75 группа 2 вариант / ТЭС и АЭС / Часть 3 / Выбор основного и вспомогательного оборудования ТЭС

Присосы воздуха в топке ∆αт и в системе пылеприготовления ∆αпл.у снижают расчетный расход воздуха, а утечки воздуха в воздухоподогревателе ∆αвп - увеличивают. При работе на газе и мазуте

∆αпл.у = 0; у газоплотных котлов ∆αт = 0. Для котлов, работающих под наддувом,

Vдв = Вр V о(αт + ∆αвп ) tхв + 273 .

273

Расчетная производительность вентилятора Vрдв принимает-

ся с коэффициентом запаса β1 = 1,1. Кроме того, вводится поправка на барометрическое давление рбар (мм рт. ст.) местности, где устанавливается вентилятор. При заданном числе вентиляторов Z расчетная производительность одной машины равна

V р = β1 Vдв 760 .

дв Z рбар

Если высота местности над уровнем моря не превышает 100 -200 м (для Москвы высшая точка составляет 200 м), то прини-

мают рбар = 760 мм рт. ст.

Напор дутьевого вентилятора Ндв (кПа) зависит от сопротив-

ления воздушного тракта, включающего всасывающие и нагнетательные короба, воздухоподогреватель, горелочные устройства. Суммарное сопротивление тракта определяется аэродинамическим расчетом и приведено для некоторых котлов в табл. 1.1. Для котлов, не имеющих данных заводских расчетов, приходится задаваться сопротивлением тракта и напором вентилятора. Принятое значение напора должно быть согласовано с руководителем проекта.

Напор дутьевых вентиляторов зависит от размера котла и составляет 4 - 5 кПа. При установке мельниц, работающих под избыточным давлением воздуха, напор увеличивается до 5 - 8 кПа. Дутьевые вентиляторы (воздуходувки) котлов под наддувом развивают напор 10 -15 кПа.

Расчетное значение напора Нрдв (кПа), принимается с коэффициентом запаса β2 = 1,15.

По найденным расчетным значениям производительности и напора Vрдв определяют по справочным данным [5, 6] типоразмер дутьевого вентилятора. Выбранный по справочнику вентилятор характеризуется значениями Vmax, Hmax и КПД ηmах, превышающими расчетные значения. Проверяют, обеспечивает ли один вентилятор (при работе котла на АШ и тощих углях) нагрузку в 70 % от номинальной. Проверяют также, соблюдается ли требование Норм [1], по которому при работе с расчетной производительностью Vрдв снижение КПД будет не более 10 % от максимального значения ηmах, т.е

20

ηр = 0,9 ηmax .

Принимаем, что при переменной нагрузке КПД машины изменяется пропорционально кубу отношения производительностей:

		V	3
η =ηmax V			.
		max

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

Vдвр Ндвр

Ne = ηр .

Мощность привода берется с коэффициентом запаса β3 = 1,05, необходимым для преодоления инерции при пуске вентилятора (особенно значительной для вентиляторов радиальных). Дутьевые вентиляторы имеют привод от электродвигателей, воздуходувки - от электродвигателей или турбины.

Учитывая, что в справочниках до настоящего времени применяются и старые единицы измерения, следует осуществить перевод

единиц, пользуясь соотношениями:

1 м3/с = 3,6 тыс.м3/ч; 1 кПа = 100 мм вод. ст. = 100 кгс/м2.

3.2. Выбор дымососов

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

Производительность дымососа определяется объемными расходами газов, уходящих из котла (после воздухоподогревателя), Vгух и воздуха, присасываемого в тракт после котла в золоуловителях и

газоходах, Vприс.

С учетом температуры газов перед дымососом tд объемная производительность машины

Vдс = Вр(Vгух +Vприс ) tд + 273 .

273

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

Vгух =Vго +1,0161(αух −1)V o ,

где αух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах,

αух =αт + ∆αкп + ∆αвп.

21

Коэффициент 1,0161 учитывает объем водяных паров, содержащихся в присасываемом воздухе; Vг° и V° - теоретические объемы газов и воздуха соответственно (см. табл. 2.1).

Объем присосов за пределами котла

Vприс = ( ∆αзу + ∆αгх )V о.

Температура газов перед дымососом tд может быть принята равной температуре уходящих газов tух при условии отсутствия золоуловителя и при относительно коротких газоходах

(tух см. в табл. 1.1).

Если величина суммарных присосов (∆αзу + ∆αгх) ≥ 0,1 , то температура газов перед дымососом определяется по формуле смешения:

V		ух	t	ух	+V	t	в
tд =	г				прис			.
			ух		+V
		V
		г			прис

Температура холодного присасываемого воздуха tB принимается равной 30 °С. При установке золоуловителей мокрого типа учитывается снижение температуры газов на 30 - 40 °С.

В газоплотных котлах уменьшается объем уходящих газов

∆αкп:

αух =αт +αвп.

Присосы воздуха за котлом остаются такими же, как для котлов под разрежением при негазоплотном исполнении.

Расчетная производительность дымососа принимается с ко-

эффициентом запаса β1 = 1,1, таким же, как и для дутьевого вентилятора; также вводится поправка на барометрическое давление ме-

стности рбар.

Напор дымососа Ндс (кПа) при уравновешенной тяге должен обеспечить преодоление суммарных сопротивлений трения и местных сопротивлений всех газоходов газовоздушного тракта от котла до дымососа, а также сопротивления от дымососа до дымовой трубы и сопротивления самой трубы. Эти суммарные сопротивления должны быть увеличены на значение разрежения в верхней части топки (2 мм вод. ст.). Значения сопротивлений газового тракта котлов приведены в табл. 1.1. Напор дымососов обычно составляет 3,5 - 4,0 кПа. Расчетный напор дымососа Нрдс берется с коэффициентом запаса β2 = 1,2. Далее поступают аналогично выбору дутьевого вентилятора.

Для предварительной оценки порядка величин расхода воздуха и газов можно использовать известные соотношения [15] для приве-

22

денных расходов (расходов воздуха и газов, отнесенных к теплопроизводительности котельного агрегата), табл. 3.2.

Таблица 3.2. Значения приведенных расходов для основных типов топлива

Топливо	Vв/Qпе, м3/МДж	tд, оС	Vг/Qпе, м3/МДж
АШ, тощий уголь	0,384	125/85	0,647/0,617
Каменный уголь	0,359	125/85	0,636/0,550
Бурый уголь, WП = 1,2	0,390	130/90	0,700/0,624
Бурый уголь, WП = 3,1	0,425	145/105	0,836/0,746
Бурый уголь, WП = 7,2	0,497	165/125	1,16/1,04
Мазут	0,366	120	0,595
Природный газ	0,366	120	0,614

Примечание. В знаменателе указаны цифры при установке мокрых золоуловителей. Приведённая влажность WП = WП/QРН (кг %/МДж).

4. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС

4.1. Выбор расширителей непрерывной продувки

Расширители (сепараторы) непрерывной продувки (РНП) служат для использования теплоты непрерывной продувки и частичного возврата рабочего тела в тепловую схему ТЭС. Для котлов с давлением выше 10 МПа применяется двухступенчатая сепарация продувочной воды.

Выбор расширителей производится по объему образующегося в расширителе пара при норме напряжения объема расширителя 1000 м3/м3 (1000 м3 образующегося пара в час на 1 м3 полезного объема расширителя).

Типы и основные параметры расширителей непрерывной продувки приведены в табл.4.1.

Таблица 4.1. Типы и основные параметры расширителей непрерывной продувки

НаименоваРасширители непрерывной продувки

ние	I-я ступень на давление 7÷9 кгс/см2					II-я ступень на давле-
						ние 1,5÷2,5 кгс/см2
	К- 182482	ХВ-850	СП-0,7	СП-1,5	СП-5,5	СП-0,7	СП-7,5	СП-12
Емкость рас-
ширителя, м3	0,2	0,7	0,7	1,5	5,5	0,7	7,5	12
Наружный
диаметр кор-	478	630	630	820	1520	630	2020	2020
пуса, мм
Изготовитель	Бийский		Таганрогский завод “Красный котельщик”
	котельный завод

23

Количество продувочной воды котлов регламентируется, см. [2]. При обессоливании добавочной воды сепараторы непрерывной продувки принимаются по два комплекта на электростанцию [1].

Пример выбора РПН первой и второй ступеней

Исходные данные (в дипломном проекте берутся из расчета тепловой схемы):

−давление в барабане котла 15,2 МПа;

−величина продувки 1 % от (номинальной) паропроизводительности котла; паропроизводительность котла 500 т/ч;

−давление в РНП-I - 0,7 МПа, в РНП-II - 0,15 МПа;

−напряжение парового объема РНП - 1000 м3 /м3.

На станции установлено восемь котлов.

а) выбор типа РПН-I

Величина продувки

Dпр =0,01 500 =5 т/ч.

Коэффициент сепарации первой ступени

Ι	=	hб' ηсепΙ - h'Ι	=	1618 0,98 - 697,2		= 0,4298	,
Ксеп
		h"Ι - h'Ι		2764	- 697,2

где hб’, hI”, hI’ - энтальпии продувочной воды, отсепарированного пара и отсепарированной воды соответственно, кДж/кг [10].

Количество пара, образующегося в РНП-I,

DΙ = KсепΙ Dпр = 0,4298 5,00 = 2,149 т/ч.

Объем пара, образующегося в расширителе первой ступени,

V Ι = DΙ υ" = 2149 0,27274 = 586,12 м3 /ч,

где υ” = 0,27274 м3/кг - удельный объём сухого насыщенного пара при давлении 0,7 МПа [10].

Необходимый объём расширителя

	Ι		nk V Ι		4 586,12	3
v		=		=		= 2,34 м ,
			H		1000

где Н = 1000 м3 /м3 - норма напряжения парового объема расширителя.

В соответствии с данными табл. 4.1 выбирается тип расширителя непрерывной продувки СП-5,5. Емкость расширителя - 5,5 м3, наружный диаметр корпуса -1520 мм. Изготовитель - Таганрогский завод «Красный котельщик».

24

б) выбор типа РНП-II

Количество воды, поступающей во вторую ступень,

DΙ	= D		- DΙ = 5 - 2,149 = 2,851 т/ч.
в	пр
Коэффициент сепарации второй ступени
ΙΙ		h'Ι	η"сеп −h'ΙΙ	=	697,2 0	,98 −467,2	=0,097 .
Ксеп =
			h"ΙΙ −h'ΙΙ		2693	−467,2

где hI’, hII’,hII” - соответственно энтальпии воды, поступающей из первой ступени, отсепарированной воды второй ступени, отсепарированного пара второй ступени, кДж/кг [10] .

Количество пара, образующегося в РНП-I,

DΙΙ = КсепΙΙ DвΙ = 0,097 2,851 = 0,2765 т/ч.

Объем пара, образующегося в расширителе второй ступени,

V ΙΙ = DΙΙ υ" = 0,2765 1,1597 = 320 м3/ч,

где υ” = 1,1597 м3/кг [10] при Р = 0,15 МПа.

Необходимый объем расширителя при установке одного РНП-II на четыре котла

	ΙΙ		4 V ΙΙ		4 320	3
v		=		=		=1,28 м .
			H		1000

Тип РНП-II - СП-7,5.

Емкость расширителя - 7,5 м3. Наружный диаметр корпуса - 2020 мм.

Завод - изготовитель - «Красный котельщик», г. Таганрог.

4.2. Выбор подогревателей схемы регенерации

Производительность и число регенеративных подогревателей для основного конденсата определяются числом имеющихся у турбин для этих целей отборов пара. При этом каждому отбору пара должен соответствовать один корпус подогревателя (за исключением деаэраторов). Для блоков мощностью 800 МВт и более подогреватели высокого давления допускается выполнять в двух корпусах.

Регенеративные подогреватели низкого давления, как правило, принимаются смешивающего типа. Число их определяется техникоэкономическим обоснованием.

Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва

[1].

Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной. Теплообменное оборудование, комплектующее турбину,

приведено в [4, 5, 8, 11].

25

Рекомендации норм [1] по регенеративным подогревателям низкого давления осуществляются для энергоблоков 500, 800 и 1000 МВт электростанций, использующих органическое и ядерное топливо. На электростанциях с указанными блоками начали внедряться проекты комбинированных систем регенерации со смешивающими вакуумными подогревателями [13].

4.3. Выбор деаэраторов питательной воды (основных, повышенного давления)

Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу.

На каждый блок устанавливается по возможности один деаэратор. Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечивать работу блочных электростанций в течение не менее 3,5 и 7 мин – для неблочных электростанций. К основным деаэраторам предусматривается подвод резервного пара для удержания в них давления при сбросах нагрузки и деаэрации воды при пусках. Теплота выпара деаэраторов питательной воды используется в тепловой схеме электростанции [1].

Типы деаэраторов регламентируются ГОСТ 16860-77 и приве-

дены в [5, 8, 11].

Пример выбора деаэратора повышенного давления для блочной ТЭЦ с турбинами типа ПT-135/162 - 130/15

Исходные данные На ТЭЦ установлены котлы типа Е-420-140 по два на блок. Мак-

симальный расход питательной воды

Dпв = (1 +α + β )n Dkном = (1 + 0,01 + 0,01) 2 420 = 856,8 т/ч,

где α, β - соответственно расход питательной воды на продувку, пар на собственные нужды котла в долях от паропроизводительности котла.

Минимальная полезная вместимость деаэраторного бака (БДП)

vБДП =τмин	υ Dпв	= 3,5 1,1 856,8 = 54,9 м3,
	60
		60
где υ =1,1 м3/т - удельный объем воды.
Выбирается	деаэратор		типа	ДП-1000	(2х500)/120

(ГОСТ 16860-77) с деаэраторным баком БДП-65 (ГОСТ 16860-77) повышенного давления полезной вместимостью 65 м3 для двух колонок общей производительностью 1000 т/ч. Абсолютное давление в деаэраторе 0,6 МПа, подогрев воды в деаэраторе 10 ÷ 40 °С (дан-

26

ные ГОСТ 16860-77). Типоразмеры и характеристики деаэраторов приведены в [9, 8, 5].

4.4. Выбор оборудования конденсационной установки

Конденсационная установка включает в себя: конденсатор, конденсатные насосы, эжекторы, циркуляционные насосы. Эжекторы применяют как пароструйные, так и водоструйные.

Для работы водоструйных эжекторов необходима установка специальных насосов для подачи циркуляционной воды из напорных циркводоводов.

Подача воды этими насосами осуществляется на основные эжекторы, эжекторы цирксистемы, эжектор сальниковых подогревателей. Эти насосы носят название подъемных.

Конденсатор входит в теплообменное оборудование, комплектующее турбину, и тип его всегда указан в перечне оборудования, поставляемого с турбиной [11, 4, 8, 5] . Комплектация конденсационного устройства эжекторами приведена в [5, 11]. Характеристики эжекторов даны в [11]. Типы и количество конденсатных насосов, хотя они и указаны в оборудовании, комплектующем паровую турбину [11] , должны быть выбраны, так как технические решения по выбору этих насосов в зависимости от различных условий (освоение заводами новых типов насосов, нового оборудования конденсатоочистки блока, а также изменения производительности основного оборудования) могут быть не однозначны.

Конденсатные насосы выбираются по условиям максимального расхода пара в конденсатор, необходимому напору, температуре конденсата. Конденсатные насосы должны иметь резерв.

Число насосов в зависимости от мощности турбоагрегата может быть равно двум, трем и четырем. Конденсатные насосы всегда устанавливаются с резервом; резервный насос включается по системе АВР. По возможности число насосов должно быть минимальным: 2 по 100 % или 3 по 50 % производительности.

Общая подача рабочих конденсатных насосов (насоса) рассчитывается по максимальному расходу пара в конденсатор, известному из расчета тепловой схемы, или определяется по справочнику [11]. Кроме того, учитываются дренажи подогревателей и турбоприводов, добавочная обессоленная вода и т.п (т/ч):

n

∑Dkнас = Dkмакс + Dдв + ∑Dдр .

1

Однако для упрощения расчётов указанные дополнительные расходы могут быть учтены введением коэффициента запаса (т/ч):

27

n

∑Dkнас = (1,1 +1,2 )Dkмакс ,

1

где Dkмакс - максимальный расход пара в конденсатор (максимальный расход пара через ЧВД) [4, 11].

Для турбин типа К Dkмакс следует принимать равным расходу отработанного пара в конденсатор, приведенному в [4]. Коэффициент при Dkмакс учитывает отвод в конденсатор дренажей системы регенерации, дренажей трубопроводов, ввод обессоленной воды и другие потоки.

Производительность конденсатных насосов теплофикационных турбин выбирается по конденсационному режиму с выключенными теплофикационными отборами при работе с максимальной электрической нагрузкой.

Напор конденсатных насосов определяется исходя из давления в деаэраторе и преодоления сопротивления всей регенеративной системы и всего тракта от конденсатора до деаэратора, в том числе и высоты гидростатического столба в связи с установкой деаэратора на значительной высоте по условиям подпора питательных насосов.

При применении конденсатоочистки используют конденсатные насосы двух подъемов, то есть устанавливают после конденсатора насосы обессоливающей установки (НОУ), а после конденсатоочистки – основные конденсатные насосы.

Полный напор конденсатного насоса при одноподъемной схеме

H = k[hг +102( рд − рк ) + ∑hпот],

где hг - геометрическая высота подъема конденсата (разность уровней в конденсаторе и деаэраторе), м;

рд, рк - давление в деаэраторе, конденсаторе, MПa;

∑hпот - суммарные потери напора в элементах конденсатного тракта с напорной стороны КЭН, например сумма потерь напора в трубопроводах, охладителе пара эжекторов, регуляторе питания (уровня) конденсата и регенеративных подогревателях низкого давления;

k - коэффициент запаса на непредвиденные эксплуатационные сопротивления.

Сопротивление регулятора питания конденсата можно принимать равным 4 м вод. ст. Сопротивление охладителя пара эжекторов составляет 5 – 7 м вод. ст. Потери напора в трубопроводах

5 – 15 м вод. ст.

Потери напора в регенеративных подогревателях низкого давления (гидравлические сопротивления) определяются по справочнику [11, 5] или принимаются равными 7 – 10 м вод. ст. Напор НОУ определяется по сумме потерь сопротивлений в тракте до насосов

28

КЭН плюс подпор не менее 10 м вод. ст. для устранений подсосов воздуха после БОУ. Величина подпора должна быть выше упругости паров на всасе КЭН.

H = hБОУ + hтр + hпод.

где hБОУ - гидравлическое сопротивление БОУ, м вод. ст. (55 ÷ 65 м вод. ст.);

hтр - гидравлическое сопротивление трубопроводов и арматуры, м вод. ст.;

hпод - необходимый подпор на всасе насосов второй ступени (КЭН), м вод. ст. (~ 15 м вод. ст.).

Напор насоса второй ступени (КЭН) подсчитывается так же, как для насосов КЭН при одноподъемной схеме.

Применение ПНД смешивающего типа может потребовать установки дополнительного перекачивающего (конденсатного) насоса, что усложнит схему. Если использовать гравитационный принцип включения двух смешивающих ПНД, то насос между ними не требуется. Высота Н (м), на которую должен быть поднят подогреватель более низкого давления р1 над подогревателем с большим давлением р2, определяется из расчета геодезического напора столба жидкости, расходуемого на преодоление разности давлений между подогревателями и гидравлического сопротивления участка трубо-

проводов ∆hтр (0,01 МПа):

Нgρ 10−6 = р2 − р1 + ∆hтр.

Производительность конденсатных насосов второго подъёма известна из расчета тепловой схемы. Выбор типоразмера насосов проводится так же, как питательных насосов - по давлению нагнетания и производительности.

Пример выбора конденсатных насосов для блока 300 МВт

Установлена конденсатоочистка, рассчитанная на 100 % - ную производительность блока.

В качестве исходных данных для выбора насосов принимаются расходы конденсата в режиме номинальной нагрузки блока. Ниже приведены потоки, поступающие в конденсатор для блоков 300 MBт с турбинами ХТГЗ и ЛМЗ (табл. 4.2).

	Таблица 4.2. Потоки в конденсатор турбин ХТГЗ и ЛМЗ блоков 300 МВт
Потоки, т/ч (данные ТЭПа)		ХТГЗ		ЛМЗ
		590
1.	Основной конденсат с добавком химобессоленной воды			600
2.	Конденсат уплотнений питательных насосов	75		75
3.	Конденсат от калориферов котлов	27		30
4.	Конденсат сетевых подогревателей	24		25
5.	Каскад конденсата ПНД (во время пуска)	124		140

29