при температуре наружного воздуха минус 20 C;

— при температуре наружного воздуха 0 C.

— при температуре наружного воздуха плюс 30 C;

Таблица 1.2.2 — Дополнительные проектные режим работы котла-утилизатора

Наименование параметра

Значения

Справочные данные:

Температура окружающего воздуха, С

-20

0

+30

Нагрузка ГТУ, %

100

100

100

Расчетные данные:

Контур высокого давления:

Паропроизводительность, т/ч

219,18

227,47

215,67

Температура пара на выходе, С

503,4

504,2

518,8

Давление пара высокого давления, МПа

7,16

7,16

7,16

Контур низкого давления:

Паропроизводительность, т/ч

47,77

51,15

47,2

Температура пара на выходе, С

208

206,5

206,6

Давление пара низкого давления, МПа

0,53

0,53

0,53

Перепад полных давлений по газовому тракту от второго компенсатора ГТУ до выхода из дымовой трубы котла, Па

3277,4

2720

3270

Температура уходящих газов, С

102,6

104,7

107,3

Условия выполнения гарантийных параметров

Температура газов на входе в КУ, С

529

535,9

550,75

Расход газов, кг/с

509

519,68

468,8

Состав продуктов сгорания, % (объемный):

О2

13,701

13,701

13,701

N2+ Ar

75,797

75,797

75,797

CO2+ SO2

3,231

3,231

3,231

H2O

7,272

7,272

7,272

Температура конденсата перед котлом, С

31,4

32,6

34

Температура конденсата на входе в ГПК, С

60

60

60

Расход конденсата через ГПК, т/ч, не менее

269,14

280,89

265,02

Расход непрерывной продувки, не более, т/ч

2,25

2,25

2,25

Рабочий диапазон изменения нагрузки КУ — от 50% до 100%.

Основным и резервным топливом для ГТУ является природный газ.

1.3 Режимы эксплуатации байпасной системы дымовых газов

Оборудование байпасной системы должно быть спроектировано, изготовлено и испытано в соответствии с действующими стандартами изготовителя.

Основным расчетным режимом является режим работы байпасной системы на продуктах сгорания природного газа при температуре наружного воздуха 10 оС, при номинальной нагрузке ГТУ. В основном расчётном режиме аэродинамическое сопротивление байпасной системы (от выхода из ГТУ, до выхода из дымовой трубы) в границах проектирования должно быть не более 1,2 кПа [4].

1.4 Требования к конструкции байпасной системы

Байпасная система должна допускать работу при изменении расхода и температуры газов, обусловленное изменением температуры наружного воздуха от -20 С до +37 С.

Максимальная температура газов на входе в байпасную систему — 570 С (определяется средствами регулирования расхода топлива на газовую турбину и расхода воздуха в компрессор).

Газоходы байпасной системы должны быть выполнены с внутренней теплоизоляцией. Конструкция и материалы теплозвукоизоляции должны обеспечивать температуру на поверхности наружней обшивки не выше +50 С, обладать устойчивостью к воздействию температур, тепловых ударов, осадков, конденсата, вибрации, динамическому напору газового потока на протяжении всего срока службы.

Конструкция байпасной системы должна предусматривать установку отборных устройств для КИП, первичных датчиков автоматики управления и защит, в местах, удобных для обслуживания.

В конструкции газоходов байпасной системы предусмотрены люки — лазы в необходимых местах [3].

1.5 Характеристики топлива

КУ предназначен для работы на продуктах сгорания поступающих от ГТУ, основным топливом для которой является сухой природный газ. Состав природного газа, указан в таблице 1.5.1.

Таблица 1.5.1 — Состав природного газа

Состав топлива

Величина

CH4 (метан), % (объема)

90,32

C2H6 (этан), % (объема)

2,06

C3H8 (пропан)+ C4H10 (бутан), % (объема)

1,53

CO2 (углекислый газ), % (объема)

3,21

N2 (азот), % (объема)

2,8

O2 (кислород), % (объема)

0,08

При температуре +15 С и давлении 1,1 325 кПа низшая теплота сгорания сухого газа составляет 33 900 кДж/кг, а его плотность 0,689 кг/м3.

1.6 Требования к качеству конденсата и пара

Нормы качества конденсата на выходе из конденсатного насоса должны соответствовать указанным в таблице 1.6.1.

Таблица 1.6. 1- Нормы качества конденсата

Наименование теплоносителя

Нормируемый показатель

Норма (не более)

Конденсат на входе в ГПК

Удельная электрическая проводимость

Жесткость общая

Содержание соединений железа (Fe)

Содержание соединений меди (Cu)

Содержание растворенного кислорода (О2)

Содержание диоксида кремния (SiO2)

Водородный показатель (рН)

0,3 мкСм/см

0,5мкг-экв/кг

20 мкг/кг

5 мкг/кг

20 мкг/кг

20 мкг/кг

9,50,1

Примечания:

1) Водородный показатель рН измеряется при 25 С,

2) Удельная электропроводность при 25 С на Н-катионированной пробе.

Нормы качества пара высокого давления и пара низкого давления на выходе из котла должны соответствовать указанным в таблице 1.6.2.

Таблица 1.6.2 — Нормы качества пара высокого и низкого давления

Наименование теплоносителя

Нормируемый показатель

Норма (не более)

1 Пар низкого давления

Содержание кремниевых соединений (SiO2)

Содержание натрия (Na)

Удельная электрическая проводимость

20 мкг/кг

25 мкг/кг

1,0 мкСм/см

2 Пар высокого давления

Содержание кремниевых соединений (SiO2)

Содержание натрия (Na)

Удельная электрическая проводимость

15 мкг/кг

10 мкг/кг

0,5 мкСм/см

Примечание. Удельная электропроводность при 25С на Н-катионированной пробе.

1.7 Требования стойкости к внешним воздействиям

Сейсмостойкость КУ должна составлять 6 баллов по шкале MSK-64, климатическое исполнение и категория размещения УХЛ-4 по ГОСТ 15 150–69.

Поверхности нагрева, барабаны, расширитель, арматура и другое оборудование КУ, работающее под давлением, должны поставляться блоками заводского изготовления после проведения заводских испытаний, регламентируемых нормативными документами для данного вида продукции.

1.8 Требования безопасности

Конструкция элементов КУ должна быть проверена расчетом на прочность.

Безопасность при изготовлении, монтаже, эксплуатации и ремонте КУ обеспечивается при условии соблюдения требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» ПБ 10−574−03, «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12−529−03, а также соблюдения требований инструкции по монтажу и инструкции по эксплуатации КУ.

Температура на поверхности обшивки элементов КУ не должна превышать 55 С при температуре окружающего воздуха не более 25 С.

1.9 Требования к надежности

Конструкция КУ и его элементов, а также применяемые материалы, должны соответствовать «Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» ПБ 10−574−03 и «Правилам безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12−529−03.

Расчетный ресурс работающих под давлением элементов КУ с расчетной температурой, соответствующей области ползучести, должен быть не менее:

— 150 000 часов — для труб поверхности нагрева и выходного коллектора пароперегревателя высокого давления;

— 200 000 часов — для остальных элементов.

1. 10 Требования к автоматизированной системе управления

Для параметров, участвующих в защитах и авторегулировании, должны быть предусмотрены отдельные датчики для каждой подсистемы.

При разработке технической документации на АСУ ТП должны быть учтены требования, изложенные в следующих документах, утверждённых Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России»:

— РД 153−34. 1−35. 104−2001 Методические указания по объёму технологических измерений, сигнализации и автоматического регулирования на тепловых электростанциях с ПГУ, оснащенных АСУ ТП;

— РД 153−34. 1−35. 143−2000 Объём и технические условия на выполнение технологических защит теплоэнергетического оборудования газотурбинных установок ТЭЦ.

1. 11 Требования к маневренности

КУ должен допускать общее количество пусков-остановов за весь срок службы не менее:

— 100 из холодного состояния;

— 1900 из неостывшего состояния;

— 8000 из горячего состояния

Конструкция КУ должна обеспечивать возможность совмещенного пуска ГТУ и КУ по согласованному между разработчиками ГТУ и КУ алгоритму пуска. Время пусков из различных тепловых состояний должно уточняться при проведении пуско-наладочных работ.

Пуск КУ при работающей ГТУ путем переключения байпасного клапана из положения работы ГТУ в открытом цикле в положение работы ГТУ в комбинированном цикле допускается при нагрузке ГТУ не более 50%.

1. 12 Требования к материалам, полуфабрикатам и комплектующим изделиям

Качество материалов и полуфабрикатов, применяемых для изготовления элементов КУ, должно соответствовать требованиям технических условий, стандартов и правил, действующих в Российской Федерации и технической документации на КУ.

На применение материалов и полуфабрикатов, не приведенных в ПБ 10−574−03, должно быть получено разрешение Ростехнадзора России на основании положительных заключений специализированной организации.

1. 13 Требования по охране окружающей среды

Величина выбросов оксидов азота определяется их концентрацией за газовой турбиной. В КУ не предусматриваются мероприятия по снижению этих выбросов.

Эквивалентный уровень звукового давления от КУ и газоходов на расстоянии 1 м от обшивки не более 75 дБА, при исходном эквивалентном уровне звуковой мощности, излучаемой ГТУ в диффузор котла, не более 153 дБА (внутри газохода).

КУ должен быть оборудован шумоглушителем, обеспечивающими эквивалентный уровень звукового давления на расстоянии 1 м от среза ствола дымовой трубы не более 75 дБА, при исходном эквивалентном уровне звуковой мощности, излучаемой ГТУ в диффузор котла, не более 153 дБА (внутри газохода) [3].

2. Обоснование тепловой схемы котла-утилизатора

Тепловая схема котла — это схема, устанавливающая взаимосвязь между элементами котла: распределение приращения энтальпий воды, пароводяной смеси, пара, воздуха, размещение элементов котла по ходу движения потока продуктов сгорания.

Тепловая схема используется для обеспечения оптимальных конструктивных и эксплуатационных характеристик котла и определяется параметрами пара; типом и мощностью котла; видом топлива и способом его сжигания.

Целью составления тепловой схемы котла является определение общих тепловых нагрузок и расходов теплоты на собственные нужды станции, а также распределение нагрузок между паровой и водогрейной частями тракта. Определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для выбора вспомогательного оборудования и диаметров трубопроводов и арматуры; определение данных для дальнейших технико-экономических расчетов [2].

Первой поверхностью нагрева, идущей по ходу дымовых газов является пароперегреватель высокого давления. Это объясняется потребностью обеспечения высокого температурного напора. Теплоперепад в пароперегревателе по температуре дымовых газов составляет 68,9 єС. При этом перегрев пара осуществляется на 213,5 єС. Противоточная схема движения обогреваемой и греющей сред обусловлена обеспечением высокого коэффициента теплоотдачи, способствующего уменьшению поверхности теплообмена.

Далее по ходу дымовых газов установлен испаритель высокого давления. Величина перепада температуры дымовых газов для данного модуля составляет 166,4 єС. При этом происходит испарение воды и температура рабочего тела увеличивается на 9,6 єС. Столь незначительное повышение температуры рабочего тела обусловлено организованной многократной принудительной циркуляцией в контуре, соответственно большими расходами рабочего тела в нем. Схема движения сред выбрана прямоточной, что необходимо в испарительных поверхностях нагрева для предотвращения превышения гидравлического сопротивления при возникновении пароводяной смеси внутри труб испарительной поверхности нагрева.

В модуле водяного экономайзера высокого давления температура дымовых газов снижается на 61,8 єС, нагревая поступающую в систему воду на 118,1 єС. Схема движения сред выбрана противоточная для получения высокого теплоперепада и уменьшения поверхности теплообмена.

Далее по ходу дымовых газов следует паропергреватель низкого давления, газы, поступающие в ступень охлаждаются на 3,1 єС, при этом нагревая поступающий в него пар на 44,6 єС. Такое относительно малое охлаждение дымовых газов объясняется тем, что модуль ПНД выполнен в виде одной нитки, а скорость пара в ступени принята низкой.

Следующая ступень по ходу дымовых газов — испаритель низкого давления, подогревающий воду, поступившую в него на 6,9 єС, охлаждает дымовые газы на 62,5 єС. Так же, как и в испарителе высокого давления, в испарителе низкого давления происходит незначительный нагрев рабочего тела, что обусловлено высоким расходом пароводяной смеси в ступени. Схема движения сред прямоточная.

Последняя ступень- это газовый подогреватель конденсата, дымовые газы охлаждаются в нём на 68,5 єС, а конденсат нагревается на 92,7 єС. Перед входом в ступень, конденсат проходит через деаэратор, в котором подогревается от температуры 34,28 єС, до температуры на входе в ГПК, по средством использования рециркуляции пара из паровой турбины. Схема движения сред принята противоточная, что необходимо для полного охлаждения дымовых газов.

Во всех поверхностях нагрева КУ, кроме испарительных, принята противоточная схема движения сред, что является отличительной особенностью котлов утилизаторов, и является необходимостью для обеспечения требуемого охлаждения дымовых газов, за счет увеличения температурного напора, и положительно сказывается на уменьшении расчетной теплообменной поверхности при проектировании. Недостатком противоточной схемы является наличие больших тепловых потоков в пароперегревающих ступенях. Этот недостаток компенсируется увеличением толщины стенки труб, а также применением термостойких сталей.

3. Анализ компоновочных решений и обоснование конструкции котла-утилизатора

3.1 Общие сведения о конструкции котла-утилизатора

Котел-утилизатор Пр-223/57−7,15/0,53−508/207 — двухконтурный, с газовым подогревателем конденсата, с принудительной циркуляцией в испарительных контурах высокого и низкого давлений, однокорпусной, вертикального профиля, башенной компоновкой поверхностей нагрева и верхним отводом дымовых газов через дымовую трубу, имеет байпасную систему отвода дымовых газов.

Котел-утилизатор имеет собственный каркас. Каркас котла-утилизатора является основной несущей конструкцией, воспринимающей нагрузки от поверхностей нагрева, трубопроводов, барабанов, деаэратора, дымовой трубы, а также ветровые и снеговые нагрузки. Соединения элементов каркаса выполнены на высокопрочных болтах.

На каркас котла устанавливаются опорные металлоконструкции газоотводящей трубы. Для обслуживания котла-утилизатора имеются площадки с лестницами для подхода к лазам и выходом на газоотводящую трубу.

Котел — утилизатор выполнен в газоплотном исполнении и рассчитан на максимальное избыточное давление 6,5 кПа на входе в газоход после ГТУ и воздействия от «хлопка» — 3 кПа. Газоплотность достигается установкой металлической обшивки, которая образует вертикальный газоход и подвешивается к «горячим» балкам.

Поверхности нагрева котла, состоят из горизонтально- расположенных модулей, модули подвешиваются за трубные доски, посредством нерегулируемых подвесок друг к другу, а далее к «горячим» балкам, с помощью регулируемых подвесок, по 3 модуля по ширине газохода в 6 рядов по ходу газов. Каждый модуль котла- утилизатора, кроме модуля ПНД состоит из секций, изготовленных из труб с наружным поперечным спиральным оребрением. Определенным образом подключенные секции образуют поверхности нагрева экономайзеров, испарителей, пароперегревателей и подогревателя конденсата.

Конструкция пароперегревателя низкого давления отличается от конструкции остальных поверхностей нагрева применением гладких труб. Гладкотрубное исполнение обусловлено достаточной для перегрева пара до заданной температуры площади нагрева.

По фронту и тыльной сторонам газохода выполнены «тёплые ящики» для размещения в них коллекторов и гладкотрубных U-образных гибов трубных змеевиков модулей. «Тёплые ящики» отделены от газохода крайними трубными досками и уплотнительными перегородками по высоте в межмодульном пространстве.

Конструкцией КУ предусмотрено дренирование поверхностей нагрева и трубопроводов, а также возможность проведения их предпусковых и эксплуатационных промывок и консервации.

Изоляция газохода КУ выполнена из матов БСТВ, плотностью 80 кг/м3. Поверх изоляции установлена декоративная обшивка из оцинкованных профильных и гладких листов.

Для обеспечения жесткости газохода КУ и предотвращения деформации стен при «хлопке» по периметру газохода устанавливаются балки жесткости. Балки жесткости крепятся к обшивке через промежуточные скобы (штампованные уголки), а по углам — с помощью набора гибких пластин установленных с холодным натягом.

Для гашения вибраций внутри газохода КУ вдоль труб поверхностей нагрева, установлены антивибрационные перегородки.

Выброс в атмосферу отработавших дымовых газов из котла-утилизатора осуществляется через дымовую трубу, установленную на каркасе котла-утилизатора выше поверхностей нагрева. Предусмотрена байпасная система отвода дымовых газов от газотурбинной установки, что обеспечивает возможность работы ГТУ в режиме открытого цикла [4].

3.2 Газовый тракт котла-утилизатора

По ходу газов после газовой турбины последовательно расположены следующие элементы.

Диффузор от металлического компенсатора газовой турбины до компенсатора газохода байпасной системы.

Переходник с круглого сечения Ш 5450 мм на квадратное сечение 5900×5900 мм, неметаллический компенсатор квадратного сечения из специальных многослойных материалов и предназначен для перехода от «горячего» диффузора к «холодному» газоходу байпасной системы, имеющему внутреннюю изоляцию.

Газоход байпасной системы квадратного сечения 5900×5900 мм с переключающим клапаном газоплотностью 99,96% и отсечным клапаном гильотинного типа с газоплотностью 100%.

Короб входного шумоглушителя поперечным сечением 7300×7300 мм, выполнен из листовой стали 12Х1МФ толщиной 6 мм. Металлическая часть входного шумоглушителя диссипативного типа, размещённого в коробе входного шумоглушителя выполнена из стали 08Х18Н12Т. Короб входного шумоглушителя выполняется подвесным к каркасу КУ.

Газоход поверхностей нагрева выполнен из листов стали, марок 12Х1МФ, 12ХМ и стали 3 толщиной 6 мм.

Поверхности нагрева КУ по ходу газов расположены в следующем порядке: ПВД; ИВД; ЭВД; ПНД; ИНД; ГПК. Каждая поверхность выполнена в виде 3 готовых транспортабельных модулей. Максимальный вес модуля — 67 т. Места прохода коллекторов поверхностей нагрева через газоплотную обшивку уплотнены элементами из специальных тканевых многослойных материалов. По фронту и тыльной сторонам газохода выполнены «тёплые ящики» для размещения в них коллекторов и гладкотрубных U-образных гибов трубных змеевиков модулей. «Тёплые ящики» отделены от газохода крайними трубными досками и уплотнительными перегородками по высоте в межкотельном пространстве.

Дистанционирование труб в модулях осуществляется при помощи трубных досок толщиной 18 мм из стали 12Х1МФ. Модули подвешиваются за трубные доски, посредством нерегулируемых подвесок друг к другу, а далее к «горячим» балкам, с помощью регулируемых подвесок.

Газоотводная труба, с отметкой среза 40 метров, между конфузором и дымовой трубой включает в себя двухстворчатую дождевую заслонку, компенсатор, переходник с квадратного сечения 5670×5670 на круглое сечение диаметром 6000 мм. Дождевая заслонка обеспечивает защиту выходного шумоглушителя и поверхностей нагрева от атмосферных осадков. Компенсатор отделяет дымовую трубу от газоотводной трубы и обеспечивает восприятие тепловых расширений газоотводной трубы с конфузором и восприятие перемещений от ветровых нагрузок оболочки дымовой трубы. Газоотводная труба выполняется из листовой стали 3 толщиной 6 мм.

Дымовая труба диаметром 6000 мм и отметкой среза 60 метров. Оболочка дымовой трубы выполняется из стали 10ХНДП. Раскрепление дымовой трубы к каркасу КУ выполняется через несущие элементы каркаса дымовой трубы [4].

3.3 Байпасная система дымовых газов

Байпасная система дымовых газов предназначена для работы газотурбинной установки ГТЭ-160 в режиме открытого цикла и устанавливается перед КУ парогазовой установки мощностью 230 МВт. Байпасная система имеет газоплотное исполнение, исходя из воздействия от хлопка — 3 кПа и максимального рабочего избыточного давления 4 кПа для байпасного и отсечного клапана.

Байпасная система включает в себя следующее основное оборудование

— байпасный клапан;

-отсечной клапан гильотинного типа;

— газоход с шумоглушителем;

— дождевая заслонка;

— дымовая труба (отметка выхлопа 40 м);

— каркас с площадками и лестницами.

Байпасный клапан выполняет функцию переключения работающей ГТУ на открытый цикл при остановке котла- утилизатора и паровой турбины.

Байпасный регулирующий клапан с опорными конструкциями — предназначен для плавного регулирования расхода газов в котёл при пусках и остановах ГТУ. Кроме положений «полностью открыто» и «полностью закрыто» заслонка должна иметь неограниченное число промежуточных положений, необходимых при пуске и останове газовой турбины. Заслонка клапана может быть механически застопорена в любом из конечных положений с помощью штифтов.

Отсечной клапан гильотинного типа, установленный между байпасным клапаном и КУ, должен иметь газоплотность 100%, обеспечивающую возможность ремонта котла-утилизатора при работающей ГТУ.

Система воздушного уплотнения, которой оснащена заслонка, полностью предотвращает утечки газа, позволяя проводить обследование зоны котла даже во время работы газовой турбины.

Дождевая заслонка байпасной системы должна быть установлена за шумоглушителем. Дождевая заслонка оснащена электромеханическим приводом. Выполняются два положения створок дождевой заслонки: «Открыто» и «Закрыто». Дождевая заслонка должна автоматически открываться при давлении газов на входе выше заданного. Дождевая заслонка должна обеспечивать сбор воды и отвод её за пределы газохода. На отводе воды из дождевой заслонки должен быть установлен запорный клапан с электромеханическим приводом [4].

3.4 Пароводяной тракт котла-утилизатора

Пароводяной тракт НД КУ состоит из следующих основных элементов:

— конденсатный тракт котла, включающий: подводящий трубопровод конденсата от конденсатных электронасосов (КЭН), линию ГПК с рециркуляцией и насосами РЭН, байпасом ГПК, запорный и питательный узлы и соответствующие трубопроводы;

Испарительный контур НД включает: БНД, совмещенный стояк питательной и котловой воды, трубопроводы котловой воды до фильтров насосов, фильтры ЦЭНов, ЦЭНы, трубопроводы котловой воды к ИНД, трубопроводы пароводяной смеси в БНД.

Пароперегревательный контур НД включает: пароотводящие трубопроводы, ПНД и главный паропровод НД.

Пароводяной тракт НД оснащен в необходимом объеме арматурой, предохранительными, измерительными и дросселирующими устройствами, воздушниками, дренажами, пробоотборниками, бобышками и штуцерами.

Конденсат от КЭН подается к запорному узлу КУ одним трубопроводом, на котором установлен обратный клапан. Запорный узел включает в себя запорную задвижку ЗП НД, предназначенную для заполнения водой котла. Пройдя запорный узел, питательная вода поступает в ГПК и далее по трубопроводам ДЭК.

Установка питательного узла после ГПК позволяет поддерживать давление в ГПК на уровне, исключающем вскипание конденсата в ГПК.

На входе и выходе ГПК установлены обратные клапаны и предохранительные клапаны прямого действия с отводом среды в РПП.

После ГПК выполнена линия рециркуляции конденсата ГПК с РЭН для поддержания нормальной работы ГПК и нагрева сетевой воды.

В общий трубопровод (за ГПК) врезается линия общей рециркуляции от ПЭНов предназначенная для прохождения низких нагрузок, разогрева БНД, предпусковой деаэрации. Для этого за 2−4 часа до пуска ГТУ включаются ПЭНы на общую рециркуляцию и нагревают воду свыше 100 С.

Из БНД котловая вода одним ЦЭН НД (второй в горячем резерве) подается в ИНД. Перед каждым ЦЭН НД установлена ручная задвижка и фильтр. После ЦЭН НД — обратный клапан и также ручная задвижка. Из ИНД пароводяная смесь поступает в БНД. Из парового пространства БНД пар двумя паропроводами подается во входной коллектор ПНД. Из верхних точек трубопроводов от БНД к ПНД выполнены линии воздушников с ручными вентилями.

Из ПНД перегретый пар поступает в паропровод НД, на котором установлены предохранительный клапан, расходомерное устройство, РУ и ГПЗ НД. Из главного паропровода перед ГПЗ НД выполнен пусковой сброс с запорной задвижкой и регулирующим клапаном, служащий для сброса пара в атмосферу при пусках.

Также на главном паропроводе выполнена линия дренажа, штуцер для ввода азота и линия отбора проб.

Из барабана НД предусмотрена линия аварийного слива с задвижкой АС НД, позволяющая сбросить лишнюю воду при повышении уровня воды в БНД.

Пароводяной тракт высокого давления КУ состоит из следующих основных элементов:

— Питательной линии от БНД до ЭВД, включающей в себя питательные электронасосы (ПЭН), запорный и питательный узлы, поверхность нагрева ЭВД и соответствующие трубопроводы;

— Испарительного контура ВД, включающего в себя БВД, поверхность нагрева ИВД, систему трубопроводов с циркуляционными электронасосами;

— Пароперегревательного тракта ВД, состоящего из пароотводящих трубопроводов, поверхности ПВД и паропровода ВД.

Пароводяной тракт ВД оснащен в необходимом объеме арматурой, предохранительными, измерительными и дросселирующими устройствами, воздушниками, дренажами, пробоотборниками, бобышками и штуцерами.

Питательная вода от ПЭН подается к запорному узлу КУ одним трубопроводом, на котором установлен обратный клапан. Запорный узел включает в себя запорную задвижку ЗП ВД с байпасом ЗП-1 ВД, предназначенным для заполнения водой котла — утилизатора. Пройдя запорный узел, питательная вода поступает в ЭВД и далее в БВД. На трубопроводе после ЭВД установлен питательный узел, состоящий из основной и байпасной линий. На основной линии установлены запорная задвижка ЗП-2 ВД и РПК ВД, на байпасной линии — запорный вентиль ЗП-3 ВД и ПРПК ВД. При пуске КУ первой используется линия с ПРПК ВД, по исчерпании ее пропускной способности используется линия с РПК ВД.

Установка питательного узла после ЭВД позволяет поддерживать давление на выходе из ЭВД в пусковых режимах. На входе и выходе ЭВД установлены обратные клапаны и предохранительные клапаны с отводом среды в РПП.

Из БВД котловая вода одним ЦЭН ВД (второй в горячем резерве) подается в ИВД. Перед каждым ЦЭН ВД установлена ручная задвижка и фильтр, после ЦЭН — обратный клапан и ручная задвижка. Из ИВД пароводяная смесь поступает в БВД.

Из парового пространства БВД пар двумя паропроводами подается во входной коллектор ПВД с двух сторон. Из верхних точек трубопроводов от БВД к ПВД выполнены линии воздушников с ручными вентилями и линия пускового сброса, заведённая в выхлопную трубу от ПК.

Из ПВД перегретый пар поступает в паропровод ВД, на котором установлены линия отвода конденсата у выходной камеры ПВД, импульсное предохранительное устройство. Из главного паропровода ВД перед ГПЗ ВД выполнены пусковые сбросы в атмосферу с запорными задвижками и регулирующими клапанам большим и малым, которые позволяют в автоматическом режиме, при пусках регулировать скорость роста давления в БВД, не допуская превышения ее выше допустимой. Также на главном паропроводе ВД выполнены дренажи и отвод к БРОУ.

Из БВД КУ предусмотрена линия аварийного слива с двумя задвижками, позволяющая сбросить лишнюю воду при повышении уровня.

3.5 Схема циркуляции и сепарации КУ

Контур ГПК включает в себя:

— поверхность нагрева ГПК;

— трубопроводы основного конденсата, линии рециркуляции и байпаса с соответствующей арматурой и предохранительными устройствами;

— электронасосы рециркуляции конденсата.

Конденсат подводится к ГПК одним трубопроводом, на котором установлены запорная задвижка, обратный клапан, отбор холодного конденсата для регулирования температуры горячего конденсата перед деаэратором на ~ 10 С ниже температуры насыщения в деаэраторе, ввод рециркуляции горячего конденсата и расходомерное устройство.

Нагретый в ГПК конденсат поступает в деаэратор и на всас двух НРК (1-ый рабочий, 2-ой в горячем резерве), которые осуществляют рециркуляцию конденсата с выхода ГПК на вход с целью поддержания температуры на входе в ГПК 60 С.

На линии каждого НРК устанавливаются: задвижка на всасе, фильтр, насос, обратный клапан и задвижка на напоре. На общей напорной линии НРК устанавливаются: регулирующий клапан, позволяющий регулировать расход конденсата и запорная задвижка. На входе и выходе ГПК устанавливаются предохранительные клапаны со сбросом среды в РПП.

Контур низкого давления включает в себя барабан низкого давления с внутрибарабанными устройствами, испаритель низкого давления, два циркуляционных электронасоса низкого давления, газовый подогреватель конденсата, пароперегреватель низкого давления и систему трубопроводов.

Барабан низкого давления расположен вдоль фронтовой стены КУ, на металлоконструкциях каркаса. Отметка оси барабана 22,84 м. Барабан опирается на две опоры и имеет внутренний диаметр 2168 мм, длину цилиндрической части 9380 мм. Материал- сталь 22К, толщина стенки 16 мм.

Барабан в верхней части оборудуется внутрибарабанными устройствами сепарации пара — демистерами, предназначенными для осушения пара и предотвращения выноса капель влаги в пароотводящие трубы. Демистеры сетчатого типа выполнены отдельными блоками с элементами жёсткости.

Подвод питательной воды из деаэратора в БНД производится одним трубопроводом Ш133×16 мм, сталь 20 к раздающему перфорированному коллектору Ш133×16 мм, сталь 20, расположенному в нижней части водяного объёма барабана.

Отвод котловой воды на испарение осуществляется по опускному стояку Ш168×15 мм, сталь 20, к циркуляционным насосам, далее к испарителю одним трубопроводом Ш168×15 мм, сталь 20. Над водоотводящим отверстием барабана установлено устройство, препятствующее образованию водяной воронки при течении в отверстие воды.

Подвод пароводяной смеси к барабану осуществляется по двум трубопроводам Ш325×25 мм, сталь 20 в паровой объём барабана. Место ввода пароводяной смеси в барабан отделено дырчатым листом от основного объёма по всей длине барабана.

Отвод пара из барабана в ПНД производится двумя трубопроводами Ш377×16 мм, сталь 20 от штуцеров на верхней образующей барабана. Пар из ПНД по паропроводу НД диаметром 426×7 мм, сталь 20 подаётся на паровую турбину.

Отвод воды на аварийный слив осуществляется через штуцер Ш89×8 мм, расположенный в нижней части барабана.

Подвод фосфатов в барабан осуществляется по перфорированному коллектору Ш22×4 мм, расположенному в нижней части водяного объёма барабана.

Непрерывная продувка из барабана осуществляется по перфорированному коллектору Ш42×6,5 мм, расположенному в нижней части водяного объёма барабана.

На верхней образующей барабана и на паропроводе за ПНД установлены пружинные угловые предохранительные клапаны прямого действия.

Барабан снабжён двумя водомерными колонками для контроля уровня по месту и тремя измерительными устройствами для снижения указателей уровня. Кроме того, имеется штуцер для установки манометра и штуцер для сниженного манометра.

Контур высокого давления включает в себя барабан с внутрибарабанными устройствами, испаритель, два циркуляционных электронасоса, водяной экономайзер, пароперегреватель и систему трубопроводов.

Барабан ВД расположен вдоль фронтовой стены на металлоконструкциях. Отметка оси барабана — 22,84 м. Барабан опирается на две опоры и имеет внутренний диаметр 2296 мм, длину цилиндрической части 9150 мм. Материал — сталь 15NiCuMoNb5, толщина стенки 46 мм.

Барабан в верхней части оборудуется внутрибарабанными устройствами сепарации пара — демистерами, предназначенными для осушения пара и предотвращения выноса капель влаги в пароотводящие трубы. Демистеры сетчатого типа выполнены отдельными блоками с элементами жёсткости.

Подвод питательной воды в барабан осуществляется одним трубопроводом диаметром 273×20 мм, сталь 20, к раздающему перфорированному коллектору Ш325×25 мм, сталь 20, расположенному в нижней части водяного объёма барабана.

Отвод котловой воды на испарение осуществляется одним трубопроводом (стояком) диаметром 325×25 мм, сталь 20 к циркуляционным насосам, далее к испарителю одним трубопроводом Ш273×20 мм, сталь 20. Над водоотводящим отверстием барабана установлено устройство, препятствующее образованию водяной воронки при течении в отверстие воды.

Отвод из ИВД пароводяной смеси в БВД производится двумя трубопроводами диаметрами 325×25 мм, сталь 20. Место ввода пароводяной смеси в барабан отделено дырчатым листом от основного объёма по всей длине барабана.

Отвод пара из верхней части барабана в ПВД производится двумя пароотводящими трубами диаметром 325×25 мм, сталь 20.

Пар из ПВД по паропроводу свежего пара ВД диаметром 194×20 мм, сталь 20 подаётся на паровую турбину.

Аварийный слив осуществляется через трубопровод диаметром 89×8 мм, сталь 20, расположенный в нижней части барабана.

Подвод фосфатов в барабан осуществляется по перфорированному коллектору диаметром 32×6 мм, сталь 20, расположенному в нижней части барабана.

На паропроводе за ПВД установлены главные предохранительные клапаны импульсного действия.

Подвод пара на обогрев БВД выполняется трубопроводом Ш133×20 мм, сталь 20 к раздающему перфорированному коллектору Ш133×16 мм, сталь 20 расположенному в нижней части водяного объёма барабана.

Непрерывная продувка из барабана осуществляется по перфорированному коллектору Ш45×5 мм, расположенному в нижней части барабана.

Барабан снабжен двумя водомерными колонками для контроля уровня по месту и тремя измерительными устройствами для сниженных указателей уровня. Кроме того, имеется штуцер для установки манометра и штуцер для сниженного манометра.

Циркуляционные электронасосы, по два на каждый контур испарения НД и ВД (один рабочий, второй в горячем резерве) обеспечивают принудительную циркуляцию котловой воды [4].

4. Теплогидравлический расчёт котла-утилизатора

4.1 Общие положения

Расчёт КУ отличается от аналогичного теплогидравлического расчёта энергетического парового котла. Это объясняется спецификой тепловой схемы ПГУ. Теплогидравлический расчёт КУ может быть конструкторским и поверочным. Конструкторский расчёт осуществляется для базового (расчётного) режима работы ПГУ. Для конденсационных ПГУ с КУ — это обычно режим при среднегодовых параметрах наружного воздуха. Для парогазовых теплоэлектроцентралей — наиболее общего случая тепловой схемы ПГУ с КУ — базовым, как правило, является режим, соответствующий средней температуре воздуха за отопительный период. В результате конструкторского расчёта КУ определяют, прежде всего, площадь поверхности теплообмена, количество и параметры генерируемого пара.

При эксплуатации энергетической установки режимы работы ПГУ часто меняются из-за непостоянства температуры и давления наружного воздуха, а также возможного изменения нагрузки. Из-за этого изменяются параметры газов на входе в КУ (температура, расход, избыток воздуха и др.). Котёл — утилизатор в отличие от парогенератора паросиловой установки обычно работает в нерасчётном режиме, поэтому большой интерес представляет его поверочный расчёт. При этом известны параметры газов на входе в котёл, геометрия и площади поверхности нагрева отдельных элементов. В результате расчётов получают параметры рабочих тел котла на входе и выходе каждой поверхности нагрева [1].

4.2 Исходные данные для расчёта

Характеристики ГТУ при согласованном наборе температур наружного воздуха при нагрузке 100% для режима работы на основном топливе представлены в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1 — Характеристики ГТУ при нагрузке 100%

Наименование параметра

Значение

Температура окружающего воздуха, оС

-20

0

10

30

Нагрузка ГТУ, %

100

100

100

100

Температура газов на входе в КУ, оС

529

535,9

540,6

550,75

Расход газов, кг/с

509

519,68

503,37

468,8

Состав продуктов сгорания, % по объему

О2

13,41

13,59

13,7

13,72

N2

75,63

75,69

75,79

75,74

СО2

3,35

3,27

3,23

3,21

Н2О

7,61

7,45

7,27

7,33

Характеристики ГТУ при согласованном наборе температур наружного воздуха при нагрузке 60% для режима работы на основном топливе, представлены в таблице 4.2.2.

Таблица 4.2.2 — Характеристики ГТУ при нагрузке 60%

Наименование параметра

Значение

Температура окружающего воздуха, оС

-20

0

10

30

Нагрузка ГТУ, %

60

60

60

60

Температура газов на входе в КУ, оС

504

536

541

554

Расход газов, кг/с

387,85

376,76

370,14

349,77

Состав продуктов сгорания, % по объему

О2

14,06

13,89

14,04

14,30

N2

75,85

75,79

75,85

75,94

СО2

3,06

3,14

3,07

2,95

Н2О

7,03

7,18

7,04

6,81

Конструктивные характеристики поверхностей нагрева представлены в таблице 4.2.3 в соответствии с [3].

Таблица 4.2.3 — конструктивные характеристики поверхностей нагрева

Характеристика

Значение

ГПК

ЭВД

ИВД

ППВД

ИНД

ППНД

Наружный диаметр, мм

38

38

38

38

38

38

Толщина стенки трубы, мм

3

3

3

3,5

3

3

Компоновка трубного пучка

шахматная

шахматная

шахматная

шахматная

шахматная

шахматная

Марка стали трубы

Сталь 20

Сталь 20

Сталь 20

12Х1МФ

Сталь 20

Сталь 20

Тип ореберения

просечное

просечное

просечное

просечное

просечное

-

Диаметр оребрения, мм

68

68

68

62

68

-

Толщина ребра, мм

1,0

1,0

1,0

1,25

1,0

-

Шаг оребрения, мм

4,0

4,0

4,0

4,2

4,0

-

Высота ребер, мм

15,0

15,0

15,0

12,0

15,0

-

Высота лепестка, мм

8 ±1

6 ±1

6 ±1

8 ±1

6 ±1

-

Ширина лепестка, мм

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

-

Число параллельных труб, шт

156

156

156

156

156

156

Поперечный шаг труб, мм

91

91

91

91

91

91

Продольный шаг руб, мм

75

75

75

75

75

75

Сечение для прохода газов, м2

70,74

72,92

72,61

74,84

72,26

70,74

Сечение для прохода среды, м2

0,13

0,12

0,25

0,12

0,25

0,25

Расчетная поверхность нагрева, м2

24 702

14 994

25 971

8149

21 635

685

4.3 Расчетные схемы

Теплогидравлические расчеты котла-утилизатора Пр-223/57−7,15/0,53−508/207 проведены с использованием программного комплекса «Boiler Designer» в соответствии с [5−7]. Приведенные на схемах данные соответствуют основному расчетному режиму (нагрузка 100%, температура окружающего воздуха плюс 10 C):

— схемы газовой группы котла-утилизатора представлены на рисунках А. 1, А.2 приложения А;

— схемы пароводяной группы представлены на рисунках А. 3, — А.6 приложения А;

— схемы циркуляционных контуров представлены на рисунках А. 7, — А. 8 приложения А;

— QT-диаграмма для основного расчетного режима (100% нагрузка, tнв = 10 C) представлена на рисунке А.9 приложения А.

4.4 Результаты теплогидравлического расчета

Результаты теплогидравлического расчета при согласованном наборе температур наружного воздуха при нагрузке 100% представлены в таблице 4.4.1.

Таблица 4.4.1 — результаты теплогидравлического расчета при нагрузке 100%

Наименование показателей

Значение

-20 оС

0 оС

+10 оС

+30 оС

Нагрузка ГТУ, %

100

100

100

100

Температура наружного воздуха, оС

-20

0

+10

+30

Относительная влажность, %

85

85

85

85

Расход газовмассовый, кг/с

509

519,68

504,7

468,8

Расход газов объемный, нм3

403,4

410,43

397,82

366,38

Плотность газов, кг/нм3

1,26

1,27

1,27

1,27

Температура газов, оС

529

535,9

540,6

550,75

Состав продуктов сгорания, % по объему

О2

13,41

13,59

13,7

13,72

N2

75,63

75,69

75,79

75,74

СО2

3,35

3,27

3,23

3,21

Н2О

7,61

7,45

7,27

7,33

КУ

Газовый тракт:

Температура уходящих газов, оС

102,6

104,7

102,1

107,3

Аэродинамическое сопротивление поверхностей нагрева, Па

2606,6

2721,5

2453,6

2279,07

Термический КПД, %

81,95

81,37

81,23

81,21

Тепловая мощность, кВт

243 593

248 896

243 172

229 574

Пароводяной тракт ВД:

Давление на входе в тракт, МПа

7,54

7,72

7,62

8,1

-20 оС

0 оС

+10 оС

+30 оС

Давление в барабане, МПа

7,24

7,32

7,3

7,35

Давление на выходе из тракта, МПа

7,16

7,16

7,15

7,16

Расход среды на входе в тракт, т/ч

221,38

229,75

226,56

217,83

Продувка, т/ч

2,2

2,28

2,25

2,16

Расход среды на выходе из тракта, т/ч

219,18

227,47

224,31

215,67

Температура на входе в тракт, оС

165,6

165,7

165,6

165,6

Недогрев до кипения, %

-1,14

-1,37

-1,58

-2,11

Температура на входе в барабан, оС

279,4

279

278,8

276,8

Температура в барабане, оС

289

288,9

288,7

288,3

Температура на выходе из тракта, оС

503,4

504,2

507,8

518,8

Пароводяной тракт НД:

Давление на входе в тракт, МПа

0,75

0,75

0,75

0,75

Давление в барабане, МПа

0,74

0,75

0,75

0,74

Давление на выходе из тракта, МПа

0,53

0,53

0,53

0,53

Расход среды на входе в тракт, т/ч

269,149

280,899

277,031

265,023

Продувка, т/ч

2,25

2,25

2,25

2,25

Расход среды на выходе из тракта, т/ч

47,773

51,151

50,474

47,201

Температура на входе в тракт, оС

156,8

161,1

164,3

168,6

Недогрев до кипения, %

-5,74

-4,41

-3,74

-2,68

Температура на входе в барабан, оС

160,2

163,1

164,3

168,2

Температура в барабане, оС

160,3

163

164,3

169,3

Температура на выходе из тракта, оС

208

206,5

207

206,6

Тракт конденсата:

Тепловая мощность ГПК, кВт

46 305

44 715

42 160

36 947

-20 оС

0 оС

+10 оС

+30 оС

Давление на входе в ГПК, МПа

0,99

1,01

1

1,02

Давление на выходе из ГПК, МПа

0,99

0,97

0,98

1

Давление на выходе из тракта, МПа

0,69

0,69

0,69

0,72

Расход на входе в

тракт, т/ч

269,149

280,899

277,031

265,023

Расход на байпас, т/ч

0

0

0

0

Расход на рециркуляцию ГПК, т/ч

182,6

125,48

93,44

43,57

Расход через ГПК, т/ч

451,75

406,38

370,48

308,60

Расход на выходе из тракта, т/ч

269,149

280,899

277,031

265,023

Температура на входе в тракт, оС

31,4

32,6

33,1

34

Недогрев до кипения, %

-11,07

-9,68

-8,98

-8,28

Температура на входе в ГПК, оС

60

60

60

60

Температура на выходе из ГПК, оС

146,8

149,7

152,9

155,3

Температура на выходе из тракта, оС

158,8

161,3

164,3

167,2

ВВТО:

Тепловая мощность, кВт

9400

4700

3572

--

Давление конденсата на входе, МПа

1,84

1,71

1,6

--

Расход конденсата через ВВТО, т/ч

182,60

125,48

93,44

--

Температура конденсата на входе в ВВТО, оС

171,6

169,9

152,9

--

Температура конденсата на выходе из ВВТО, оС

60

60

60

--

Давление сетевой воды на входе, МПа

1,5

1,5

1,5

--

Расход сетевой воды через ВВТО, т/ч

162

162

162

--

Температура сетевой воды на входе в ВВТО, оС

60

45

46

--

Температура сетевой воды на выходе из ВВТО, оС

109,8

70

65

--

Результаты теплогидравлического расчета при согласованном наборе температур наружного воздуха при нагрузке 60% представлены в таблице 4.4.2.

Таблица 4.4.2 — результаты теплогидравлического расчета при нагрузке 60%

Наименование показателей

Значение

-20 оС

0 оС

+10 оС

+30 оС

Нагрузка ГТУ, %

60

60

60

60

Температура наружного воздуха, оС

-20

0

+10

+30

Относительная влажность, %

85

85

85

85

Расход газовмассовый, кг/с

387,85

376,76

370,14

349,77

Расход газов объемный, нм3

306,38

297,62

292,39

276,3

Плотность газов, кг/нм3

1,27

1,27

1,27

1,27

Температура газов, оС

504

536

541

554

Состав продуктов сгорания, % по объему

О2

14,06

13,89

14,04

14,30

N2

75,85

75,79

75,85

75,94

СО2

3,06

3,14

3,07

2,95

Н2О

7,03

7,18

7,04

6,81

КУ

Газовый тракт:

Температура уходящих газов, оС

95,4

98,4

100,9

105,6

Аэродинамическое сопротивление поверхностей нагрева, Па

1484

1424

1385

1263

Термический КПД, %

81,77

82,4

82,13

81,74

Тепловая мощность, кВт

174 566

182 588

180 461

173 911

Пароводяной тракт ВД:

Давление на входе в тракт, МПа

7,43

7,42

7,41

7,42

Давление в барабане, МПа

7,25

7,23

7,24

7,24

Давление на выходе из тракта, МПа

7,5

7,5

7,5

7,5

-20 оС

0 оС

+10 оС

+30 оС

Расход среды на входе в тракт, т/ч

152,89

167,30

167,06

164,43

Продувка, т/ч

1,52

1,66

1,66

1,63

Расход среды на выходе из тракта, т/ч

151,37

165,64

165,40

162,80

Температура на входе в тракт, оС

165,22

165,1

165,1

165

Недогрев до кипения, %

-0,26

-1,4

-1,58

-2,03

Температура на входе в барабан, оС

279,6

278,8

278,4

278,1

Температура в барабане, оС

289,1

288,7

288,6

288,3

Температура на выходе из тракта, оС

501,3

503,4

506,7

510,1

Пароводяной тракт НД:

Давление на входе в тракт, МПа

0,76

0,75

0,75

0,75

Давление в барабане, МПа

0,76

0,75

0,75

0,75

Давление на выходе из тракта, МПа

0,53

0,53

0,53

0,53

Расход среды на входе в тракт, т/ч

192,14

203,23

203,19

199,58

Продувка, т/ч

2,25

2,25

2,25

2,25

Расход среды на выходе из тракта, т/ч

39,258

35,931

36,132

35,143

Температура на входе в тракт, оС

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой