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 параметраЗначения Справочные данные: Температура окружающего воздуха, °С+10 Нагрузка ГТУ, %100 Расчетные данные: Контур высокого давления: Паропроизводительность, т/ч224,3 Температура пара на выходе, °С507,8 Давление пара высокого давления, МПа7,15 Контур низкого давления: Паропроизводительность, т/ч56,9 Температура пара на выходе, °С207 Давление пара низкого давления, МПа0,53Перепад полных давлений по газовому тракту от второго компенсатора ГТУ до выхода из дымовой трубы котла, Па 3250 Температура уходящих газов, °С102,1 Условия выполнения гарантийных параметров Температура газов на входе в КУ, °С540,6 Расход газов, кг/с504,7 Состав продуктов сгорания, % (объемный):О213,701N2+ Ar75,797CO2+ SO23,231H2O7,272 Температура конденсата перед котлом, °С33,1 Температура конденсата на входе в ГПК, °С60 Расход конденсата через ГПК, т/ч, не менее370,48 Расход непрерывной продувки, не более, т/ч2,25

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 параметраЗначения Справочные данные: Температура окружающего воздуха, °С-200+30 Нагрузка ГТУ, %100100100 Расчетные данные: Контур высокого давления: Паропроизводительность, т/ч219,18227,47215,67 Температура пара на выходе, °С503,4504,2518,8 Давление пара высокого давления, МПа 7,167,167,16 Контур низкого давления: Паропроизводительность, т/ч47,7751,1547,2 Температура пара на выходе, °С208206,5206,6 Давление пара низкого давления, МПа0,530,530,53 Перепад полных давлений по газовому тракту от второго компенсатора ГТУ до выхода из дымовой трубы котла, Па 3277,427203270 Температура уходящих газов, °С102,6104,7107,3 Условия выполнения гарантийных параметров Температура газов на входе в КУ, °С529535,9550,75 Расход газов, кг/с509519,68468,8 Состав продуктов сгорания, % (объемный):О213,70113,70113,701N2+ Ar75,79775,79775,797CO2+ SO23,2313,2313,231H2O7,2727,2727,272 Температура конденсата перед котлом, °С31,432,634 Температура конденсата на входе в ГПК, °С606060 Расход конденсата через ГПК, т/ч, не менее269,14280,89265,02 Расход непрерывной продувки, не более, т/ч2,252,252,25

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 топливаВеличинаCH4 (метан), % (объема)90,32C2H6 (этан), % (объема)2,06C3H8 (пропан)+ C4H10 (бутан), % (объема)1,53CO2 (углекислый газ), % (объема)3,21N2 (азот), % (объема)2,8O2 (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 теплоносителяНормируемый показательНорма (не более)Конденсат на входе в ГПКУдельная 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±0,1Примечания: 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 теплоносителяНормируемый показательНорма (не более)1 Пар низкого давленияСодержание кремниевых соединений (SiO2) Содержание натрия (Na) Удельная электрическая проводимость20 мкг/кг 25 мкг/кг 1,0 мкСм/см2 Пар высокого давленияСодержание кремниевых соединений (SiO2) Содержание натрия (Na) Удельная электрическая проводимость15 мкг/кг 10 мкг/кг 0,5 мкСм/смПримечание. 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.

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

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

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

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

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

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

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

.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 параметраЗначениеТемпература окружающего воздуха, оС-2001030Нагрузка ГТУ, %100100100100Температура газов на входе в КУ, оС529535,9540,6550,75Расход газов, кг/с509519,68503,37468,8Состав продуктов сгорания, % по объемуО213,4113,5913,713,72N275,6375,6975,7975,74СО23,353,273,233,21Н2О7,617,457,277,33

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 параметраЗначениеТемпература окружающего воздуха, оС-2001030Нагрузка ГТУ, %60606060Температура газов на входе в КУ, оС504536541554Расход газов, кг/с387,85376,76370,14349,77Состав продуктов сгорания, % по объемуО214,0613,8914,0414,30N275,8575,7975,8575,94СО23,063,143,072,95Н2О7,037,187,046,81

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

Таблица 4.2.3 - конструктивные характеристики поверхностей нагрева

ХарактеристикаЗначениеГПКЭВДИВДППВДИНДППНДНаружный диаметр, мм383838383838Толщина стенки трубы, мм3333,533Компоновка трубного пучкашахматнаяшахматнаяшахматнаяшахматнаяшахматнаяшахматнаяМарка стали трубыСталь 20Сталь 20Сталь 2012Х1МФСталь 20Сталь 20Тип ореберенияпросечноепросечноепросечноепросечноепросечное-Диаметр оребрения, мм6868686268-Толщина ребра, мм1,01,01,01,251,0-Шаг оребрения, мм4,04,04,04,24,0-Высота ребер, мм15,015,015,012,015,0-Высота лепестка, мм8 ±16 ±16 ±18 ±16 ±1-Ширина лепестка, мм4,04,04,04,04,0-Число параллельных труб,шт156156156156156156Поперечный шаг труб, мм919191919191Продольный шаг руб, мм757575757575Сечение для прохода газов, м270,7472,9272,6174,8472,2670,74Сечение для прохода среды, м20,130,120,250,120,250,25Расчетная поверхность нагрева, м2247021499425971814921635685

.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 показателейЗначение-20 оС0 оС+10 оС+30 оСНагрузка ГТУ, %100100100100Температура наружного воздуха, оС-200+10+30Относительная влажность, %85858585Расход газовмассовый, кг/с509519,68504,7468,8Расход газов объемный, нм3/с403,4410,43397,82366,38Плотность газов, кг/нм31,261,271,271,27Температура газов, оС529535,9540,6550,75Состав продуктов сгорания, % по объемуО213,4113,5913,713,72N275,6375,6975,7975,74СО23,353,273,233,21Н2О7,617,457,277,33КУГазовый тракт:Температура уходящих газов, оС102,6104,7102,1107,3Аэродинамическое сопротивление поверхностей нагрева, Па2606,62721,52453,62279,07Термический КПД, %81,9581,3781,2381,21Тепловая мощность, кВт243593248896243172229574Пароводяной тракт ВД:Давление на входе в тракт, МПа7,547,727,628,1-20 оС0 оС+10 оС+30 оС Давление в барабане, МПа7,247,327,37,35Давление на выходе из тракта, МПа7,167,167,157,16Расход среды на входе в тракт, т/ч221,38229,75226,56217,83Продувка, т/ч2,22,282,252,16Расход среды на выходе из тракта, т/ч219,18227,47224,31215,67Температура на входе в тракт, оС165,6165,7165,6165,6Недогрев до кипения, %-1,14-1,37-1,58-2,11Температура на входе в барабан, оС279,4279278,8276,8Температура в барабане, оС289288,9288,7288,3Температура на выходе из тракта, оС503,4504,2507,8518,8Пароводяной тракт НД:Давление на входе в тракт, МПа0,750,750,750,75Давление в барабане, МПа0,740,750,750,74Давление на выходе из тракта, МПа0,530,530,530,53Расход среды на входе в тракт, т/ч269,149280,899277,031265,023Продувка, т/ч2,252,252,252,25Расход среды на выходе из тракта, т/ч47,77351,15150,47447,201Температура на входе в тракт, оС156,8161,1164,3168,6Недогрев до кипения, %-5,74-4,41-3,74-2,68Температура на входе в барабан, оС160,2163,1164,3168,2Температура в барабане, оС160,3163164,3169,3Температура на выходе из тракта, оС208206,5207206,6Тракт конденсата:Тепловая мощность ГПК, кВт46305447154216036947-20 оС0 оС+10 оС+30 оСДавление на входе в ГПК, МПа0,991,0111,02Давление на выходе из ГПК, МПа0,990,970,981Давление на выходе из тракта, МПа0,690,690,690,72Расход на входе в тракт, т/ч269,149280,899277,031265,023Расход на байпас, т/ч0000Расход на рециркуляцию ГПК, т/ч182,6125,4893,4443,57Расход через ГПК, т/ч451,75406,38370,48308,60Расход на выходе из тракта, т/ч269,149280,899277,031265,023Температура на входе в тракт, оС31,432,633,134Недогрев до кипения, %-11,07-9,68-8,98-8,28Температура на входе в ГПК, оС60606060Температура на выходе из ГПК, оС146,8149,7152,9155,3Температура на выходе из тракта, оС158,8161,3164,3167,2ВВТО:Тепловая мощность, кВт940047003572--Давление конденсата на входе, МПа1,841,711,6--Расход конденсата через ВВТО, т/ч182,60125,4893,44--Температура конденсата на входе в ВВТО, оС171,6169,9152,9--Температура конденсата на выходе из ВВТО, оС606060--Давление сетевой воды на входе, МПа1,51,51,5--Расход сетевой воды через ВВТО, т/ч162162162--Температура сетевой воды на входе в ВВТО, оС604546--Температура сетевой воды на выходе из ВВТО, оС109,87065--

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 показателейЗначение-20 оС0 оС+10 оС+30 оСНагрузка ГТУ, %60606060Температура наружного воздуха, оС-200+10+30Относительная влажность, %85858585Расход газовмассовый, кг/с387,85376,76370,14349,77Расход газов объемный, нм3/с306,38297,62292,39276,3Плотность газов, кг/нм31,271,271,271,27Температура газов, оС504536541554Состав продуктов сгорания, % по объемуО214,0613,8914,0414,30N275,8575,7975,8575,94СО23,063,143,072,95Н2О7,037,187,046,81КУГазовый тракт:Температура уходящих газов, оС95,498,4100,9105,6Аэродинамическое сопротивление поверхностей нагрева, Па1484142413851263Термический КПД, %81,7782,482,1381,74Тепловая мощность, кВт174566182588180461173911Пароводяной тракт ВД:Давление на входе в тракт, МПа7,437,427,417,42Давление в барабане, МПа7,257,237,247,24Давление на выходе из тракта, МПа7,57,57,57,5-20 оС0 оС+10 оС+30 оСРасход среды на входе в тракт, т/ч152,89167,30167,06164,43Продувка, т/ч1,521,661,661,63Расход среды на выходе из тракта, т/ч151,37165,64165,40162,80Температура на входе в тракт, оС165,22165,1165,1165Недогрев до кипения, %-0,26-1,4-1,58-2,03Температура на входе в барабан, оС279,6278,8278,4278,1Температура в барабане, оС289,1288,7288,6288,3Температура на выходе из тракта, оС501,3503,4506,7510,1Пароводяной тракт НД:Давление на входе в тракт, МПа0,760,750,750,75Давление в барабане, МПа0,760,750,750,75Давление на выходе из тракта, МПа0,530,530,530,53Расход среды на входе в тракт, т/ч192,14203,23203,19199,58Продувка, т/ч2,252,252,252,25Расход среды на выходе из тракта, т/ч39,25835,93136,13235,143Температура на входе в тракт, оС159,8163,2164,1165,2Недогрев до кипения, %-5,54-4,52-3,76-2,45Температура на входе в барабан, оС159,9163,3164,3165,2Температура в барабане, оС159,9163,3164,3165,2Температура на выходе из тракта, оС207207206,7205,8Тракт конденсата:Тепловая мощность ГПК, кВт35940334793181628066Давление на входе в тракт, МПа1111Давление на входе в ГПК, МПа0,960,960,980,99-20 оС0 оС+10 оС+30 оСДавление на выходе из тракта, МПа0,70,690,690,98Расход на входе в тракт, т/ч192,14203,23203,19199,58Расход на байпас, т/ч0000Расход на рециркуляцию ГПК, т/ч155,13103,2876,9732,49Расход через ГПК, т/ч347,27306,50280,16232,06Расход на выходе из тракта, т/ч192,14203,23203,19199,58Температура на входе в тракт, оС33,133,133,133,1Недогрев до кипения, %-5,91-4,89-4,12-2,81Температура на входе в ГПК, оС60606060Температура на выходе из ГПК, оС150,9151,4152,7156,3Температура на выходе из тракта, оС150,9152,8164,1162,6ВВТО:Тепловая мощность, кВт940047003572--Давление конденсата на входе, МПа1,581,6251,6--Расход конденсата через ВВТО, т/ч155,13103,2876,97--Температура конденсата на входе в ВВТО, оС148,2151,4152,7--Температура конденсата на выходе из ВВТО, оС96,9114,7117,6--Давление сетевой воды на входе, МПа1,51,51,5--Расход сетевой воды через ВВТО, т/ч162162162--Температура сетевой воды на входе в ВВТО, оС604446--Температура сетевой воды на выходе из ВВТО, оС109,86965--

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

НаименованиеРабочие параметрыРасчетные параметрыДавление, МПаТемпература, °СДавление, МПаТемпература, °СПоверхности нагреваИспаритель высокого давления (ИВД)7,36289,28,4330Испаритель низкого давления (ИНД)0,66163,00.9250ТрубопроводыОт ИВД до БВД7,36289,28.0330От БВД до ИВД7,66289.28.4330ИНД0.661630,9250Допускаемые 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

МатериалТ, °Сдля 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 265147 132 130 128200 - - -

.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

НаименованиеОбозначениеОбозначение отверстийА-БВ-ГП-ПГ-СВнутренний диаметр, ммD2420242024202420Марка стали 15NiCuMoNb5Расчетное давление, МПаP7,57,57,57,5Расчетная температураt290290290290Допускаемое напряжение, МПа256256256256Характеристики отверстий условный диаметр отв.1(большего), ммdy142127530275условный диаметр отв.2,ммdy23362753020продольный шаг, ммt(a)1000 500800поперечный шаг, ммt1(b)645753 Признак ряда в продольном направлении Один.Один.РядРядПризнак ряда в поперечном направлении Один.РядОдин.Один.Признак ряда в косом направлении РядОдин.Один.Один.Коэффициент Z большего отв.1Z1,3580,8870,0970,887Коэффициент прочности не укрепленных отверстийпродольного рядаd110,9400,816поперечного рядаd1111косого рядаd0,705111одиночного отверстияd0,6430,75810,758Характеристики подкрепления (штуцера)Марка стали15NiCuMoNb5Допускаемое напряжение, МПа235235-235,0Наружный диаметр, ммda509363-363Толщина стенки, ммSs4444-44Прибавка на толщину, ммCs11-1Расчетная толщина, ммSrs6,84,5-4,5Укрепляющая высота, ммhs176,8146,4-146,4Марка стали 15NiCuMoNb5Допускаемое напряжение, МПа235,0235,0--Наружный диаметр, ммda424363--Толщина стенки, ммSs4444--Прибавка на толщину, ммCs11--Расчетная толщина, ммSrs5,44,5--Укрепляющая высота, ммhs159,8146,4--Компенсирующая площадь, мм2fs1173810359-10359Расчетный коэффициент прочности0,95610,9401Расчетная толщина стенки, ммSr37,736,038,336,0ПрибавкиМинусовое отклонение, ммC11----Технологическая, ммC12----На коррозию, ммC215555Требуемая толщина стенки, ммSтр= Sr+ с11+ с12+ с2142,741,043,341,0Номинальная толщина стенки, ммS44,044,044,044,0Внутренний диаметр,ммD2420242024202420Марка стали 15NiCuMoNb5Расчетное давление, МПаP7,57,57,57,5Расчетная температураt290290290290Допускаемое напряжение, МПа256256256256Характеристики отверстийусловный диаметр отв.1(большего),ммdy17310120421условный диаметр отв.2,ммdy244111135продольный шаг, ммt(a)5007506001000поперечный шаг, ммt1(b) 323645 Признак ряда в продольном направлении РядРядОдин.РядПризнак ряда в поперечном направлении Один.Один.Один.Один.Признак ряда в косом направлении Один.РядРядОдин.Коэффициент Z0,2350,3260,0651,358Коэффициент прочности не укрепленных отверстийпродольного рядаd0,8330,92510,772поперечного рядаd1111косого рядаd10,95411одиночного отверстияd10,96310,643Характеристики подкрепления (штуцера)Марка стали15NiCuMoNb5Допускаемое напряжение, МПа235235-235,0Наружный диаметр, ммda120160-509,0Толщина стенки, ммSs23,529,5-44,0Прибавка на толщину штуцера С, ммCs1,0- -1,0Расчетная толщина, ммSrs1,21,6-6,8Укрепляющая высота, ммhs58,277,6-176,8Компенсирующая площадь, мм2fs11401984- 11739Расчетный коэффициент прочности0,9410,99310,956Расчетная толщина стенки, ммSr38,236,236,037,7ПрибавкиМинусовое отклонение, ммC11----Технологическая, ммC12----На коррозию, ммC215555Требуемая толщина стенки, ммSтр= Sr+ с11+ с12+ с2143,241,241,042,7Номинальная толщина стенки, ммS44,044,044,044,0Запас, %1,7 %6,7 %7,4 %3,1 %Внутренний диаметр,ммD2420242024202420Марка стали 15NiCuMoNb5Расчетное давление, МПаP7,57,57,57,5Расчетная температураt290290290290Допускаемое напряжение, МПа256256256256Характеристики отверстийусловный диаметр отв.1(большего),ммdy12752753030условный диаметр отв.2,ммdy220203030продольный шаг, ммt(a) 1800500450поперечный шаг, ммt1(b)64547265 Признак ряда в продольном направлении Один.Один.РядРядПризнак ряда в поперечном направлении РядОдин.Один.Один.Признак ряда в косом направлении Один.РядОдин.Один.Коэффициент Z0,8870,8870,0970,097Коэффициент прочности не укрепленных отверстийпродольного рядаd110,9400,933поперечного рядаd1111косого рядаd1111одиночного отверстияd0,7580,75811Характеристики подкрепления (штуцера)Марка стали - ---Допускаемое напряжение, МПа235,0235,0--Наружный диаметр, ммda363,0363,0--Толщина стенки, ммSs44,044,0--Прибавка на толщину штуцера С, ммCs1,01,0--Расчетная толщина, ммSrs4,54,5--Укрепляющая высота, ммhs146,4146,4--Компенсирующая площадь, мм2fs1035910359--Расчетный коэффициент прочности110,9400,933Расчетная толщина стенки, ммSr36,036,038,338,6ПрибавкиМинусовое отклонение, ммC11----Технологическая, ммC12----На коррозию, ммC215555Требуемая толщина стенки, ммSтр= Sr+ с11+ с12+ с2141,041,043,343,6Номинальная толщина стенки, ммS44,044,044,044,0Запас, %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

ВеличинаОбозначениеРасчетВнутренний диаметрD2400Высота эллиптической частиh600Условный диаметр отверстияdу450Марка стали 15NiCuMoNb5Расчетное давление, МПаP7,5Расчетная температураt290Допускаемое напряжение, МПа243Коэффициент прочности неукрепленного отверстияd0,657Характеристики подкрепления (укрепляющего кольца)Наружный диаметр укрепляющего кольца, ммda538Материал укрепляющего кольца 15NiCuMoNb5Допускаемое напряжение, МПа243Расчетная толщина стенки укрепляющего кольцаSrs7,05Фактическая толщина стенки укрепляющего кольца, ммSs44Прибавка на толщину кольца, ммСs1Фактическая высота кольца, ммhs55Фактическая высота кольца, ммhs145Расчетная высота кольца, ммhs182,18Расчетная высота кольца, ммhs172,87Компенсирующая площадь кольца, мм2fs7824Коэффициент прочности укрепленного отверстия oc0,808Расчетная толщина днища, ммSr46,3ПрибавкиМинусовое отклонение, ммс110 Технологическая, ммс126На коррозию, ммс215Требуемая толщина листа, ммSтр= Sr+ с11+ +с12+ с2157,3Номинальная толщина листа, ммS60Запас, %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

НаименованиеНаружный диаметр Dа, ммМарка сталиРасчетное давление р, МПаРасчетная температура t, CДопускаемое напряжениеРасчетная толщина стенки прямого участка, мТоровые коэффициентыаqРадиус гиба, ммОвальность поперечного сечения, а,%Коэффициенты формыРасчетные толщины стенок гибов, ммПрибавки с, ммТребуемая толщина стенки Sr+c,ммТребуемая толщина стенки, ммНоминальная толщина стенки,ммК1КЗY1Y3Sr1Sr3c11c12c21c22ИВД (гиб)38208,4330111,51,380,89910,0360,6437580,950,951,181,310,30,40,502,51,83ИВД (прямая)38208,4330111,51,331,00010,0360,50000111,381,380,30,00,502,21,83ИНД (гиб)38200,92501320,130,90310,0300,6257980,950,950,110,120,30,40,501,31,83ИНД (прямая)38200,92501320,131,00010,0300,50000110,130,130,30,00,500,91,83

Расчет на прочность конических переходов представлен в таблице 5.8.2.

Таблица 5.8.2- Расчет на прочность конических переходов

Наименованиеугол конусностирасчетный коэффициент прочностиРасчетное давлениемарка сталирасчетный ресурс, тыс. часоврасчетная температурадопускаемое напряжениенаибольший диаметрРасчетная толщина стенкиПрибавки с. ммтребуемая толщина стенкиноминальная толщина стенкис11с12С21Трубопровод «БВД-ИВД»Переход 325/2731518,420200330111,527711,241,50113,525Переход 325/2731618,420200330111,527711,241,250113,525Переход 377/2731218,420200330111,532012,8200113,813Переход 337/3251518,420200330111,533513,591,20115,824Трубопровод «БНД-ИНД»Переход 219/1591510,9202002501321880,670,78012,415,5Переход 219/1591510,9202002501321450,510,4011,98Переход 168/114,31510,920200250132156,50,550,3011,96

Расчет на прочность гибов трубопроводов представлен в таблице 5.8.3.

Таблица 5.8.3- Расчет на прочность гибов трубопроводов

НаименованиеНаружный диаметр Da, ммМарка сталиРасчетное давление р, МПаРасчетная температура t, СДопускаемое напряжение МПаРасчетная толщина стенки прямого участка Торовые коэффициентыаqРадиус гиба R, ммОвальность сечения, %Коэффициенты формыРасчетные толщины, стенок гибовПрибавки с, ммТребуемая толщина стенки Sr+c, ммТребуемая толщина стенки, ммНоминальная толщина стенки s, ммК1КЗY1Y3Sr1Sr3С11С12С21с22Трубопровод БНД-ИНДТруба 159x 7159200,92501320,540,94610,030,74565081,1971,360,6110,730,30,7102,74,07,0Трубопровод ИНД-БНДТруба 426x14426200,92501321,450,95210,030,782200081,221,361,6841,9760,71,4104,84,014,0Трубопровод БВД-ИВДТруба 377x22377208,4330111,513,690,94410,0360,789150081,121,25314,5717,151,12,21019,24,022,0Трубопровод ИВД-БВДТруба 325x25325208330111,511,260,9310,0350,713100081,101,2811,5314,41,253,751017,54,025,0

Расчет на прочность днищ коллекторов представлен в таблице 5.8.4.

Таблица 5.8.4- Расчет на прочность днищ коллекторов

НаименованиеколлектораГеометрические характеристики коллектора Расчетный диаметр D,ммМарка сталиРасчетное давление р, МПаРасчетная температура t, СДопускаемое напряжение, Расчетный коэффициент прочностиТолщина стенки коллектора в месте приварки донышка S, ммМинимальная толщина цилиндрического борта, ммКоэффициентыДиаметр отверстия в днище d,ммКоэффициент KoРасчетная толщина стенки Sr, ммПрибавки, ммТребуемая толщина стенки S1,ммНоминальная толщина стенки S1, ммРадиус выточки r, ммМинимальная расченая толщина стенки в месте кольцевой выточки S2, ммНоминальная толщина в месте кольцевой выточки S2, ммК1КС11С12С21ИНД (вход)273x20234200.9250132119 0.800.760,351020.7848,60019.643101.933ИВД (вход)325x25277208.4330111,512410,80.820.371020.81534.500135,5451013.635

. 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

НаименованиеРабочие параметрыРасчетные параметрыДавление. МПаТемпература, °СДавление, МПаТемпература, °СПоверхности нагреваПароперегреватель высокого давления (ПВД) - выход7,1527,97,5545Перегреватель низкого давления (ПНД)0,65207,70,9250

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

НаименованиеНаружный диаметр Dа, ммМарка сталиРасчетное р, МПаРасчетная t, CДопускаемое напряжениеРасчетная толщина стенки прямого участкаТоровые коэффициентыаqРадиус гиба R, ммОвальность поперечного сечения, а,%Коэффициенты формыРасчетные толщины стенок гибов, ммПрибавки с, ммТребуемая толщина стенки, ммТребуемая толщина стенкиНоминальная толщина стенки s, ммК1КЗY1Y3Sr1Sr3c11с12с21с22ППВД (гиб)3812X1Мф7.5545642.100,90310.050,737980.950.951.802.000,30.410.303.01.83ППВД (прямая)3812Х1Мф7.5545642.101.00010.050,5000112,102.100.30.000.30.43,11,83ППНД (гиб)38Ст200,92501320,130,90310.030.627980,950.950.110.120.30.410.301,11.63ППНД (Прямая)38Ст200.92501320,131.00010.030.5000110,130.130.30.000300,71.83

. 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

НаименованиеФормула, источникЗначениеТемпература наружного воздуха tн, °СИсходные данные10Влагосодержание воздуха d, г/кг[9]5,818Теоретический объем воздуха Vo, м3/м30,0476[0,5CО+0,5Н2+1,5Н2S+ (m+n/4)CmHn-O2]9,3Теоретический объем азота VoN2, м3/м30,79Vo + 0,01N27,38Объем трехатомных газов VRO2, м3/м30,01[CO2+CO+H2S+mCmHn]1,02Теоретический объем водяных паров VoН2О, м3/м30,01[H2S+H2+n/2CmHn+0,124dг.т.] +0,0161Vo+0,0016 Vo(d-10)2,02Объем водяных паров VН2О, м3/м3VoH2O+0,0161(-1)Vo+0,0016(-1) Vo(d-10)2,2Объем дымовых газов Vг, м3/м3VRO2+VoN2+VH2O+(-1)Vo29,6Масса дымовых газов G, кг/м3 г.т.+d г.т./1000 +1,306Vo+0,0013Vo(d-10)37,67Удельный вес дымовых газов ¡ог (при нормальных условиях), кг/нм3G/Vг1,273Плотность дымовых газов rог (при нормальных условиях), кгс2/м4¡ог/9,810,1298

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

НаименованиеФормула, источникВеличина Температура наружного воздуха tн, °СИсходные данные10Участок до поверхностей нагреваСекундный объем газов при нормальных условиях Vн, нм3/с395,13Секундный объем газов на участке Vс, м3/сVн (+273)/2731178,15Плотность дымовых газов на участке rг, кгс2/м4rог 273/(273+)0,044Участок после поверхностей нагреваСекундный объем газов на участке Vс, м3/сVн (Jух+273)/273550,87Плотность дымовых газов на участке rг, кгс2/м4rог 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 ВеличинаСкорость, м/сКоэффициент сопротивления Сопротивление, ПаW=V/Fh=9,8066 W2/2Участок 1- от диффузора до поверхностей нагреваДиффузор a=12°диаметр входа, м3,614---диаметр выхода, м5,808входное сечение F1, м210,25114,940,1284,98выходное сечение F2, м226,48---отношение сечений F1/F20,387длина участка L, м10,65эквивалентный диаметр входа dэ1, м3,614эквивалентный диаметр выхода dэ2, м5,808средний эквивалентный диаметр dэср, м4,711среднее сечение Fср, м214,7879,710,04561,68Переход с круга на квадратвходное сечение F1, м226,4844,490,0521,38сторона квадрата а, м5,808---выходное сечение F2, м233,73отношение сечений F1/F20,79длина участка L, м3,5эквивалентный диаметр входа dэ1, м5,808эквивалентный диаметр выхода dэ2, м5,808средний эквивалентный диаметр dэср, м5,808среднее сечение Fср, м229,6739,70,01214,12Участок после перехода до короба входного шумоглушителядлина участка L, м12,05---эквивалентный диаметр входа dэ1, м5,808эквивалентный диаметр выхода dэ2, м5,808средний эквивалентный диаметр dэср, м5,808среднее сечение Fср, м233,7334,90,04110,78Короб шумоглушителяпереходвходное сечение F1, м233,7334,90,126,28сторона прямоугольника а, м7---сторона прямоугольника b, м7,292выходное сечение F2, м251,044отношение сечений F1/F20,66длина участка L, м0,7---эквивалентный диаметр входа dэ1, м5,808эквивалентный диаметр выхода dэ2, м7,14средний эквивалентный диаметр dэср, м6,474среднее сечение Fср, м240,62290,0020,363Короб шумоглушителяПрямой участокдлина участка L, м8,9---средний эквивалентный диаметр dэср, м7,14среднее сечение Fср, м251,04423,10,0252,873Поворот на 90о с изменением сечениявходное сечение F1, м251,04423,081,4160,93сторона прямоугольника а, м7,3---сторона прямоугольника b, м18,4выходное сечение F2, м2134,32длина участка L, м16,6эквивалентный диаметр входа dэ1, м7,14эквивалентный диаметр выхода dэ2, м10,45средний эквивалентный диаметр dэср, м8,795среднее сечение Fср, м273,9815,930,0382,059Суммарное сопротивление участка 1575,44Сопротивление участка 2 - поверхности нагрева Dhк2584Участок 3- от поверхностей нагрева до дымовой трубыПрямой участокдлина участка L, м2,25---сторона прямоугольника а, м7,3сторона прямоугольника b, м18,4средний эквивалентный диаметр dэср, м10,45среднее сечение Fср, м2134,324,10,0040,0294Конфузор - 88o -внезапное изменение сечениясторона прямоугольника а, м7,3---сторона прямоугольника b, м18,16входное сечение F1, м2132,57сторона прямоугольника а, м5,67сторона прямоугольника b, м5,67выходное сечение F2, м232,1517,130,3749,52отношение сечений F2/F10,24---длина участка L, м6,658---эквивалентный диаметр входа dэ1, м10,41эквивалентный диаметр выхода dэ2, м5,67средний эквивалентный диаметр dэср, м8,04среднее сечение Fср, м251,7510,640,0170,883Прямой участоквходное сечение F1, м232,15---выходное сечение F2, м232,15длина участка L, м3,906средний эквивалентный диаметр dэср, м5,67среднее сечение Fср, м232,1517,130,0141,863Поворотный клапанвходное сечение F1, м232,1517,130,226,77Переход с квадрата на кругвходное сечение F1, м232,15---диаметр d, м6выходное сечение F2, м228,2619,490,023,43отношение сечений F2/F10,88---длина участка L, м2,232эквивалентный диаметр входа dэ1, м5,67эквивалентный диаметр выхода dэ2, м6средний эквивалентный диаметр dэср, м5,835среднее сечение Fср, м230,0818,310,0081,18Суммарное сопротивление участка 383,68Участок 4- дымовая трубаДымовая трубадиаметр дымовой трубы, м6---входное сечение F1, м228,2619,491173,19сопротивление дымовой трубы Н, м24,3519,490,06110,59средний эквивалентный диаметр dэср, м6---Суммарное сопротивление участка 4183,78Суммарное 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 ФормулаВеличинаТемпература наружного воздуха tн, °СИсходные данные10Участок 1 - от диффузора до поверхностей нагреваВысота участка h1, мКонструктивные данные5,36Температура газов J, оСИсходные данные541Самотяга участка 1 hc1, Па42,95Участок 2 - поверхности нагреваВысота участка h2, мКонструктивные данные11,504Температура газов J, оСИсходные данные324,3Самотяга участка 2 hc2, Па75,31Участок 3 - после поверхностей нагрева - до дымовой трубыВысота участка h3, мКонструктивные данные14,296Температура газов J, оСИсходные данные107,6Самотяга участка 3 hc3, Па47,27Участок 4 - дымовая трубаВысота участка 4 h4, мКонструктивные данные24,35Самотяга участка hc4, Па80,41Среднее эффективное давление по тракту h эф, мм рт. ст. / Па759,47 /101252Суммарное сопротивление тракта с поправкой на давление и плотность H, мм вод. ст. / Па337,81/

3312,77Перепад 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 ВеличинаСкорость, м/сКоэффициент сопротивления Сопротивление, ПаW=V/Fh=9,8066W2/2Диффузор a=12°диаметр входа, м3,614---диаметр выхода, м5,808входное сечение F1, м210,25114,940,1284,98выходное сечение F2, м226,48---отношение сечений F1/F20,387длина участка L, м10,65эквивалентный диаметр входа dэ1, м3,614---эквивалентный диаметр выхода dэ2, м5,808средний эквивалентный диаметр dэср, м4,711среднее сечение Fср, м214,7879,710,04561,68Переход с круга на квадратвходное сечение F1, м226,4844,490,0521,38сторона квадрата а, м5,808---выходное сечение F2, м233,73отношение сечений F1/F20,79длина участка L, м3,5эквивалентный диаметр входа dэ1, м5,808эквивалентный диаметр выхода dэ2, м5,808средний эквивалентный диаметр dэср, м5,808среднее сечение Fср, м229,6739,70,01214,12Поворот на 90о с изменением сечениявходное сечение F1, м233,7334,931,4368,53сторона квадрата а, м5,9---выходное сечение F2, м234,81длина участка L, м8эквивалентный диаметр входа dэ1, м5,808эквивалентный диаметр выхода dэ2, м5,9средний эквивалентный диаметр dэср, м5,854среднее сечение Fср, м234,2634,390,0276,89Переход с квадрата на кругсторона квадрата а, м6,33---входное сечение F1, м240,0729,40,059,32диаметр, м8---выходное сечение F2, м250,24отношение сечений F1/F20,8длина участка L, м3,547Переход с квадрата на кругэквивалентный диаметр входа dэ1, м6,33---эквивалентный диаметр выхода dэ2, м8средний эквивалентный диаметр dэср, м7,165среднее сечение Fср, м244,5826,430,011,47Байпасный газоход с глушителямидлина участка L, м20,94---средний эквивалентный диаметр dэср, м8среднее сечение Fср, м250,2423,450,0526,18Переход с круга на квадрат (с квадрата на круг)входное сечение F1, м250,24---сторона квадрата а, м7,1выходное сечение F2, м250,4отношение сечений F1/F20,99длина участка L, м4,34эквивалентный диаметр входа dэ1, м8эквивалентный диаметр выхода dэ2, м7,1средний эквивалентный диаметр dэср, м7,55среднее сечение Fср, м250,3223,410,011,18Поворот-ный клапанвходное сечение F1, м250,423,380,223,63Прямой участокдлина участка L, м1,5---средний эквивалентный диаметр dэср, м8среднее сечение Fср, м250,2423,450,1315,4Суммарное 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 ФормулаВеличинаТемпература наружного воздуха tн, °СИсходные данные10Высота участка байпасного газохода hб.г, мКонструктивные данные35,51Температура газов J, оСИсходные данные541Самотяга участка байпасного газохода hб.г, Па284,69Среднее эффективное давление по тракту h эф, мм рт. ст. / Па749,64 / 99942Суммарное сопротивление тракта с поправкой на давление и плотность H, мм. вод. ст. /Па80,37 / 788,16Перепад 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.

Обозначения и сокращения АСУ - автоматизированная система управления; АЭС - атомная электростанция; АС - аварийный слив; БВД - барабан высокого

Больше работ по теме: