О проекте
Меню
На главную
Расширенный поиск
Опубликовать
Помощь экспертов - репетиторов
Учебные материалы
Почитать

Помощь в написании работ

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

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    416,85 Кб
  • Опубликовано:
    2014-03-06
Все дипломные работы по физике
Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

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

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 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].

.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.

.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].

.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].

.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 1,01325 кПа низшая теплота сгорания сухого газа составляет 33900 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 9,5±0,1

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 25°С 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 15150-69.

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.

.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.

.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:

- 150000 часов - для труб поверхности нагрева и выходного коллектора пароперегревателя высокого давления;

-        200000 часов - для остальных элементов.

.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.

.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 %.

.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.

.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 1м 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 ºС. При этом перегрев пара осуществляется на 213,5 ºС. 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 ºС. При этом происходит испарение воды и температура рабочего тела увеличивается на 9,6 ºС. 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 ºС, нагревая поступающую в систему воду на 118,1 ºС. 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 ºС, при этом нагревая поступающий в него пар на 44,6 ºС. 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 ºС, охлаждает дымовые газы на 62,5 ºС. 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 ºС, а конденсат нагревается на 92,7 ºС. Перед входом в ступень, конденсат проходит через деаэратор, в котором подогревается от температуры 34,28 ºС, 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

.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].

.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 Ø 5450 мм на квадратное сечение 5900х5900 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 5900х5900 мм с переключающим клапаном газоплотностью 99,96 % и отсечным клапаном гильотинного типа с газоплотностью 100 %.

Короб входного шумоглушителя поперечным сечением 7300х7300 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 5670х5670 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 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.

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.

.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 Ø133х16 мм, сталь 20 к раздающему перфорированному коллектору Ø133х16 мм, сталь 20, расположенному в нижней части водяного объёма барабана.

Отвод котловой воды на испарение осуществляется по опускному стояку Ø168х15 мм, сталь 20, к циркуляционным насосам, далее к испарителю одним трубопроводом Ø168х15 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 Ø325х25 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 Ø377х16 мм, сталь 20 от штуцеров на верхней образующей барабана. Пар из ПНД по паропроводу НД диаметром 426х7 мм, сталь 20 подаётся на паровую турбину.

Отвод воды на аварийный слив осуществляется через штуцер Ø89х8 мм, расположенный в нижней части барабана.

Подвод фосфатов в барабан осуществляется по перфорированному коллектору Ø22х4 мм, расположенному в нижней части водяного объёма барабана.

Непрерывная продувка из барабана осуществляется по перфорированному коллектору Ø42х6,5 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 273х20 мм, сталь 20, к раздающему перфорированному коллектору Ø325х25 мм, сталь 20, расположенному в нижней части водяного объёма барабана.

Отвод котловой воды на испарение осуществляется одним трубопроводом (стояком) диаметром 325х25 мм, сталь 20 к циркуляционным насосам, далее к испарителю одним трубопроводом Ø273х20 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 325х25 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 325х25 мм, сталь 20.

Пар из ПВД по паропроводу свежего пара ВД диаметром 194х20 мм, сталь 20 подаётся на паровую турбину.

Аварийный слив осуществляется через трубопровод диаметром 89х8 мм, сталь 20, расположенный в нижней части барабана.

Подвод фосфатов в барабан осуществляется по перфорированному коллектору диаметром 32х6 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 Ø133х20 мм, сталь 20 к раздающему перфорированному коллектору Ø133х16 мм, сталь 20 расположенному в нижней части водяного объёма барабана.

Непрерывная продувка из барабана осуществляется по перфорированному коллектору Ø45х5 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

.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

24702

14994

25971

8149

21635

685


.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 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/с

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

Тепловая мощность, кВт

243593

248896

243172

229574

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

46305

44715

42160

36947


-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/с

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

174566

182588

180461

173911

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

167,06

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

159,8

163,2

164,1

165,2

Недогрев до кипения, %

-5,54

-4,52

-3,76

-2,45

Температура на входе в барабан, оС

159,9

163,3

164,3

165,2

Температура в барабане, оС

159,9

163,3

164,3

165,2

Температура на выходе из тракта, оС

207

207

206,7

205,8

Тракт конденсата:

 

Тепловая мощность ГПК, кВт

35940

33479

31816

28066

Давление на входе в тракт, МПа

1

1

1

1

Давление на входе в ГПК, МПа

0,96

0,96

0,98

0,99


-20 оС

0 оС

+10 оС

+30 оС

Давление на выходе из тракта, МПа

0,7

0,69

0,69

0,98

Расход на входе в тракт, т/ч

192,14

203,23

203,19

199,58

Расход на байпас, т/ч

0

0

0

0

Расход на рециркуляцию ГПК, т/ч

155,13

103,28

76,97

32,49

Расход через ГПК, т/ч

347,27

306,50

280,16

232,06

Расход на выходе из тракта, т/ч

192,14

203,23

203,19

199,58

Температура на входе в тракт, оС

33,1

33,1

33,1

33,1

Недогрев до кипения, %

-5,91

-4,89

-4,12

-2,81

Температура на входе в ГПК, оС

60

60

60

60

Температура на выходе из ГПК, оС

150,9

151,4

152,7

156,3

Температура на выходе из тракта, оС

150,9

152,8

164,1

162,6

ВВТО:

 

Тепловая мощность, кВт

9400

4700

3572

--

Давление конденсата на входе, МПа

1,58

1,625

1,6

--

Расход конденсата через ВВТО, т/ч

155,13

103,28

76,97

--

Температура конденсата на входе в ВВТО, оС

148,2

151,4

152,7

--

Температура конденсата на выходе из ВВТО, оС

96,9

114,7

117,6

--

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

44

46

--

Температура сетевой воды на выходе из ВВТО, оС

109,8

69

65

--


5. Разработка испарительных поверхностей нагрева, расчеты надежности элементов гидравлической схемы

.1 Общие сведения о конструкции поверхностей нагрева КУ

Поверхности нагрева КУ делают из стальных труб с наружным оребрением. Спирально-ленточное оребрение труб выполняют в заводских условиях на специальных установках с использованием токов высокой частоты. Это позволяет приваривать к трубам ленту различной толщины, конфигурации и размера.

Крупнейшим производителем КУ и оребренных труб для их поверхностей нагрева является АО «Подольский машиностроительный завод». Завод изготавливает оребренные трубы следующих параметров: диаметр 22-114 мм, толщина стенки 2-12 мм, высота ребра 5-25 мм, толщина ребра 0,8-2 мм, шаг витков оребрения 4-15 мм, максимальная длина оребренной трубы 22 м.

Рисунок 5.1.1 - Элементы поверхностей нагреву КУ ПГУ: а - наружное оребрение труб; б - крепление труб шахматного трубного пучка; 1-2 - сплошное оребрение; 3-4 - просечное оребрение.

Оребрение может быть сделано из углеродистых, легированных и аустенитных сталей. Помимо этого возможно также просечное оребрение труб (рис. 5.1.1). В модулях, из которых изготавливают КУ, масса оребренных труб достигает 45 % его общей массы, а само оребрение уменьшает ее в среднем в 1,5 раза по сравнению с гладкотрубными поверхностями нагрева.

Конструкция вертикальных КУ имеет свои особенности. Их поверхности нагрева выполняют в виде отдельных модулей, укрепляемых один над другим с помощью каркаса, в котором предусмотрены боковые боксы для размещения коллекторов и колен труб, не омываемых дымовыми газами. Основная часть модуля в зависимости от его длины имеет несколько несущих перегородок. В них просверлены отверстия диаметром, превышающим наружный диаметр оребренной трубы на 8-10 мм. Оребренные трубы заводятся одновременно через все отверстия и опираются в перегородках на свои ребра. В боковых боксах осуществляются сварка колен и приварка труб к коллекторам. В случае повреждения любую трубу можно заменить, отрезав ее от колен или коллектора. Применение шахматного расположения труб в пучке обеспечивает их свободное тепловое расширение.

.2 Расчёты надежности элементов гидравлической схемы

При разработке поверхностей нагрева проектируемого котла необходимо было решить задачу достижения максимально возможной утилизации теплоты дымовых газов, поступающих в КУ, путём передачи её рабочему телу. Эффективным решением данной проблемы является предельное экранирование газохода КУ или, другими словами, наращиванием теплообменной поверхности.

В проектируемом паровом котле два циркуляционных контура, следовательно испарительных поверхностей нагрева проектируется также две для контура высокого и низкого давления испаритель высокого и низкого давления соответственно, каждый модуль состоит из трёх секций секций, состоящих из 52 труб по ширине, со своими входным и выходным коллекторами. Трубы в секциях дистанционированы в шести местах по высоте при помощи «гребенок», расположение труб - шахматное.

При конструировании горизонтальных поверхностей испарительных поверхностей нагрева, необходимо учитывать внутренний диаметр труб, а также массовую скорость потока. При малой массовой скорости возможно расслоение потока, возникновение пульсаций, плохого отвода тепла от стенки трубы в области с эмульсионным движением пароводяного потока. При чрезмерном увеличении массовой скорости растут гидравлические потери в контуре циркуляции, что приводит к увеличению потребления электроэнергии питательным насосом [8].

.3 Исходные данные трубных частей испарительных поверхностей нагрева

Расчетные параметры элементов гидравлической схемы испарительных контуров КУ, работающих под давлением приведены в таблице 5.3.1.

Таблица 5.3.1- Расчетные параметры элементов гидравлической схемы

Наименование

Рабочие параметры

Расчетные параметры


Давление, МПа

Температура, °С

Давление, МПа

Температура, °С

Поверхности нагрева

Испаритель высокого давления (ИВД)

7,36

289,2

8,4

330

Испаритель низкого давления (ИНД)

0,66

163,0

0.9

250

Трубопроводы

От ИВД до БВД

7,36

289,2

8.0

330

От БВД до ИВД

7,66

289.2

8.4

330

ИНД

0.66

163

0,9

250

Допускаемые напряжения материалов, примененных в испарительных поверхностях нагрева КУ, приняты согласно [9] и приведены в таблице 5.3.2.

Таблица 5.3.2- Допускаемые напряжения материалов в испарительных поверхностях КУ

Материал

Т, °С



для рабочих условий

для условий испытаний

Ст20  (труба ТУ 14-3Р-55-2001;  поковка ОСТ 108.030.113-87; круг ГОСТ 1050-88)

20 250 260 265

147 132 130 128

200 - - -


.4 Расчетные параметры для барабана котла

Обечайка барабана, эллиптические днища, крышка люка лаза и штуцеры: подвода питательной воды, опускных стояков, отвода пара и подвода пара на обогрев выполнены из стали марки 15NiCuMoNb5, все остальные штуцеры выполнены из стали 20.

Расчетная температура t=290 °С при расчетном давлении 7,5 МПа. При этом допускаемое напряжение согласно [8] для стали 15NiCuMoNb5 составляет 256 МПа для листов толщиной 44 мм, 243 МПа для листов толщиной 60 мм и 235 МПа для поковок.

.5 Расчет на прочность цилиндрической части барабана высокого давления

На рисунке 5.5.1 приведена схема развертки цилиндрической части барабана высокого давления КУ по наружной поверхности.

Рисунок 5.5.1 - Развертка цилиндрической части барабана по наружной поверхности

Результаты расчетов на прочность цилиндрической части барабана высокого давления приведены в таблице 5.5.1.


Таблица 5.5.1- Результаты расчетов на прочность БВД

Наименование

Обозначение

Обозначение отверстий



А-Б

В-Г

П-П

Г-С

Внутренний диаметр, мм

D

2420

2420

2420

2420

Марка стали

 

15NiCuMoNb5

Расчетное давление, МПа

P

7,5

7,5

7,5

7,5

Расчетная температура

t

290

290

290

290

Допускаемое напряжение, МПа

256256256256





Характеристики отверстий

 условный диаметр отв.1(большего), мм

dy1

421

275

30

275


условный диаметр отв.2,мм

dy2

336

275

30

20


продольный шаг, мм

t(a)

1000

 

500

800


поперечный шаг, мм

t1(b)

645

753

 

 


Признак ряда в продольном направлении

 

Один.

Один.

Ряд

Ряд


Признак ряда в поперечном направлении

 

Один.

Ряд

Один.

Один.


Признак ряда в косом направлении

Ряд

Один.

Один.

Один.

Коэффициент Z большего отв.1

Z

1,358

0,887

0,097

0,887

Коэффициент прочности не укрепленных отверстий

продольного ряда

d110,9400,816






поперечного ряда

d1111






косого ряда

d0,705111






одиночного отверстия

d0,6430,75810,758





Характеристики подкрепления (штуцера)

Марка стали


15NiCuMoNb5


Допускаемое напряжение, МПа

235235-235,0






Наружный диаметр, мм

da

509

363

-

363


Толщина стенки, мм

Ss

44

44

-

44


Прибавка на толщину, мм

Cs

1

1

-

1


Расчетная толщина, мм

Srs

6,8

4,5

-

4,5


Укрепляющая высота, мм

hs

176,8

146,4

-

146,4


Марка стали

 

15NiCuMoNb5


Допускаемое напряжение, МПа

235,0235,0--






Наружный диаметр, мм

da

424

363

-

-


Толщина стенки, мм

Ss

44

44

-

-


Прибавка на толщину, мм

Cs

1

1

-

-


Расчетная толщина, мм

Srs

5,4

4,5

-

-


Укрепляющая высота, мм

hs

159,8

146,4

-

-


Компенсирующая площадь, мм2

fs

11738

10359

-

10359

Расчетный коэффициент прочности

0,95610,9401





Расчетная толщина стенки, мм

Sr

37,7

36,0

38,3

36,0

Прибавки

Минусовое отклонение, мм

C11

-

-

-

-


Технологическая, мм

C12

-

-

-

-


На коррозию, мм

C21

5

5

5

5

Требуемая толщина стенки, мм

Sтр= Sr+ с11+ с12+ с21

42,7

41,0

43,3

41,0

Номинальная толщина стенки, мм

S

44,0

44,0

44,0

44,0

Внутренний диаметр,мм

D

2420

2420

2420

2420

Марка стали

 

15NiCuMoNb5

Расчетное давление, МПа

P

7,5

7,5

7,5

7,5

Расчетная температура

t

290

290

290

290

Допускаемое напряжение, МПа

256256256256





Характеристики отверстий

условный диаметр отв.1(большего),мм

dy1

73

101

20

421


условный диаметр отв.2,мм

dy2

44

11

11

35


продольный шаг, мм

t(a)

500

750

600

1000


поперечный шаг, мм

t1(b)

 

323

645

 


Признак ряда в продольном направлении

 

Ряд

Ряд

Один.

Ряд


Признак ряда в поперечном направлении

 

Один.

Один.

Один.

Один.


Признак ряда в косом направлении

 

Один.

Ряд

Ряд

Один.

Коэффициент

Z

0,235

0,326

0,065

1,358

Коэффициент прочности не укрепленных отверстий

продольного ряда

d0,8330,92510,772






поперечного ряда

d1111






косого ряда

d10,95411






одиночного отверстия

d10,96310,643





Характеристики подкрепления (штуцера)

Марка стали


15NiCuMoNb5


Допускаемое напряжение, МПа

235235-235,0






Наружный диаметр, мм

da

120

160

-

509,0


Толщина стенки, мм

Ss

23,5

29,5

-

44,0


Прибавка на толщину штуцера С, мм

Cs

1,0

-

-

1,0


Расчетная толщина, мм

Srs

1,2

1,6

-

6,8


Укрепляющая высота, мм

hs

58,2

77,6

-

176,8


Компенсирующая площадь, мм2

fs

1140

1984

-

11739

Расчетный коэффициент прочности

0,9410,99310,956





Расчетная толщина стенки, мм

Sr

38,2

36,2

36,0

37,7

Прибавки

Минусовое отклонение, мм

C11

-

-

-

-


Технологическая, мм

C12

-

-

-

-


На коррозию, мм

C21

5

5

5

5

Требуемая толщина стенки, мм

Sтр= Sr+ с11+ с12+ с21

43,2

41,2

41,0

42,7

Номинальная толщина стенки, мм

S

44,0

44,0

44,0

44,0

Запас, %

1,7 %6,7 %7,4 %3,1 %





Внутренний диаметр,мм

D

2420

2420

2420

2420

Марка стали

 

15NiCuMoNb5

Расчетное давление, МПа

P

7,5

7,5

7,5

7,5

Расчетная температура

t

290

290

290

290

Допускаемое напряжение, МПа

256256256256





Характеристики отверстий

условный диаметр отв.1(большего),мм

dy1

275

275

30

30


условный диаметр отв.2,мм

dy2

20

20

30

30


продольный шаг, мм

t(a)

 

1800

500

450


поперечный шаг, мм

t1(b)

645

472

65

 


Признак ряда в продольном направлении

 

Один.

Один.

Ряд

Признак ряда в поперечном направлении

 

Ряд

Один.

Один.

Один.


Признак ряда в косом направлении

 

Один.

Ряд

Один.

Один.

Коэффициент

Z

0,887

0,887

0,097

0,097

Коэффициент прочности не укрепленных отверстий

продольного ряда

d110,9400,933






поперечного ряда

d1111






косого ряда

d1111






одиночного отверстия

d0,7580,75811





Характеристики подкрепления (штуцера)

Марка стали

 

-

 -

-

-


Допускаемое напряжение, МПа

235,0235,0--






Наружный диаметр, мм

da

363,0

363,0

-

-


Толщина стенки, мм

Ss

44,0

44,0

-

-


Прибавка на толщину штуцера С, мм

Cs

1,0

1,0

-

-

Расчетная толщина, мм

Srs

4,5

4,5

-

-

Укрепляющая высота, мм

hs

146,4

146,4

-

-

Компенсирующая площадь, мм2

fs

10359

10359

-

-

Расчетный коэффициент прочности

110,9400,933





Расчетная толщина стенки, мм

Sr

36,0

36,0

38,3

38,6

Прибавки

Минусовое отклонение, мм

C11

-

-

-

-


Технологическая, мм

C12

-

-

-

-


На коррозию, мм

C21

5

5

5

5

Требуемая толщина стенки, мм

Sтр= Sr+ с11+ с12+ с21

41,0

41,0

43,3

43,6

Номинальная толщина стенки, мм

S

44,0

44,0

44,0

44,0

Запас, %

7,4 %7,4 %1,6 %0,9 %






5.6 Расчет на прочность эллиптического днища БВД


На рисунке 5.6.1 приведен эскиз цилиндрического днища барабана.

Рисунок 5.6.1 - Эскиз днища барабана

Результаты расчетов на прочность эллиптической части днища барабана высокого давления приведены в таблице 5.6.1.


Таблица 5.6.2- Расчет на прочность эллиптического днища БВД

Величина

Обозначение

Расчет

 

Внутренний диаметр

D

2400

 

Высота эллиптической части

h

600

 

Условный диаметр отверстия

dу

450

 

Марка стали

 

 15NiCuMoNb5

 

Расчетное давление, МПа

P

7,5

 

Расчетная температура

t

290

 

Допускаемое напряжение, МПа

243


 

Коэффициент прочности неукрепленного отверстия

d0,657


 

Характеристики подкрепления (укрепляющего кольца)

Наружный диаметр укрепляющего кольца, мм

da

538

 

Материал укрепляющего кольца

 

 15NiCuMoNb5

 

Допускаемое напряжение, МПа

243


 

Расчетная толщина стенки укрепляющего кольца

Srs

7,05

 

Фактическая толщина стенки укрепляющего кольца, мм

Ss

44

 

Прибавка на толщину кольца, мм

Сs

1

 

Фактическая высота кольца, мм

hs

55

 

Фактическая высота кольца, мм

hs1

45

 

Расчетная высота кольца, мм

hs

182,18

 

Расчетная высота кольца, мм

hs1

72,87

 

Компенсирующая площадь кольца, мм2

fs

7824

 

Коэффициент прочности укрепленного отверстия

 oc0,808


 

Расчетная толщина днища, мм

Sr

46,3

 

Прибавки

Минусовое отклонение, мм

с11

0


Технологическая, мм

с12

6


На коррозию, мм

с21

5

Требуемая толщина листа, мм

Sтр= Sr+ с11+  +с12+ с21

57,3

Номинальная толщина листа, мм

S

60

Запас, %

4,7 %



.7 Расчет на прочность крышки люка-лаза

Согласно [8] толщина плоских крышек определяется как

,

где , с - прибавка.

В рассматриваемом случае толщина крышки s=60 мм, диаметр 548 мм, материал - сталь 15NiCuMoNb5. При расчетной температуре t=290 °С имеем допускаемое напряжение [s] = 243 МПа [8]. За расчетный диаметр Dk принимаем средний диаметр прокладки уплотнения крышки Du=494 мм, коэффициент Km по табл.3 [3] равен 0,53

Имеем мм, с=1,0 мм и

мм.

Таким образом, толщина крышки удовлетворяет условию прочности.

.8 Расчет на прочность элементов котла, работающих под действием внутреннего давления

Основными параметрами, которые определяются при расчете элементов трубопроводов и элементов котла, работающих под действием внутреннего давления, являются толщина стенки, величина прибавки, а также (если это не принято раньше) марка стали, из которой будут изготавливаться элементы.

Номинальная толщина стенки s должна приниматься по расчетной толщине стенки с учетом прибавок, с округлением до ближайшего большего размера, имеющегося в сортаменте толщин соответствующих полуфабрикатов. Допускается округление в меньшую сторону не более 3 % от принятой окончательно номинальной толщины стенки.

Допускаемая толщина стенки [s] должна определяться по расчетной толщине стенки с учетом эксплуатационной прибавки с2.

Фактическая толщина стенки sf, полученная непосредственными измерениями толщины готовой детали, должна быть не менее допустимой толщины стенки.

По назначению прибавки к расчетной толщине стенки следует подразделять:

на прибавку с1 (производственная прибавка), компенсирующая возможное понижение прочности в условиях изготовления детали за счет минусового отклонения толщины стенки полуфабриката, технологических утонений и др.;

на прибавку с2 (эксплуатационная прибавка), компенсирующую возможное понижение прочности детали в условиях эксплуатации за счет всех видов воздействия: коррозии, механического износа и др.

Расчет на прочность труб поверхностей нагрева представлен в таблице 5.8.1.

Таблица5.8.1- Расчет на прочность труб поверхностей нагрева

Наименование

Наружный диаметр Dа, мм

Марка стали

Расчетное давление р, МПа

Расчетная температура t, C

Допускаемое напряжение

Расчетная толщина стенки прямого участка, м

Торовые коэффициенты

а

q

Радиус гиба, мм

Овальность поперечного сечения, а,%

Коэффициенты формы

Расчетные толщины стенок гибов, мм

Прибавки с, мм

Требуемая толщина стенки Sr+c,мм

Требуемая толщина стенки, мм

Номинальная толщина стенки,мм








К1

КЗ





Y1

Y3

Sr1

Sr3

c11

c12

c21

c22




ИВД (гиб)

38

20

8,4

330

111,5

1,38

0,899

1

0,036

0,643

75

8

0,95

0,95

1,18

1,31

0,3

0,4

0,5

0

2,5

1,8

3

ИВД (прямая)

38

20

8,4

330

111,5

1,33

1,000

1

0,036

0,500

0

0

1

1

1,38

1,38

0,3

0,0

0,5

0

2,2

1,8

3

ИНД (гиб)

38

20

0,9

250

132

0,13

0,903

1

0,030

0,625

79

8

0,95

0,95

0,11

0,12

0,3

0,4

0,5

0

1,3

1,8

3

ИНД (прямая)

38

20

0,9

250

132

0,13

1,000

1

0,030

0,500

0

0

1

1

0,13

0,13

0,3

0,0

0,5

0

0,9

1,8

3


Расчет на прочность конических переходов представлен в таблице 5.8.2.

Таблица 5.8.2- Расчет на прочность конических переходов

Наименование

угол конусности

расчетный коэффициент прочности

Расчетное давление

марка стали

расчетный ресурс, тыс. часов

расчетная температура

допускаемое напряжение

Расчетная толщина стенки

Прибавки с. мм

требуемая толщина стенки

номинальная толщина стенки











с11

с12

С21



Трубопровод «БВД-ИВД»

Переход 325/273

15

1

8,4

20

200

330

111,5

277

11,24

1,5

0

1

13,5

25

 

Переход 325/273

16

1

8,4

20

200

330

111,5

277

11,24

1,25

0

1

13,5

25

 

Переход 377/273

12

1

8,4

20

200

330

111,5

320

12,82

0

0

1

13,8

13

 

Переход 337/325

15

1

8,4

20

200

330

111,5

335

13,59

1,2

0

1

15,8

24

 

Трубопровод «БНД-ИНД»

Переход 219/159

15

1

0,9

20

200

250

132

188

0,67

0,78

0

1

2,4

15,5

 

Переход 219/159

15

1

0,9

20

200

250

132

145

0,51

0,4

0

1

1,9

8

 

Переход 168/114,3

15

1

0,9

20

200

250

132

156,5

0,55

0,3

0

1

1,9

6

 

Расчет на прочность гибов трубопроводов представлен в таблице 5.8.3.

Таблица 5.8.3- Расчет на прочность гибов трубопроводов

Наименование

Наружный диаметр Da, мм

Марка стали

Расчетное давление р, МПа

Расчетная температура t, С

Допускаемое напряжение МПа

Расчетная толщина стенки прямого участка

Торовые коэффициенты

а

q

Радиус гиба R, мм

Овальность сечения, %

Коэффициенты формы

Расчетные толщины, стенок гибов

Прибавки с, мм

Требуемая толщина стенки Sr+c, мм

Требуемая толщина стенки, мм

Номинальная толщина стенки s, мм








К1

КЗ





Y1

Y3

Sr1

Sr3

С11

С12

С21

с22




Трубопровод БНД-ИНД

Труба 159x 7

159

20

0,9

250

132

0,54

0,946

1

0,03

0,745

650

8

1,197

1,36

0,611

0,73

0,3

0,7

1

0

2,7

4,0

7,0

Трубопровод ИНД-БНД

Труба 426x14

426

20

0,9

250

132

1,45

0,952

1

0,03

0,782

2000

8

1,22

1,36

1,684

1,976

0,7

1,4

1

0

4,8

4,0

14,0

Трубопровод БВД-ИВД

Труба 377x22

377

20

8,4

330

111,5

13,69

0,944

1

0,036

0,789

1500

8

1,12

1,253

14,57

17,15

1,1

2,2

1

0

19,2

4,0

22,0

Трубопровод ИВД-БВД

Труба 325x25

325

20

8

330

111,5

11,26

0,93

1

0,035

0,713

1000

8

1,10

1,28

11,53

14,4

1,25

3,75

1

0

17,5

4,0

25,0


Расчет на прочность днищ коллекторов представлен в таблице 5.8.4.

Таблица 5.8.4- Расчет на прочность днищ коллекторов

Наименованиеколлектора

Геометрические характеристики коллектора

Расчетный диаметр D,мм

Марка стали

Расчетное давление р, МПа

Расчетная температура t, С

Допускаемое напряжение,

Расчетный коэффициент прочности

Толщина стенки коллектора в месте приварки донышка S, мм

Минимальная толщина цилиндрического борта, мм

Коэффициенты

Диаметр отверстия в днище d,мм

Коэффициент Ko

Расчетная толщина стенки Sr, мм

Прибавки, мм

Требуемая толщина стенки S1,мм

Номинальная толщина стенки S1, мм

Радиус выточки r, мм

Минимальная расченая толщина стенки в месте кольцевой выточки S2, мм

Номинальная толщина в месте кольцевой выточки S2, мм











К1

К




С11

С12

С21






ИНД (вход)

273x20

234

20

0.9

250

132

1

19

0.80

0.76

0,35

102

0.784

8,6

0

0

1

9.6

43

10

1.9

33

ИВД (вход)

325x25

277

20

8.4

330

111,5

1

24

10,8

0.82

0.37

102

0.815

34.5

0

0

1

35,5

45

10

13.6

35



. Разработка конструкции пароперегревателя

.1 Общие положения

При разработке конструкции пароперегревателя, необходимо учитывать множество требований, поскольку эта поверхность нагрева работает в области более высоких температур, чем остальные теплообменные поверхности.

Металл поверхности нагрева пароперегревателя имеет наивысшую в котельном агрегате температуру, это обуславливается высокой температурой пара и высокими удельными тепловыми нагрузками.

По причине воздействия высоких температур, диаметр оребрения делают меньше, чем в остальных поверхностях нагрева, то же касается и высоты лепестка.

.2 Расчетные данные

Расчетные параметры элементов гидравлической схемы пароперегревающих контуров КУ, работающих под действием внутреннего давления представлены в таблице 6.2.1.

Таблица 6.2.1- Параметры элементов пароперегревающих контуров КУ

Наименование

Рабочие параметры

Расчетные параметры


Давление. МПа

Температура, °С

Давление, МПа

Температура, °С

Поверхности нагрева

Пароперегреватель высокого давления (ПВД) - выход

7,1

527,9

7,5

545

Перегреватель низкого давления (ПНД)

0,65

207,7

0,9

250


Результаты расчета труб пароперегревательных поверхностей нагрева на прочность приведены в таблице 6.2.2.

Таблица 6.2.2- Результаты расчета труб ПВД и ПНД на прочность

Наименование

Наружный диаметр Dа, мм

Марка стали

Расчетное р, МПа

Расчетная t, C

Расчетная толщина стенки прямого участка

Торовые коэффициенты

а

q

Радиус гиба R, мм

Овальность поперечного сечения, а,%

Коэффициенты формы

Расчетные толщины стенок гибов, мм

Прибавки с, мм

Требуемая толщина стенки, мм

Требуемая толщина стенки

Номинальная толщина стенки s, мм








К1

КЗ





Y1

Y3

Sr1

Sr3

c11

с12

с21

с22




ППВД  (гиб)

38

12X1Мф

7.5

545

64

2.10

0,903

1

0.05

0,73

79

8

0.95

0.95

1.80

2.00

0,3

0.41

0.3

0

3.0

1.8

3

ППВД (прямая)

38

12Х1Мф

7.5

545

64

2.10

1.000

1

0.05

0,50

0

0

1

1

2,10

2.10

0.3

0.00

0.3

0.4

3,1

1,8

3

ППНД (гиб)

38

Ст20

0,9

250

132

0,13

0,903

1

0.03

0.62

79

8

0,95

0.95

0.11

0.12

0.3

0.41

0.3

0

1,1

1.6

3

ППНД  (Прямая)

38

Ст20

0.9

250

132

0,13

1.000

1

0.03

0.50

0

0

1

1

0,13

0.13

0.3

0.00

03

0

0,7

1.8

3



. Разработка конструкции и расчет устройств регулирования температуры перегретого пара

Температура пара на выходе из КУ с принудительной циркуляцией может быть обеспечена двумя способами: воздействием на количество подводимой теплоты с выходными газами ГТУ и изменением расхода питательной воды.

Изменение температуры пара по первому способу будет быстрым и адекватным, но количество и параметры газов ГТУ обычно изменяются при изменении параметров наружного воздуха или вида сжигаемого топлива в режиме номинальной нагрузки. Расход питательной воды можно изменять с помощью регулирующего клапана на входе в экономайзер.

Регулирование давления и температуры пара в КУ не предусмотрено. Температура пара за КУ определяется температурой газов, поступающих от ГТУ. Давление пара за КУ определяется паровой турбиной и паропроводами [1].

8. Аэродинамический расчёт газового тракта

.1 Общие положения

Аэродинамический расчет выполнен на основном расчетном режиме работы ПГУ при температуре наружного воздуха +10 °С, нагрузке ПГУ 100 % от номинальной.

Расчет выполнен для режимов:

расчет основного тракта (байпасный газоход закрыт);

расчет байпасного газохода (КУ закрыт).

В расчете не учтено сопротивление газовых шумоглушителей основного тракта и байпасного газохода.

При расчете принято:

барометрическое давление 746,62 мм рт. ст..

В расчете учтено влагосодержание воздуха при температуре наружного воздуха плюс 10 °С при барометрическом давлении 746,62 мм рт. ст. и относительной влажности воздуха 75 %, свойства влажного воздуха взяты в соответствии с [9].

Аэродинамический расчет проведен в соответствии с рекомендациями [10].

Расчётная схема газового тракта приведена в приложении Б.

.2 Исходные данные для расчета

Результаты теплогидравлического расчета котла-утилизатора Пр - 223/57 - 7,15/0,53 - 508/207 при нагрузке ГТУ 100 % и температуре наружного воздуха плюс 10 °С.

Основным и резервным топливом для ГТЭ - 160 является природный газ, состав (в процентах по объему) представлен в таблице 1.5.1.

Объемы воздуха, продуктов сгорания и приведенной плотности газов представлены в таблице 8.2.1.

Таблица 8.2.1- Объемы воздуха и продуктов сгорания

Наименование

Формула, источник

Значение

Температура наружного воздуха tн, °С

Исходные данные

10

Влагосодержание воздуха d, г/кг

[9]

5,818

Теоретический объем воздуха Vo, м3/м3

0,0476[0,5CО+0,5Н2+1,5Н2S+  (m+n/4)CmHn-O2]9,3


Теоретический объем азота VoN2, м3/м3

0,79Vo + 0,01N2

7,38

Объем трехатомных газов VRO2, м3/м3

0,01[CO2+CO+H2S+mCmHn]1,02


Теоретический объем водяных  паров VoН2О, м3/м3

0,01[H2S+H2+n/2CmHn+0,124dг.т.] +0,0161Vo+0,0016 Vo(d-10)2,02


Объем водяных паров VН2О, м3/м3

VoH2O+0,0161(-1)Vo+0,0016(-1) Vo(d-10)2,2


Объем дымовых газов Vг, м3/м3

VRO2+VoN2+VH2O+(-1)Vo29,6


Масса дымовых газов G, кг/м3

 г.т.+d г.т./1000 +1,306Vo+0,0013Vo(d-10)37,67


Удельный вес дымовых газов ¡ог (при нормальных условиях), кг/нм3

G/Vг

1,273

Плотность дымовых газов rог (при нормальных условиях), кгс2/м4

¡ог/9,81

0,1298


Объемные расходы газов и плотности по участкам тракта представлены в таблице 8.2.2.

Таблица 8.2.2- Объемные расходы газов и плотности по участкам тракта

Наименование

Формула, источник

Величина

Температура наружного воздуха tн, °С

Исходные данные

10

Участок до поверхностей нагрева

Секундный объем газов при нормальных условиях Vн, нм3/с

395,13


Секундный объем газов на участке Vс, м3/с

Vн (+273)/2731178,15


Плотность дымовых газов на участке rг, кгс2/м4

rог 273/(273+)0,044


Участок после поверхностей нагрева

Секундный объем газов на участке Vс, м3/с

Vн (Jух+273)/273

550,87

Плотность дымовых газов на участке rг, кгс2/м4

rог 273/(273+Jух)

0,093


8.3 Расчет сопротивлений по участкам основного тракта

Дымовая труба основного тракта предназначена для создания тяги, отвода и рассеивания в атмосферу продуктов сгорания природного газа из котла-утилизатора.

Дымовая труба - металлоконструкция диаметром 6 м. и отметкой среза 60 м. Оболочка дымовой трубы выполнена из стали 10 ХНДП. Закрепление дымовой трубы на каркас котла- утилизатора выполняется через несущие элементы каркаса дымовой трубы.

Оголовок дымовой трубы (от отметки 58 метров до 60 метров) выполнен из нержавеющей стали 12Х18Н10Т.

Расчет сопротивлений по участкам основного тракта представлен в таблице 8.3.1.

Таблица 8.3.1- Расчет сопротивлений по участкам тракта

Наименование

Величина

Скорость, м/с

Коэффициент сопротивления Сопротивление, Па




W=V/F


h=9,8066 W2/2

Участок 1- от диффузора до поверхностей нагрева

Диффузор a=12°

диаметр входа, м

3,614

-

-

-


диаметр выхода, м

5,808





входное сечение F1, м2

10,25

114,94

0,1

284,98


выходное сечение F2, м2

26,48

-

-

-


отношение сечений F1/F2

0,387





длина участка L, м

10,65





эквивалентный диаметр входа dэ1, м

3,614





эквивалентный диаметр выхода dэ2, м

5,808





средний эквивалентный диаметр dэср, м

4,711





среднее сечение Fср, м2

14,78

79,71

0,045

61,68

Переход с круга на квадрат

входное сечение F1, м2

26,48

44,49

0,05

21,38


сторона квадрата а, м

5,808

-

-

-


выходное сечение F2, м2

33,73





отношение сечений F1/F2

0,79





длина участка L, м

3,5





эквивалентный диаметр входа dэ1, м

5,808





эквивалентный диаметр выхода dэ2, м

5,808





средний эквивалентный диаметр dэср, м

5,808





среднее сечение Fср, м2

29,67

39,7

0,0121

4,12

Участок после перехода до короба входного шумоглушителя

длина участка L, м

12,05

-

-

-


эквивалентный диаметр входа dэ1, м

5,808





эквивалентный диаметр выхода dэ2, м

5,808





средний эквивалентный диаметр dэср, м

5,808





среднее сечение Fср, м2

33,73

34,9

0,041

10,78

Короб шумоглушителя

переход

входное сечение F1, м2

33,73

34,9

0,1

26,28



сторона прямоугольника а, м

7

-

-

-



сторона прямоугольника b, м

7,292






выходное сечение F2, м2

51,044






отношение сечений F1/F2

0,66






длина участка L, м

0,7

-

-

-



эквивалентный диаметр входа dэ1, м

5,808






эквивалентный диаметр выхода dэ2, м

7,14






средний эквивалентный диаметр dэср, м

6,474






среднее сечение Fср, м2

40,62

29

0,002

0,363

Короб шумоглушителя

Прямой участок

длина участка L, м

8,9

-

-

-



средний эквивалентный диаметр dэср, м

7,14






среднее сечение Fср, м2

51,044

23,1

0,025

2,873

Поворот на 90о с изменением сечения

входное сечение F1, м2

51,044

23,08

1,4

160,93


сторона прямоугольника а, м

7,3

-

-

-


сторона прямоугольника b, м

18,4





выходное сечение F2, м2

134,32





длина участка L, м

16,6





эквивалентный диаметр входа dэ1, м

7,14





эквивалентный диаметр выхода dэ2, м



средний эквивалентный диаметр dэср, м

8,795





среднее сечение Fср, м2

73,98

15,93

0,038

2,059

Суммарное сопротивление участка 1

575,44

Сопротивление участка 2 - поверхности нагрева Dhк

2584

Участок 3- от поверхностей нагрева до дымовой трубы

Прямой участок

длина участка L, м

2,25

-

-

-


сторона прямоугольника а, м

7,3





сторона прямоугольника b, м

18,4





средний эквивалентный диаметр dэср, м

10,45





среднее сечение Fср, м2

134,32

4,1

0,004

0,0294

Конфузор - 88o -внезапное изменение сечения

сторона прямоугольника а, м

7,3

-

-

-


сторона прямоугольника b, м

18,16





входное сечение F1, м2

132,57





сторона прямоугольника а, м

5,67





сторона прямоугольника b, м

5,67





выходное сечение F2, м2

32,15

17,13

0,37

49,52


отношение сечений F2/F1

0,24

-

-

-


длина участка L, м

6,658

-

-

-


эквивалентный диаметр входа dэ1, м

10,41





эквивалентный диаметр выхода dэ2, м

5,67





средний эквивалентный диаметр dэср, м

8,04





среднее сечение Fср, м2

51,75

10,64

0,017

0,883

Прямой участок

входное сечение F1, м2

32,15

-

-

-


выходное сечение F2, м2

32,15





длина участка L, м

3,906





средний эквивалентный диаметр dэср, м

5,67





среднее сечение Fср, м2

32,15

17,13

0,014

1,863

Поворотный клапан

входное сечение F1, м2

32,15

17,13

0,2

26,77

Переход с квадрата на круг

входное сечение F1, м2

32,15

-

-

-


диаметр d, м

6





выходное сечение F2, м2

28,26

19,49

0,02

3,43


отношение сечений F2/F1

0,88

-

-

-


длина участка L, м

2,232





эквивалентный диаметр входа dэ1, м

5,67





эквивалентный диаметр выхода dэ2, м

6





средний эквивалентный диаметр dэср, м

5,835





среднее сечение Fср, м2

30,08

18,31

0,008

1,18

Суммарное сопротивление участка 3

83,68

Участок 4- дымовая труба

Дымовая труба

диаметр дымовой трубы, м

6

-

-

-


входное сечение F1, м2

28,26

19,49

1

173,19


сопротивление дымовой трубы Н, м

24,35

19,49

0,061

10,59

средний эквивалентный диаметр dэср, м

6

-

-

-

Суммарное сопротивление участка 4

183,78

Суммарное сопротивление всего тракта h3426,9



8.4 Расчет самотяги основного газового тракта

Расчет самотяги основного газового тракта представлен в таблице 8.4.1.

Таблица 8.4.1 Расчет самотяги газового тракта

Наименование

Формула

Величина

Температура наружного воздуха tн, °С

Исходные данные

10

Участок 1 - от диффузора до поверхностей нагрева

Высота участка h1, м

Конструктивные данные

5,36

Температура газов J, оС

Исходные данные

541

Самотяга участка 1 hc1, Па42,95



Участок 2 - поверхности нагрева

Высота участка h2, м

Конструктивные данные

11,504

Температура газов J, оС

Исходные данные

324,3

Самотяга участка 2 hc2, Па75,31



Участок 3 - после поверхностей нагрева - до дымовой трубы

Высота участка h3, м

Конструктивные данные

14,296

Температура газов J, оС

Исходные данные

107,6

Самотяга участка 3 hc3, Па47,27



Участок 4 - дымовая труба

Высота участка 4 h4, м

Конструктивные данные

24,35

Самотяга участка hc4, Па80,41



Среднее эффективное давление по тракту h эф, мм рт. ст. / Па

759,47 /101252


Суммарное сопротивление тракта с поправкой на давление и плотность H, мм вод. ст. / Па337,81/

3312,77



Перепад полных давлений в газовом трактеHп, мм вод. ст. /ПаH - hc1-4312,73 /

3066,82




.5 Расчет сопротивлений байпасного газохода

Байпасная дымовая труба, установленная перед котлом-утилизатором, предназначена для создания тяги, отвода и рассеивания в атмосферу продуктов сгорания природного газа при работе ГТУ в “открытом” цикле. При этом байпасный клапан (дивертер) перекрывает вход газов в котел-утилизатор.

Байпасная труба - металлоконструкция диаметром 8 метров и отметкой среза 40 метров.

Оболочка ствола трубы выполнена из углеродистой стали С 255.

Расчет сопротивлений тракта байпасного газохода представлен в таблице 8.5.1.

Таблица 8.5.1 Расчет сопротивления тракта байпасного газохода

Наименование

Величина

Скорость, м/с

Коэффициент сопротивления Сопротивление, Па


 


W=V/F


h=9,8066W2/2

 

Диффузор a=12°

диаметр входа, м

3,614

-

-

-

 

диаметр выхода, м

5,808




 

входное сечение F1, м2

10,25

114,94

0,1

284,98

 

выходное сечение F2, м2

26,48

-

-

-

 

отношение сечений F1/F2

0,387




 

длина участка L, м

10,65




 

эквивалентный диаметр входа dэ1, м

3,614

-

-

-

 

эквивалентный диаметр выхода dэ2, м

5,808




 

средний эквивалентный диаметр dэср, м

4,711




 

среднее сечение Fср, м2

14,78

79,71

0,045

61,68

 

Переход с круга на квадрат

входное сечение F1, м2

26,48

44,49

0,05

21,38

 

сторона квадрата а, м

5,808

-

-

-

 

выходное сечение F2, м2

33,73




 

отношение сечений F1/F2

0,79




 

длина участка L, м

3,5




 

эквивалентный диаметр входа dэ1, м

5,808




 

эквивалентный диаметр выхода dэ2, м

5,808




 

средний эквивалентный диаметр dэср, м

5,808




 

среднее сечение Fср, м2

29,67

39,7

0,0121

4,12

 

Поворот на 90о с изменением сечения

входное сечение F1, м2

33,73

34,93

1,4

368,53

 

сторона квадрата а, м

5,9

-

-

-

 

выходное сечение F2, м2

34,81




 

длина участка L, м

8




 

эквивалентный диаметр входа dэ1, м

5,808




 

эквивалентный диаметр выхода dэ2, м

5,9




 

средний эквивалентный диаметр dэср, м

5,854




 

среднее сечение Fср, м2

34,26

34,39

0,027

6,89

 

Переход с квадрата на круг

сторона квадрата а, м

6,33

-

-

-

 

входное сечение F1, м2

40,07

29,4

0,05

9,32

 

диаметр, м

8

-

-

-

 

выходное сечение F2, м2

50,24




 

отношение сечений F1/F2

0,8




 

длина участка L, м

3,547




 

Переход с квадрата на круг

эквивалентный диаметр входа dэ1, м

6,33

-

-

-

 

эквивалентный диаметр выхода dэ2, м

8




 

средний эквивалентный диаметр dэср, м

7,165




 

среднее сечение Fср, м2

44,58

26,43

0,01

1,47

 

Байпасный газоход с глушителями

длина участка L, м

20,94

-

-

-

 

средний эквивалентный диаметр dэср, м

8




 

среднее сечение Fср, м2

50,24

23,45

0,052

6,18

 

Переход с круга на квадрат (с квадрата на круг)

входное сечение F1, м2

50,24

-

-


сторона квадрата а, м

7,1





выходное сечение F2, м2

50,4





отношение сечений F1/F2

0,99





длина участка L, м

4,34





эквивалентный диаметр входа dэ1, м

8





эквивалентный диаметр выхода dэ2, м

7,1





средний эквивалентный диаметр dэср, м

7,55





среднее сечение Fср, м2

50,32

23,41

0,01

1,18

Поворот-ный клапан

входное сечение F1, м2

50,4

23,38

0,2

23,63

Прямой участок

длина участка L, м

1,5

-

-

-


средний эквивалентный диаметр dэср, м

8





среднее сечение Fср, м2

50,24

23,45

0,13

15,4

Суммарное сопротивление байпасного газохода

804,76

 

8.6 Расчет самотяги байпасного газохода

Расчет самотяги байпасного газохода представлен в таблице. 8.6.1.

Таблица 8.6.1- Расчет самотяги байпасного газохода

Наименование

Формула

Величина

Температура наружного воздуха tн, °С

Исходные данные

10

Высота участка байпасного газохода hб.г, м

Конструктивные данные

35,51

Температура газов J, оС

Исходные данные

541

Самотяга участка байпасного газохода hб.г, Па284,69



Среднее эффективное давление по тракту h эф, мм рт. ст. / Па

749,64 / 99942


Суммарное сопротивление тракта с поправкой на давление и плотность H, мм. вод. ст. /Па80,37 / 788,16



Перепад полных давлений в байпасном газоходеHп, мм. вод. ст. / ПаH - hб.г51,34 / 503,5




Заключение

В данной выпускной квалификационной работе разработан проект котла-утилизатора Пр-223/57-7,15/0,53-508/207, работающего в составе ПГУ-230 состоящей из одной газотурбинной установки, одного КУ и одной паровой турбины К-80-7.

На основе анализа требуемых параметров ПГУ, а также в соответствии с предъявленными к КУ требованиями надежности, безопасности и эксплуатации, разработана тепловая схема КУ и выбраны конструктивные параметры. Указана область применения котла- утилизатора, и обоснованы общие технические требования.

Компоновка проектируемого котла-утилизатора принята вертикальной, с двумя контурами циркуляции - контуры высокого и низкого давлений, что обусловлено условиями полной утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ, а также увеличением эффективности теплового цикла ПГУ. Также особенностью компоновки КУ является наличие газового подогревателя конденсата, что обусловлено увеличением КПД котла, а также снижением возможности появления низкотемпературной сернистой коррозии экономайзерных поверхностей нагрева КУ. Также применение ГПК дает возможность установки ВВТО, с целью теплоснабжения жилых районов, либо промышленных предприятий.

Особого внимания заслуживает тепловая схема, составленная таким образом, чтобы обеспечить максимальные значения температурных напоров для поверхностей нагрева, что ведёт к уменьшению их металлоёмкости.

С помощью прикладной программы «Boiler Designer» проведён ряд поверочных теплогидравлических расчётов для 100 % и 60 % нагрузки КУ при различных значениях температуры наружного воздуха. Анализируя полученные результаты, можно заключить, что оптимальные значения термического КПД и тепловой мощности получены для температуры наружного воздуха плюс 10 °C, составляющие 82,4 % и 182588 кВт соответственно при номинальной нагрузке КУ.

Аэродинамический расчет, проведенный при помощи прикладной программы «Boiler Designer», показал, что самотяга газового тракта- 312,73 мм рт. ст. а самотяга байпасного отвода дымовых газов составляет 51,34 мм рт. ст. что является положительным фактором при работе КУ в блоке с ГТУ.

Приведены соображения по разработке поверхностей нагрева для вертикальных КУ в целом и разработанного котла - утилизатора в частности. Конструктивные решения позволяют максимально облегчить процесс монтажа КУ, однако, при этом заметно усложняется их изготовление. Стоит также отметить и тот факт, что конструкция поверхностей нагрева фактически является неремонтопригодной. Проведены соответствующие расчеты на прочность испарительных и пароперегревательных поверхностей нагрева КУ, в результате которых выбраны стали, из которых должны изготавливаться трубные элементы поверхностей нагрева, а также толщины стенок труб и их диаметры.

Также в соответствии с заданием проведен расчет шумоглушителя байпасной системы дымовых газов КУ, в результате расчета выбрана длина шумоглушителя и материал, из которого он изготавливается, если допустимый уровень шумовых загрязнений составляет 80 дБ.

Отдельный раздел посвящён разработке схемы автоматического регулирования температуры перегрева пара высокого давления. В рамках данного раздела описаны задачи автоматического регулирования температуры перегрева пара, разработана схема автоматического регулирования, составлена заказная спецификация на приборы и средства автоматизации.

На основании проведённых расчётов составлен технико-экономический анализ проектируемого КУ, по результатам которого можно заключить, что капитальные вложения составят 13125,33 тысяч рублей, эксплуатационные затраты составят 162979,49 тысяч рублей, а экономический эффект от повышения надёжности котла будет равен 3452,4 тысяч рублей в год.

В проектируемом КУ применена получившая наибольшее распространение в России и странах Европы вертикальная компоновка, имеющая ряд преимуществ:

Возможность пуска и останова КУ в короткие сроки;

Возможность работы КУ на сниженной нагрузке;

Сравнительно небольшая площадь участка, занятого КУ;

Применение многократной принудительной циркуляции, что предотвращает появление застоя циркуляции, и увеличивает надежность испарительных контуров;

Простота монтажа поверхностей нагрева;

К недостаткам вертикальной компоновки КУ можно отнести:

увеличение расхода средств на нужды КУ, связанное с применением циркуляционных насосов;

неремонтопригодность поверхностей нагрева;

большая длинна труб в следствии которой возможно провисание труб в блоках поверхностей нагрева;

В случае расслоения пароводяной смеси в испарительных поверхностях нагрева возникает температурная пульсация, что приводит к выходу труб из строя.

котел утилизатор газ топливо

Список литературы

1. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций // Учебное пособие для вузов: Издательство МЭИ, 2002. - 584 с.

. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты // А.П. Воинов, В.А. Зайцев, Л.И. Куперман, Л.Н. Сидельковский. − М.: Энергоатомиздат, 1989. − 272 с.

. Техническое задание на котёл-утилизатор П-100 ОАО «Инжиниринговая компания ЗИОМАР». Р-92715 ТЗ.

. Инструкция по эксплуатации на котёл-утилизатор П-100 ОАО «Инжиниринговая компания ЗИОМАР». Р-91280 ИЭ.

5. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). - СПб.: Изд-во НПО ЦКТИ, 1998. - 256 с.

6. Гидравлический расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) /Балдина О.М., Локшин В.А., Петерсон Д.Ф. и др.; Под ред. В.А. Локшина и др. - М.:Энергия, 1978.

7. Сопроводительная документация пакета «Boiler Designer». Тома 2,4.

. Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды - СПб: АООТ «НПО ЦКТИ» - 228 с., 1999 г.

. Свойства влажного воздуха при давлениях (справочник) 500-1000 мм рт. ст. 1963 г.

. Аэродинамический расчет котельных установок (Нормативный метод)/ Под ред. С.И. Мочана. Изд. 3-е. Л.: Энергия, 1977 - 256 с.

. Плетнев Г.П. Автоматизированное управление объектами тепловых электростанций // Учебное пособие для ВУЗов. - М.: Энергия, 1981. - 368 с.

. Преображенский В.П. Теплотехнические измерения и приборы// Учебник для ВУЗов по специальности «Автоматизация теплоэнергетических процессов». - М.: Энергия,1978. - 704 с.

. Промышленные приборы и средства автоматизации: Справочник/ В.Я. Баранов, Т.Х. Безновская, В.А. Бек и др.; Под общ. ред. В.В. Черенкова. - Л.: Машиностроение, 1987. - 847 с.

14. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов (ПБ10-574-03). Серия 10. Выпуск 24. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2003. - 216 с.

15. Григорьян Ф.Е., Перцовский Е.А. Расчет и проектирование глушителей шума энергоустановок. - Л.: Энергия. 1980. - 120 с.

. Справочник по технической акустике: Пер. с нем./ Под ред. Хекла М. и Мюллера Х.А.. - Л.: Судостроение, 1980. - 400 с.

. Методические указания по разработке раздела «Производственная и экологическая безопасность» выпускной квалификационной работы для студентов всех форм обучения / Сост. М.Э. Гусельников, В.Н. Извеков, Н.В. Крепша, В.Ф. Панин. - Томск: Изд-во ТПУ, 2006. - 42 с.

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

 
Нужна качественная работа без плагиата?

Другие дипломные работы по физике
Не нашли материал для своей работы?
Поможем написать уникальную работу
Без плагиата!
Узнайте


© 2003 - 2022 «Библиофонд»
Обратная связь
Пользовательское соглашение
Политика конфиденциальности
Полная версия
Помощь по учебным работам
Консультация по курсовой работе
Консультация по дипломной работе ВКР
Консультация по реферату
Консультация по отчетам о практике
Рейтинг@Mail.ru