Схемы конденсационного энергоблока

Аннотация
В данной выпускной работебыла составлена и рассчитана схема конденсационного энергоблока мощностью 210мвт с турбиной К-210-130. В исследовательской части был произведён тепловойрасчёт парогенератора.
Работа включает в себястраниц, таблиц, рисунков, К работе также прилагается листа графических работформата А1.
конденсационныйэнергоблок котел турбоустановка

Введение
В данной дипломной работесоставлена и рассчитана принципиальная тепловая схема энергоблока с турбинойК-210-130. Определено основное содержание технологического процессапреобразования тепловой энергии на электростанции. На чертеже, изображающемпринципиальную тепловую схему, показано теплоэнергетическое оборудование вместес линиями (трубопроводами) пара и воды (конденсата), связывающими этооборудование в единую установку.
При расчётепринципиальной тепловой схемы была достигнута основная цель — определенытехнические характеристики теплового оборудования, обеспечивающие заданныйграфик электрической нагрузки и требуемый уровень энергетических итехнико-экономических показателей электростанции. На первом этапе былиопределены состояния водяного пара в ступенях турбины. На втором этапе были составленысоотношения материальных балансов потоков пара и воды. Для удобства расчётоврасход свежего пара на турбину принят за единицу, а остальные потоки пара иводы выражены по отношению к этой величине. На третьем этапе были составлены ирешены (если требуется, то совместно с уравнениями материального баланса)уравнения теплового баланса теплообменников турбоустановки. На четвёртом этапебыл определён расход пара на турбину из условия заданной электрическоймощности. Пятый завершающий этап — определение энергетических показателейтурбоустановки и энергоблока.
В исследовательской частибыли отражены проблемы организации эксплуатации котлоагрегатов, связанные собразованием отложений на внутренних и внешних поверхностях нагрева.Разработаны методы борьбы с данными отложениями и сделаны соответствующиевыводы.

Технологическая часть
1. Расчёт тепловойсхемы конденсационного Энергоблока 210 мвт
 
1.1 Принципиальнаятепловая схема энергоблока мощностью 210 мвт
Расчёт принципиальнойтепловой схемы проведён с целью определения параметров и величины потоковрабочего тела (пара, конденсата и питательной воды) в различных участкахтехнологического цикла, а также мощности и показателей тепловой экономичности.
Энергоблок 210 мвтсостоит из барабанного парогенератора и одновальной конденсационнойтурбоустановки К-210-130 номинальной мощностью 210 мвт, с параметрами свежегопара:
Давление Р=130 ат. (12,75мпа);
Температура 565 °С.
Топливо – уголь Егоршинского месторождения (Свердловская обл.),марки ПА. Принципиальная тепловая схема энергоблока приведена нарисунке 1.1
Турбина имеет трицилиндра. Свежий пар поступает в ЦВД, включающий регулирующую одновенечнуюступень и одинадцать ступеней активного типа. После ЦВД пар поступает на промежуточныйперегрев, после которого с параметрами рпп=2,35 мпа и tпп= 565 °С поступает в ЦСД. Цилиндр среднего давления имеет одинадцать ступеней.После ЦСД пар поступает в двухпоточный цилиндр низкого давления, с четырьмяступенями в каждом потоке.
Конечное давление пара втурбине перед конденсатором Рк=0,034 ат. (0,00343 мпа).
Турбина имеет 7регенеративных отборов пара. Подогрев конденсата и питательной воды паром,отбираемым из проточной части турбины, является одним из эффективных способовповышения экономичности тепловых электрических станций, получивших развитие сповышением начальных параметров пара и внедрения промперегрева. Регенеративныйподогрев существенно сокращает удельный расход топлива на выработкуэлектроэнергии. Основным преимуществом регенерации является уменьшение расходапара в конденсатор и потерь тепла в нём. Регенеративный подогрев питательнойводы производится последовательно в нескольких подогревателях, что существенноповышает тепловую экономичность цикла. В зависимости от начальных параметров иисходной температуры нагреваемого конденсата теплофикационных отборовдополнительная выработка электроэнергии на регенеративных отборах ТЭСсоставляет 8-35 % от выработки на внешнем теплопотреблении.
Подогрев питательной водыосуществляется в поверхностных и смешивающих (при непосредственном контактеводы с паром) регенеративных подогревателях. Основными подогревателями втепловой схеме ТЭС являются поверхностные. В качестве смешивающегосяподогревателя зачастую используется деаэратор, служащий в основном для удалениявредных примесей газов из рабочего тела. В смешивающих подогревателях недогревравен нулю, что обусловливает большую их тепловую экономичность.
Конденсат турбиныподогревается в охладителе уплотнений ОУ и охладителе эжектора ОЭ, в четырехрегенеративных подогревателях низкого давления, а также в конденсатореиспарителя (КИ). После деаэратора вода питательным насосом прокачивается черезтри подогревателя высокого давления. Все ПВД имеют встроенные пароохладители, атакже снабжены встроенными охладителями дренажа помимо основной конденсирующейповерхности, что повышает эффективность регенеративного цикла. Охладитель параиспользует теплоту перегрева пара для дополнительного подогрева питательнойводы на 2-5 °С вышетемпературы воды на выходе из основной поверхности. Охладитель конденсатаохлаждает конденсат греющего пара ниже температуры насыщения, что уменьшаетвытеснение пара более низких отборов в случае каскадного слива конденсата изподогревателя. Установка охладителей пара и конденсата даёт экономию топлива до0,5-1 %.
Дренажи ПВД сливаютсякаскадно в деаэратор. Дренажи ПНД4, ПНД5 сливаются каскадно в П6(смешивающеготипа). Дренажи подогревателей ПНД7, ОУ и ОЭ поступают конденсатосборникконденсатора.
Потери пара и водыэнергоблока восполняются дистиллятом, получаемым из одноступенчатойиспарительной установки. В испаритель (И) подается греющий пар из 5-го отборатурбины. Вторичный пар конденсируется основным конденсатом в конденсатореиспарителя (KИ), включенном между подогревателями ПНД5 и П6. Химическиочищенная добавочная вода поступает в испаритель через подогреватель добавочнойводы (ПДВ) и деаэратор испарителя (ДИ). Дистиллят откачивается в деаэраторпитательной воды дренажным насосом.
Принята следующая схемаиспользования протечек из уплотнений турбины: из стопорных клапанов ЦВДпротечки поступают в “горячую” нитку промежуточного перегрева; протечкирегулирующих клапанов ЦВД, стопорных и регулирующих клапанов ЦСД и первых камеруплотнений ЦВД поступают в деаэратор питательной воды; из вторых камеруплотнений ЦВД, из концевых уплотнений ЦВД, ЦСД и ЦНД пар отсасывается паровымэжектором в охладитель уплотнений ОУ; к концевым уплотнениям ЦВД, ЦСД и ЦНД парподводится пар из деаэратора питательной воды.
Воздух из конденсаторовЦНД отсасывается водяными эжекторами.

1.2 Параметры пара иводы турбоустановки
На рисунке 1.2. Показанасхема процесса работы пара в H,S-диаграмме.
Параметры и величиныпотоков рабочего тела (пара, конденсата и питательной воды) в различныхучастках технологического цикла приведены в таблице 1.1, где приняты следующиеобозначения:
Pп, Tп, hп — давление(мпа), температура ( °С)и энтальпия (кдж/кг) пара;
P¢п — давление пара передподогревателями регенеративной установки (мпа);
Tн, h'п — температура ( °С) и энтальпия (кдж/кг) конденсатапри давлении насыщения ;
q- недогрев воды в поверхностных теплообменниках на выходе из встроенногопароохладителя (°С);
Pв, Tв, hв — давление(мпа), температура (°С)и энтальпия (кдж/кг) воды после регенеративных подогревателей;
tr — суммарный подогрев воды в ступенирегенерации, включая собственно подогреватель, встроенные пароохладитель иохладитель дренажа ( кдж/кг);
Qr — тепло, отдаваемоегреющим паром в ступени регенерации без учёта охладителя дренажа ( кдж/кг);
Точка процесса 0'(рисунок 1) отвечает состоянию пара перед регулирующей ступенью ЦВД. Потеридавления в паропроводах отбираемого пара приняты 5-10 %, а дополнительнаяпотеря давления пара в охладителях составляет 2 %.
1.3 Балансы пара иводы
Расчёт тепловой схемыведётся при электрической мощности генератора Wэ=210 мвт. Расходы отборовопределяются в долях расхода свежего пара. При этом подвод свежего пара кстопорным клапанам ЦВД a0 =1,0, потери от утечек aут= 0,01. Паровая нагрузка парогенератора и расход питательной воды составляют:
aпг = a0 + aут = 1,01.
aпв = aпг + aпр = 1,035,
Где aпр = 0,025 – расход продувочной воды.
1.3.1 Доли утечек ипротечек
Протечки пара изуплотнений приняты равными:
Стопорные клапаны ЦВД: aс.к.= 0,0020;
Регулирующие клапаны ЦВД:aр.к.= 0,0028;
Стопорные и регулирующиеклапаны ЦСД: aппc.р.= 0,0003;
Первые камеры переднего изаднего уплотнений ЦВД: aу1=0,0043;
Отвод пара из вторыхкамер переднего и заднего уплотнений ЦВД и из
Концевых уплотнений вохладитель уплотнений ОУ: aоу =0,003;
Пара из первых камерыпереднего и заднего уплотнений ЦСД: aу2=0,0003 ;
Количество парауплотнений, направляемого в деаэратор питательной воды: aд.у. = aр.к.+ aу1+aппc.р = 0,0028+0,0043+0,0003 = 0,0074 ;
Количество пара,подаваемого на концевые уплотнения турбины: aу.к.= 0,001;
Расход пара на эжекторотсоса уплотнений: aэ.у.=0,0008 ;
Количествопара, отводимого из деаэратора на концевые
Уплотнния:
aу. Д.= aу. К.-2aу2 = 0,001-2·0,0003 = 0,0004 .
1.3.2 Балансырасширителей непрерывной продувки
1) расход пара израсширителя непрерывной продувки первой ступени
(выхлоп вторичного пара вДПВ)

/>, (1.1)
Где hпр=1560 кдж/кг- энтальпия продувочной воды,при температуре насыщения в барабане парогенератора;
H`пр= 666 кдж/кг- энтальпияпродувочной воды, при температуре насыщения в деаэраторе питательной воды;
H``пр=2755 кдж/кг- энтальпия пара придавлении насыщения в ДПВ;
Подставляя эти значения вформулу (1.1), получим
/>
Αп1=0,011
2) расход пара израсширителя непрерывной продувки второй ступени (выхлоп вторичного пара вдеаэратор испарителя ДИ)
/>, (1.2)
Где h`пр1= 437 кдж/кг- энтальпияпродувочной воды, при температуре насыщения в деаэраторе испарителя;
H``пр1=2680 кдж/кг- энтальпия пара придавлении насыщения в ДИ;
Αпр1- расходпродувочной воды из расширителя первой ступени. Определяется по формуле (1.3):
Αпр1= αпр- αп1=0,025-0,011=0,014(1.3)
Подставляя эти значения вформулу (1.2), получим:
/>
Αп2=0,0015

1.4 Тепловые балансырегенеративных подогревателей высокого давления
Тепловой расчетрегенеративных подогревателей, имеющих в одном корпусе пароохладитель (ПО),собственно подогреватель (СП) и охладитель дренажа (ОД) удобно выполнять,задаваясь конечным недогревом воды на выходе ее из пароохладителя Q. При этом известны температуры иэнтальпии воды до и после всего теплообменника, а также доля воды, проходящейчерез теплообменник aв,параметры греющего пара на входе в теплообменник p'п, hп, Tп; температура иэнтальпия насыщения пара в подогревателе -T'н и h'п. В результате решения уравнения теплового балансатеплообменника определяют долю греющего пара, отбираемого из турбины aп. При этом приняты: остаточныйперегрев пара за пароохладителем QПО = 5-15 °C и недоохлаждение конденсата в охладителе дренажаQо.д.= 40 кдж/кг (Qо.д.»10°С). Условно принимаем при расчёте потоки дренажейиз вышестоящих подогревателей направленными в охладитель дренажа.
1.4.1 Тепловой балансПВД 1
Уравнение тепловогобаланса ПВД1 :
a1(hп1-hдр1)•ηто= aпв•(hпв1-hпв2), (1.4)
Где a1- доля греющего пара, отбираемого изтурбины для ПВД1;
Hп1=3217,9 кдж/кг – энтальпия греющегопара перед ПВД1;
Hдр1 — энтальпия конденсата греющегопара на выходе из ПВД1;
Hдр1 = hпв2 + Qо.д.=921+40 = 961 кдж/кг, (1.5) ηто= 0,99 – коэффициент, учитывающий рассеивание теплоты в подогревателях;
aп.в.=1,035 — расход питательной водычерез ПВД1;
Hпв1 = 1029 кдж/кг – энтальпияпитательной воды после ПВД1;
Hпв2 = 921 кдж/кг – энтальпияпитательной воды после ПВД2.
При этом, доля конденсатагреющего пара, сливаемого каскадно из ПВД1 в ПВД2 определяется по формуле:
aдр1=a1, (1.6)
Находим долю греющегопара, отбираемого для ПВД1 по формуле (4):
/>
a1 = 0.049
Находим долю конденсатагреющего пара, сливаемого каскадно из ПВД1 в ПВД2
aдр1=0.049
1.4.2 Тепловой балансПВД 2
Уравнение тепловогобаланса ПВД2 :
a2•(hп2-hдр2)+aдр1• (hдр1- hдр2)= aпв•( hпв2- hпв3)•(1/ηто), (1.7)
Где a2 — доля греющего пара, отбираемогоиз турбины для ПВД2;
Hп2= 3121,1кдж/кг — энтальпия греющегопара перед ПВД2;
Hдр2 — энтальпия конденсата греющегопара на выходе из ПВД1;
Hдр2 = hпв3 + Qо.д.=771,2+40 = 811,2 кдж/кг, (1.8)
Hпв3=771,2кдж/кг — энтальпияпитательной воды после ПВД3;
Находим долю греющегопара a2, отбираемого для ПВД2
/>

a2 =0,065.
При этом, доля конденсатагреющего пара, сливаемого каскадно из ПВД2 в ПВД3 определяется по формуле(1.9):
aдр2=a2+aдр1, (1.9)
aдр2= 0.065+0.049=0.114
1.4.3 Тепловой балансПВД 3
Уравнение тепловогобаланса ПВД3 :
aп3•(hп3-hдр3)+aдр2• (hдр2- hдр3)=aпв•(hпв3-hпв_пн)•(1/hто), (1.10)
Где aп3- доля греющего пара, отбираемогоиз турбины для ПВД3;
Hп3=3413,9 кдж/кг — энтальпия греющегопара перед ПВД3;
Hпв_пн- энтальпия водыперед ПВД3, с учетом подогрева в питательном насосе τп.н.
Hпв_пн= hдпв+ τп.н, (1.11)
Где hдпв = 666 кдж/кг – энтальпия питательнойводы после деаэратора.
Подогрев в питательномнасосе определяется по формуле (1.12):
Τп.н.= vср•( рн- рв)/ hнi, (1.12)
Где vср = 0,0011 — среднее значение удельного объёма воды в насосе;
Рн = 18,1 мпа — давлениеводы в нагнетающем патрубке насоса;
Рв = 0,59 мпа — давлениеводы во всасывающем патрубке насоса;
hнi = 0,85 – внутренний ( гидравлический ) КПД насоса;
/>кдж/кг;
Энтальпия воды перед ПВД3по формуле (1.11):
/>685.14 кдж/кг.
Hдр3 — энтальпияконденсата греющего пара после охладителя дренажа ПВД3. Рассчитывается поформуле (1.13):
Hдр3= hпв_пн + Qо.д.=685,14+40=725,14 кдж/кг, (1.13)
Находим долю греющегопара aп3, отбираемого для ПВД3 по формуле(1.10):
/>
aп3 =0.03
При этом, доля конденсатагреющего пара, сливаемого каскадно из ПВД3 в ДПВ определяется по формуле (14):
aдр3=aп3+aдр2=0.03+0.114=0.144, (1.14)
aдр3= 0.144
1.5 Испарительнаяустановка
Эта установка включаетиспаритель, его деаэратор, подогреватель добавочной воды, использующие пар изпятого отбора, и конденсатор испарителя, включённый между подогревателями ПНД5и ПНД6.
Расходы пара и воды вустановке, а также подогрев воды в конденсаторе испарителя определяются изуравнений материального и теплового баланса. В таблице 1.2 приведены параметрыпара и воды в установке.Таблица1.2. Параметры пара и воды в испарительной установкеСреда Греющий пар Вторичный пар Параметр пара и воды
Р5,
Мпа
H5,
Кдж/кг
Тн. И,
°С
H'5,
Кдж/кг
Ри1,
Мпа
Тн. И1,
°С
H'и,
Кдж/кг
H''и,
Кдж/кг Значение 0.261 2937.41 127 532 0.14 109 455,1 2689,2 /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

Производительностьиспарителя (выход дистиллята из конденсатора испарителя) равна потерям пара иконденсата турбоустановки:
aи1 = aдист = aвт = aут= 0,01
Расход воды на испарительс учётом его продувки:
aи.в = aи1+aи1.пр = aи1 +0,02•aи1 =1,02•0,01=0,0102
Материальный балансдеаэратора испарителя:
aи.в = aд.в+aд.и = 0,0102, (1.15)
Где aд.в — количество воды, поступающей вдеаэратор испарителя после подогревателя добавочной воды;
aд.и — количество пара, поступающего вдеаэратор из пятого отбора.
Уравнение тепловогобаланса деаэратора испарителя:
aи.в •h'д.и=aд.в•hп.д.в+aд.и•hп5, (1.16)
Где h'д.и=435,4 кдж/кг — энтальпия воды на выходе из деаэратора, принимается по температуре насыщения вдеаэраторе испарителя;
Hп.д.в=356,8 кдж/кг — энтальпия воды, поступающей в деаэратор испарителя после подогревателядобавочной воды, при Рд.в=1,18 мпа и Tп.д.в=85 °С;
Hп5=2937.41кдж/кг-энтальпия пара в пятом отборе.
Уравнения (1.15) и (1.16)образуют систему двух уравнений:
/>aд.в+aд.и=0,0102
aд.в •356,8+aд.и •2937.41 =0,0102•435,4
Решением которой являютсязначения:
/>aд.в=0,0099
aд.и =0,00031
Уравнение тепловогобаланса испарителя:
aи•(hп5-h'5)•hи=aи1 •(h''и1-h'д.и)+ aи1.пр •(h'и1-h'д.и), (1.17)
Где aи — расход пара на испаритель;
H'5=532 кдж/кг — энтальпия насыщенного греющего пара на выходе из испарителя;
hи =0,99 — КПД испарителя;
H''и1=2689,2 кдж/кг — энтальпия вторичного пар на выходе из испарителя;
H'д.и=435,4кдж/кг — энтальпия воды на выходе из деаэратора (на входе в испаритель); H'и1=440,17кдж/кг — энтальпия продувочной воды испарителя.
Находим долю греющегопара aи, отбираемого для испарителя по формуле(1.17):
/>
Уравнение тепловогобаланса подогревателя добавочной воды:
aп.д.в•(hп5-h'5)•hп.д.в=aд.в•(hп.д.в-hд.в), (1.18)
Где aп.д.в — количество пара, поступающегов подогреватель добавочной воды из пятого отбора;
hп.д.в =0,99 — КПД подогревателядобавочной воды;
Hп.д.в=356,8 кдж/кг-энтальпия воды на выходе из подогревателя добавочной воды; hд.в=168,5 кдж/кг — энтальпия добавочной воды на входе в подогреватель добавочной воды при Рд.в=1,1мпа и Тд.в=40 °С. Находим долюгреющего пара aп.д.в,отбираемого для подогревателя добавочной воды по формуле (1.18):
/>.
Общее количество пара,идущего на испарительную установку:
aи.у = aи+aп.д.в+aд.и =0,0094+0,00078+0,00031 = 0,01049.
Уравнение материальногобаланса испарителя:
aи.в+aи=aи1+aдр.и, (1.19) Гдеaдр.и – доля конденсата греющего пара,поступающего в линию каскадного слива конденсата из ПНД5 в ПНС6 и по формуле(1.19) равна:
aдр.и=aи.в+aи-aи1=0,0102+0.0094-0,01=0,0096
1.6 Деаэраторпитательной воды
/>

aу.д aэ.у
/>/>/>/>/>aдр3 aк.д
/>/>/>aд.у aдист
/>/>/>aд
/>

aп.в
Рисунок 1.6- Потоки параи воды через ДПВ
Уравнение материального балансадеаэратора питательной воды:
aп.в+aу.д+aэ.у=aд+aд.у +aдр3+aк.д+aдист, (1.20)
Где aп.в =1,035 — выход питательной водыиз деаэратора;
aу.д =0,0004 — количество пара,отводимого из деаэратора на концевые уплотнения;
aэ.у =0,0008 — расход пара на эжекторотсоса уплотнений;
aд — количество пара, подводимого кдеаэратору из третьего отбора;
aд.у =0,0074 — количество пара уплотнений,направляемого в деаэратор питательной воды;
aдр3=0.144-доля конденсата греющегопара, сливаемого каскадно из ПВД3 в ДПВ;
aк.д — количество конденсата,поступающего в деаэратор из подогревателя ПНД4;
aдист =0,01- количество конденсата,поступающего в деаэратор из конденсатора испарителя.
Уравнение тепловогобаланса деаэратора питательной воды:
aп.в•h'д+(aу.д+aэ.у)•h''д = (aд•hп3+aд.у•hд.у+aдр3•hдр3+
+aк.д•hв4+aдист•h'и1)• hд.п.в, (1.21)
Где h'д=666 кдж/кг — энтальпия деаэрированной воды на выходе из деаэратора;
H''д=2736,1 кдж/кг — энтальпия пара отводимого от деаэратора на концевые уплотнения и на эжекторотсоса уплотнений;
Hп3=3413,9 кдж/кг — энтальпия греющегопара из третьего отбора на входе в деаэратор;
Hд.у=3555,8 кдж/кг — энтальпия пара уплотнений;
Hдр3=725,14кдж/кг — энтальпия конденсата после охладителя дренажа ПВД3;
Hв4=636,4кдж/кг — энтальпияконденсата, подводимого к деаэратору от подогревателя ПНД4;
H'и1=455,1кдж/кг — энтальпия конденсата, поступающего в деаэратор из конденсатора испарителя;
hд.п.в =0,99 — КПД деаэраторапитательной воды.
Уравнения (1.20) и (1.21)образуют систему двух уравнений:
/>1,035+0,0004+0,0008=aд+0,0074+0.144+aкд+0,01
1,035•666+(0,0004+0,0008)•2736,1=
=(aд•3413,9 +0,0074•3555,8+0.144•725,14+aк.д•636,4+0,01•455,1)•0,99
Решением которой являютсязначения:
/>aд=0,01
aк.д=0,8696.

1.7 Регенеративныеподогреватели низкого давления (ПНД)
 
1.7.1 Тепловой балансПНД4
Уравнение тепловогобаланса ПНД4 :
a4•(hп4-hдр4)=aк.д4•(hв4-hв5)•1/hто, (1.22)
Где a4 — доля греющего пара, отбираемогоиз турбины для ПНД4;
Hп4=3232,4 кдж/кг- энтальпия греющегопара в четвертом отборе для ПНД4;
Hдр4=653,1 кдж/кг- энтальпияконденсата греющего пара после ПНД4;
aк.д4=0,8696 – расход основногоконденсата через ПНД4;
Hв4=636,4кдж/кг — энтальпияконденсата, подводимого к деаэратору от подогревателя ПНД4;
Hв5=511кдж/кг – энтальпия основногоконденсата, подводимого к ПНД4 от подогревателя ПНД5;
hп4=0,995 — КПД ПНД4.
При этом, доля конденсатагреющего пара, сливаемого каскадно из ПНД4 в ПНД5 определяется по формуле:
aдр4=a4, (1.23)
Находим долю греющегопара, отбираемого для ПНД4 по формуле (1.22):
/>.
a4 =0,044.
Находим долю конденсатагреющего пара, сливаемого каскадно из ПНД4 в ПНД5
aдр4=0.044.

1.7.2 Тепловой балансконденсатора испарителя (КИ)
Уравнение тепловогобаланса КИ :
aк.д•(hв.к.и-hв6)= aи•(h''и1-h'и1)• hто, (1.24)
Где aк.д=aк.д4=0,8696– расход основного конденсата через КИ;
Hв.к.и- энтальпияосновного конденсата после КИ;
Hв6=431,2 кдж/кг — энтальпия конденсата на выходе из подогревателя ПНС6 (определяется по давлениюнасыщения греющего пара смешивающего подогревателя);
aи=0,0094 — расход пара на испаритель(выход дистиллята из конденсационной установки для восполнения потерь);
H''и1=2689,2 кдж/кг — энтальпия вторичного пар на выходе из испарителя (на входе в конденсаториспарителя);
H'и1=455,1кдж/кг — энтальпия насыщения вторичного пара на выходе из конденсатора испарителя.
По формуле (1.24) найдемэнтальпию основного конденсата после КИ:
/>кдж/кг
/>1.7.3 Тепловой баланс ПНД5
Уравнение тепловогобаланса ПНД5 :
aп5•(hп5-hдр5)+aдр4• (hдр4- hдр5)= aк.д5•( hв5- hв.к.и.)•(1/ηто), (1.25)
Где aп5 — доля греющего пара, отбираемогоиз турбины для ПНД5;
Hп5=3025,7кдж/кг- энтальпия греющегопара в пятом отборе для ПНД5;
Hдр5=523,35 кдж/кг- энтальпияконденсата греющего пара после ПНД5;
aк.д5=aк.д4=0,8696– расход основного конденсата через ПНД5;
Hв5=511 кдж/кг — энтальпияконденсата на выходе из подогревателя ПНД5;
Hв.к.и=470 кдж/кг — энтальпия конденсата, подводимого к подогревателю ПНД5 от конденсатораиспарителя.
Находим долю греющегопара aп5, отбираемого для ПНД5 по формуле(1.25):
/>.
aп5 =0,012.
При этом, доля конденсатагреющего пара, сливаемого каскадно из ПНД5 в ПНС6 определяется по формуле(1.26):
aдр5=aп5+aдр4, (1.26)
aдр5= 0.012+0.044=0.0561.7.4 Тепловой баланс ПНС6
Уравнение тепловогобаланса ПНС6:
aк.д6• hв6•1/hто=a6• hп6+aк.д7•hв.о.у.+ hдр5•aдр5+aдр.и(h'5- hдр5), (1.27)
Где aк.д6=0,8696 – доля конденсатавыходящего из ПНС6;
Hв6=431,2 кдж/кг — энтальпия конденсата на выходе из подогревателя ПНС6;
a6 — доля греющего пара, отбираемогоиз турбины для ПНС6;
Hп6=2868,4кдж/кг- энтальпия греющегопара в шестом отборе для ПНС5;
aк.д7 — доля основного конденсата навходе в ПНС6;
Hв.о.у- энтальпия основного конденсатапосле охладителя уплотнений ОУ;
aдр.и=0.0096 – доля конденсатагреющего пара, поступающего в линию каскадного слива конденсата из ПНД5 в ПНС6;
Уравнение материальногобаланса для ПНС6:
aк.д6=a6+aк.д7+aдр5. (1.28)1.1.7.5 Тепловой баланс охладителя уплотнений ОУ
aк.д7•(hв.оу-hв7)= aоу•(hп.оу-hоу.др)•hто, (1.29)
Где hв7=247кдж/кг — энтальпия конденсата на выходе из подогревателя ПНД7;
aоу=0,003 — отвод пара из вторых камерпереднего и заднего уплотнений ЦВД и из концевых уплотнений в охладительуплотнений ОУ;
Hп.оу=2900 кдж/кг — энтальпия греющего пара, поступающего в охладитель уплотнений ОУ;
Hоу.др=570 кдж/кг — энтальпия конденсата греющего пара, поступающего из охладителя уплотнений ОУ вконденсатор.
Решая систему уравнений(1.27), (1.28) и (1.29):
/>

0,8696 • 431,2 •1/0,99=a6• 2868,4+aк.д7• hв.о.у.+ 523,35•0.056+0,0096•(532-523.35)
0,8696 =a6+aк.д7+0.056
aк.д7•(hв.оу-247)= 0,003 •(2900 -570)•0,99,
Получим следующиерезультаты:
/>a6=0,052
aк.д7=0,7315
Hв.оу=256,11 кдж/кг.
1.7.6 Тепловой баланс ПНД7
Уравнение тепловогобаланса ПНД4 :
aк.д7•(hв7- hв.оэ)= a7•(hп7-hдр7)•hто, (1.30)
Где hв7=247кдж/кг — энтальпия конденсата на выходе из подогреватляпнд7;
Hв.оэ – энтальпия основного конденсатаперед ПНД7, с учетом его подогрева в ОЭ. Считается по формуле (1.31):
Hв.оэ= hк+Δ hв.оэ, (1.31)
Где hк=108,9кдж/кг-энтальпияосновного конденсата перед охладителем эжектора;
Δ hв.оэ=16,7 кдж/кг-подогрев основного конденсата в охладителе эжектора.
Таким образомпо формуле (1.31) получаем:
Hв.оэ=108,9+16,7=125,6кдж/кг .
a7 — доля греющего пара, отбираемогоиз турбины для ПНД7;
Hп7=2666,1кдж/кг- энтальпия греющегопара в седьмом отборе для ПНД7;
Hдр7=275,61 кдж/кг- энтальпияконденсата греющего пара после ПНД7;
По формуле (30)определяем долю пара в седьмом отборе:
/>
a7=0,039
1.8 Материальныйбаланс пара и конденсата
Доли отборов пара изтурбины:
1-ый отбор a1=0,049;
2-ой отбор a2=0,065;
3-ий отбор a3=aп3+aд=0,03+0,01=0,04;
4-ый отбор a4=0,044;
5-ый отбор a5=aп5+aи.у=0,012+0,01049=0,02249;
6-ой отбор a6=0,052;
7-ой отбор a7=0,039.
/>.
Расход пара в конденсатор(по материальным балансам в конденсатно-питательном тракте) :
/>
aп.к=0,68851 .
Расход пара вконденсатор( по материальному балансу конденсатора):
aв.к=aк.д7-a7-aоу-aоэ=0,7315-0,039-0,003-0,001=0,6885
aв.к=0,68851 .
Погрешность материальногобаланса:
/>.
Такая точность расчётовбыла достигнута благодаря использованию ЭВМ.
1.9 Расходыпара и воды
 
1.9.1 Коэффициентынедовыработки
Определим срабатываемыйтеплоперепад в турбине по формуле (1.32):Hi=h0 — hпп1+hпп2 — hk, (1.32)
Где h0=3512,96 кдж/кг- энтальпия острогопара;
Hпп1=3121,1 кдж/кг- энтальпия параперед промежуточным перегревом;
Hпп2=3609,2 кдж/кг- энтальпия парапосле промежуточного перегрева;
Hk=2561 кдж/кг- энтальпия пара передконденсатором.
Hi=3512,96 — 3121,1 +3609,2 – 2561=1450кдж/кг.
Определяем коэффициентынедовыработки:
А) для первого отбора:
/>, (1.33)
Гдеh1=3217,9 кдж/кг- энтальпия пара в первом отборе;
/>.
Б) для второго отбора:
/>.(1.34)
В) дляостальных отборов:
/>,(1.35)
Где yj- коэффициент недовыработки для j-гоотбора;
Hj- энтальпия пара j-го отбора.
Результатырасчетов коэффициентов недовыработки сводим в таблицу 1.3:

Таблица 1.3.Результаты расчетов коэффициентов недовыработки
Номер
Отбора Энтальпия пара отбора hj, кдж/кг
Коэффициент
Недовыработки, yj
Доли отборов
Пара из турбины, aj Yj • aj 1 3217,9 0,7746 0,049 0,03796 2 3121,1 0,7461 0,065 0,0485 3 3413,9 0,5902 0,04 0,02361 4 3232,4 0,4855 0,044 0,02136 5 3025,7 0,3494 0,02249 0,00786 6 2868,4 0,2491 0,052 0,01295 7 2666,1 0,0784 0.039 0,00306 ∑ yj • aj - - - 0,1553
1.9.2 Расход пара вголову турбины
/> , (1.36)
Где Wэ =210мвт- номинальная электрическаямощность;
Yj- коэффициент недовыработки для j-гоотбора;
Αj-доли отборов пара из турбины;
Hi=1450кдж/кг- срабатываемыйтеплоперепад в турбине;
Ηмех=0,98- КПД механический;
Ηген=0,99 – КПД генератора.
/>кг/с.
1.9.3 Расход пара вотборы турбины:
D1 = a1•D0=0,049•167,1=8,19 кг/с;
D2 = a2•D0 = 0,065•167,1=10,86кг/с;
D3 = a3•D0 = 0,04•167,1=6,684 кг/с;
D4 = a4•D0=0,044•167,1=7,35 кг/с;
D5 = a5•D0=0,02249•167,1=3,758 кг/с;
D6 = a6•D0=0,052•167,1=8,69 кг/с;
D7 = a7•D0=0,039•167,1=6,52 кг/с.
Паровая нагрузкапарогенератора:
Dпг = aпг•D0==1,01•167,1=168,771 кг/с.
1.10 Энергетическийбаланс турбоагрегата
Определяем мощностьотсеков турбины и полную её мощность:
Wотс.i =Dотс.i • Hотс.i,(1.37)
Где Wотс.i — мощностьотсека турбины;
Dотс.i — пропуск парачерез отсек;
Hотс.i — внутреннеетеплопадение отсека.
Электрическая мощностьтурбоагрегата:
/> , (1.38)
Где /> — суммарная мощностьтурбоагрегата по отсекам без учёта механических потерь и потерь в генераторе;
hм- КПД механический;
hг — КПД электрического генератора.
hэм=0,985 — КПД с учётом механическихпотерь и потерь в генераторе.
Результаты расчётовсводим в таблицу 1.4.
Таблица1.4. Результаты расчётов мощности по отсекам.Отсек Интервал давлений, мпа Пропуск пара через отсек, кг/c Внутреннее теплопадение Hотс, кдж/кг Мощность отсека Wотс, мвт 0-1 12-3,8 165 263,8 43,53 1-2 3,8-2,56 158,91 96,8 15,38 ПП-3 2,35-1,2 148,05 195,3 28,9 3-4 1.2-0.63 141,366 181,5 25,66 4-5 0.63-0.27 134,016 206,7 27,7 5-6 0.27-0.125 130,258 157,3 20,5 6-7 0.125-0.026 121,568 202,3 24,59 7-К 0.026-0.0034 115,048 105,1 12,1
/>мвт.
Wэ = 213,19·0,985 = 210 мвт .
1.11 Энергетическиепоказатели энергоблока
Полный расход тепла натурбоустановку:
/>
Удельный расход теплатурбоустановкой на производство электроэнергии (без учета расходаэлектроэнергии на собственные нужды):
/>
Коэффициент полезногодействия турбоустановки по производству электроэнегии:

/>.
Тепловаянагрузка парогенератора:
Qпг=(hпг-hпв)•aпг•D0=(3512,96-1030)•1,01•210 =526,6мвт
Коэффициент полезногодействия транспорта тепла:
/>
Коэффициент полезногодействия парогенератора брутто принят:
hпг=0,94
Тепло, выделяемое присгорании топлива:
/>.
Абсолютныйэлектрический КПД турбоустановки:
/>.
Коэффициентполезного действия энергоблока (брутто):
/>
Или
/>.

Удельный расход тепла наэнергоблок:
/>.
Удельный расходэлектроэнергии на собственные нужды:
Эсн = 0,03.
Коэффициент полезногодействия энергоблока (нетто):
hн.эс =hэс•(1-Эсн) = 0,375·(1-0.03) =0.364.
Удельный расход условноготоплива (нетто) на энергоблок:
/>

2.Выбор основного и вспомогательного оборудования
Для ступенчатогоподогрева конденсата и питательной воды служат регенеративные подогреватели.Пар из отборов турбины подается в подогреватели как направляющая среда, в связис этим по давлению отбора различают подогреватели высокого и низкого давления(ПВД и ПНД). Выбор теплообменников заключается в расчете поверхности нагревадля определения марки подогревателя. ПВД и ПНД поверхностного типа, деаэраторыповышенного и атмосферного давления, смешивающего типа.
2.1 Выбор ПВД
Расчет достаточно провести для одногоподогревателя, например для ПВД 1.
Поверхность нагреваопределяется по формуле:
/> , м2 (2.1)
Где Q – тепловая мощностьподогревателя (квт);
K – коэффициенттеплопередачи;
Dt – средний логарифмическийтемпературный напор.
Расчет осуществим,разбивая подогреватель на три части: охладитель пара, собственно подогревательи охладитель дренажа. Таким образом, получим следующие формулы:
-  Для охладителя пара
Qоп= Dп·(hп-h``н), квт (2.2)
Где Dп=8,19 кг/с – расходотборного пара на подогреватель ;
Hп=3217,9 кдж/кг – энтальпия отборногопара перед подогревателем;
H``н=2800 кдж/кг — энтальпия насыщенияотборного пара.
Qоп= 8,19 ·(3217,9-2800)=3422,6квт;
-  Для собственно подогревателя
Qсп= Dп ·( h``н -h`н),квт (2.3)
Где h`н=1038.8 кдж/кг — энтальпиянасыщения воды при давлении в данном отборе.
Qсп= 8,19 ·( 2800-1038.8)=14424,2 квт;
-  Для охладителя дренажа
Qод= Dп ·( h`н – hдр),квт (2.4)
Где hдр=950 кдж/кг – энтальпия конденсатагреющего пара после ОД.
Qод= 8,19 ·( 1038.8 –950)=727,3 квт.
Тепловая мощностьподогревателя:Q= Qоп+ Qсп+ Qод=3422,6+14424,2+727,3 =18574,1 квт.
Cредний логарифмический температурныйнапор определяется по формуле:
/> , (2.5)
Где Δtб — наибольший теплоперепадтемператур между греющей и нагреваемой средой, °C;
Δtм — наименьший теплоперепадтемператур между греющей и нагреваемой средой, °C:
А) для охладителя пара
Δtб= tп- tпв.вых, (2.6)
Где tп=400°C-температурагреющего пара;
Tпв.вых=240°C-температура питательной воды после подогревателя;
Δtм= tн- tв.оп, (2.7)
Где tн=242°C — температуранасыщения греющего пара;
Tв.оп- температура питательной воды перед охладителем пара.Определяется по формуле (2.8):
Tв.оп= tпв.вых- Δtоп=240-5=235°C (2.8)
Где Δtоп=5°C – подогрев воды в охладителе пара.
Таким образом,по формулам (2.6) и (2.7) определяем:
Δtб=400-240=160°C,
Δtм= 242- 235=7°C.
Определяемтемпературный напор:
/>°C.
Б) для охладителя дренажа
Δtб= tн- tод.вых, (2.9)
Где tод.вых- температура воды послеохладителя дренажа. Определяется по формуле (2.10):
Tод.вых=tпв2+ Δtод=216,5+4=220,5°C, (2.10)
Где tпв2=216,5°C- температура воды передподогревателем;
Δtод=4°C — подогрев воды в охладителе дренажа.
Δtм=Qо.д.=10°C,
Где Qо.д=10°C-недоохлаждение конденсата греющего пара в подогревателе.
Таким образом,по формуле (2.9) определяем:
Δtб= 242- 220,5=21,5°C
Определяемтемпературный напор:
/>°C.

В)для собственно подогревателя
Δtб=21,5°C,
Δtм=7°C.
Определяемтемпературный напор:
/>°C.
График нагрева воды показанна рисунке 3.1:
/>/>/>/>/>/>Tп=400°C
/>

/>/>/>/>/>/>/>Tн=242°C q=2°C
/>

/>Tдр=226,5°C
10°C
/>/>Tпв2=216,5°C Δtод Δtсп Δtоп
Рисунок 2.1 — График нагреваводы
Определяем поверхностинагрева подогревателя по формуле (2.1), задаваясь значениями коэффициентовтеплопередачи:
Kоп= kод=1,5квт/м2·°C
Kсп=3 квт/м2·°C.
/>м2,
/>м2,
/>м2.

Общая поверхностьтеплообмена подогревателя составляет:
F=Fоп+ Fсп+ Fод=45,39+394,9+32,72=472,8 м2.
Таккак тепловая мощность первого ПВД больше, чем остальных ПВД, принимаем группуПВД с одинаковой поверхностью из стандартных теплообменников. Также необходимоучитывать давление в отборе, расход воды, давление воды. По данным параметрамсоответствует следующая группа ПВД:
ПВД 1: ПВ-475-230-50
ПВД 2: ПВ-475-230-50
ПВД 3: ПВ-475-230-50
ПВД с F = 475 м2,предельное давление воды 230 кгс/см2, расчетный расход воды 600 т/ч,максимальная температура воды на выходе 250 С, максимальное давление пара 5мпа.2.2 Выбор ПНД
ВыборПНД производится без разбиения его поверхности на три части. Расчет будемпроизводить для ПНД 4:
/>
Q= 7.35· (3032-653) = 16020квт.
/> ;k = 3; F= 390,8м2
Выбираем группу ПНД:№4,№5, №7
ПН-400-26-7-II; С3ТМ; F = 400 м2.
ПНС6 (подогревательсмешивающего типа) выбираем: ПНС-800-0,22.3 Выбор деаэратора питательной воды
Выбираем деаэратор длядеаэрации питательной воды следующего типа
ДП-1000 с расходом водына выходе 1000 т/ч. Давление в деаэраторе 0.59 мпа. К колонке деаэратораприсоединен бак аккумуляторный деаэратора емкостью 100 м3, для запаса воды ваварийных ситуациях с обеспечением работы блока на 15 минут.
2.4 Выбор испарителя
Выбираем испаритель длявосполнения потерь пара и конденсата следующего типа — И-350-1, с поверхностьютеплообмена 350м2.Максимальное давление пара 0,59мпа, номинальнаяпроизводительность по пару 5кг/с.2.5 Выбор конденсатора
Конденсаторвыбирают по максимальному расходу пара в конденсатор, температуре охлаждающейводы, по которым определяются давление в конденсаторе, расход охлаждающей воды.Поверхность охлаждения конденсатора определяется по формуле:
Dк = 115,048 кг/с
/>
Где Dк – расход пара вконденсатор, кг/с
Hк, h¢-энтальпия отработавшего пара иконденсата, кдж/кг
K-коэффициенттеплопередачи, квт/м2·°С. Принимаем к=4 квт/ м2·°С.
Dtср –средне логарифмическая разностьтемператур между паром и водой, °С
/>
Выбираем конденсатор типа200-КЦС-2 с поверхностью охлаждения F = 9000 м2, число ходов z = 2, расходохлаждающей воды W = 25000 м3/ч.2.6 Выбор конденсатных насосов
Конденсатные насосыслужат для подачи конденсата из конденсатора через подогреватели низкогодавления в деаэратор. Расчетная производительность
Конденсатного насосаопределяется по формуле:
/>
Полный напорконденсационного насоса первого подъема:
/>, (2.11)
Полный напорконденсационного насоса второго подъема:
/>, (2.12)
Где h г — геометрическаявысота подъема конденсата (для насосов первого подъема — разность уровней в конденсатореи насосе второго подъема, для насосов второго подъема — разность уровней внасосе и деаэраторе), м
Рд, рк –давление вдеаэраторе и конденсаторе, атм.
/>-сумма потерь напора в трубопроводахи подогревателях
Hкн.п1 = 5+10·(1,13-0,034)+10·6.4 = 80м.
Hкн.п2 = 25+10·(5,9-1,13)+10·8 = 152,7м.
Устанавливаем системуконденсатных насосов:
А) первый подъем – дванасоса (один резервный) КСВ-500-85:
Основной конденсат изконденсатора
/>

/>/>Основной Резервный
/>/>Насос насос
/>

Основной конденсат всистему регенерации
Рисунок 2.2- Конденсатныенасосы первого подъема
Б) второй подъем – тринасоса (3х50%) КСВ-320-160.
2.7 Выбор питательногонасоса
Выборпитательного насоса осуществляется по обеспечению парогенератора питательнойводой, максимальное потребление которого определяется максимальным расходом еепарогенераторами с запасом 5¸8%
Длябарабанных парогенераторов давление в питательном патрубке насоса, необходимоепри подаче, определяется по формуле:
Рн= рб+Dрб+рст+Dрсн, (2.13)
Гдерб –избыточное номинальное давление в барабане, мпа
Dрб– запас давления на открытие предохранительных клапанов, мпа
Dрб=0.08 рб
Рст– давление столба воды от уровня оси насоса до уровня воды в барабане, мпа
Рст= Нн*r*g*10-6, (2.14)
Dрсн– сумма потерь давления в напорных трубопроводах, мпа
Рб= 14.0 мпа; Dрб = 1.12 мпа; r = 800 кг/м3; (при t= 240°C); Нн = 28 м.
Рст= 28·9.81·800·10-6 = 0.22 мпа.
Dрсн= (15¸20%).Подставляя эти значения в (2.11) получим:
Рн= (1.12+14.0+0.22)·1.15 = 17,641 мпа
Расчетноедавление на всасывающем патрубке, мпа:
Рв= рд + рст.в — Dрсв, (2.15)
Гдерд = 0.73 мпа – давление в деаэраторе
Рст.в= rghв·10-6– давление столба воды от уровня ее в баке аккумуляторе до оси насоса Нв, мпа
Dрсв– потери давления в трубопроводе от деаэратора до насоса, мпа
Приt = 160°Cr= 907.4 кг/м3; Нв = 16 м
Рст.в= 16·9.818907.4·10-6 =0.142 мпа.
Dрсв»0.05 мпа, тогда получаем:
Рв= 0.588+0.142- 0.05 = 0.68 мпа.
Повышениедавления воды, которое будет создавать насос, мпа:
Dрпн= (рн – рв)·y
Гдеy=(1.05¸1.1)-коэффициентзапаса по давлению.
Dрпн=(17,641-0.68)·1.05 =17.41мпа .
Давлениев нагнетательном патрубке с учетом коэффициента запаса yрк:
yрк=1.05·рн =18,3 мпа.
Сучетом запаса воды (и повышения давления) выбираем насосы электрические (ПЭН)следующей марки 2хпэ 720-185:
Dпв.макс=1.08·Dп = 640·1.08 =691,2 т/ч
Максимальныйрасход воды 720 т/ч, максимальный напор 2030м.
/>Питательная вода из ДПВ
/>

/>/>Основной Резервный
/>/>Насос насос
Питательнаявода в систему регенерации
Рисунок2.3 — Питательные насосы
2.8Выбор котла
Осуществляетсяпо максимальному расходу пара на турбину с учетом потерь на продувку и впаропроводе, что составляет 2,5%, а так же по давлению свежего пара. Поэтомуисходя из всего выше сказанного по таблице выбираем котел. Более целесообразнов этой тепловой схеме будет поставить следующие типы котлоагрегатов:
Еп-640-140или Е-420-140.

3.Разработка мероприятий по очистке
Поверхностейнагрева котла
 
3.1Очистка внешних поверхностей нагрева
 
3.1.1Назначение и принцип работы установки дробевой очистки
Надежностьи экономичность работы котельных установок во многом определяетсязагрязненностью поверхностей нагрева. При сжигании мазута происходитинтенсивное загрязнение конвективных поверхностей нагрева с образованиемсвязанных отложений, что приводит к
- Увеличениюаэродинамического сопротивления газового тракта котла;
- Снижениюкоэффициента теплопередачи;
- Повышениютемпературы уходящих газов;
- СнижениюКПД котла.
Дляподдержания стабильных технико-экономических показателей котла применяютсредства профилактической очистки, наиболее эффективным из которых для опускныхгазоходов является дробевая очистка.
Установкадробевой очистки (УДО) предназначена для регулярной профилактической очисткиконвективных поверхностей нагрева от золовых отложений. При дробевом способеочистки используется кинетическая энергия свободно падающей металлической дробиокруглой формы размером 4 – 6 мм. Для очистки поверхностей нагрева дробь,поднятая на верх конвективной шахты, направляется в газоход и равномернораспределяется по его сечению. Каждая дробинка многократно участвует в процессеочистки и сбивает золу с поверхностей нагрева, расположенных на пути еедвижения. Сбитые частицы золы уносятся потоком дымовых газов за пределыконвективной шахты, а отработавшая дробь собирается в бункерах под конвективнойшахтой и вновь поднимается на верх котла для дальнейшего ее использования.
3.1.2Техническое описание установки дробевой очистки и ее узлов
Схемаустановки дробевой очистки изображена на чертеже 4. Установка дробевой очисткисостоит из двух контуров циркуляции дроби, осуществляющих следующие функции
- Транспортированиедроби на верх котла и ее отделение от транспортирующего ее воздуха;
- Подачадроби в конвективную шахту и равномерное ее распределение по сечению газохода;
- Отделениедроби от золы и хранение дроби между циклами очистки.
Необходимыенапор и расход воздуха для пневмотранспорта создают турбовоздуходувки типаТВ-80-1,6.
Контурустановки дробевой очистки включает следующие узлы:
- Дробеуловитель(1) служит для улавливания дроби, подаваемой на верх котла, и отделения ее оттранспортирующего воздуха.
- Дозатордроби (2) предназначен для распределения дроби в потолочные разбрызгиватели иее порционной подачи в котел. Внутри дозатора находится поворотное корыто сдвумя отсеками, расположенными по разные стороны от оси вращения и поочереднорасполагающимися под выходным патрубком дробеуловителя. После заполнения отсекаопределенным количеством дроби корыто под действием веса дроби поворачивается идробь из отсека высыпается в расположенный под ним отсекатель газов. Дробь издробеуловителя начинает заполнять другой отсек, после заполнения которогокорыто поворачивается в другую сторону и дробь поступает во второй отсекательгазов.
- Отсекательгазов (3) служит для предотвращения поступления дымовых газов в элементыустановки дробевой очистки при повышении давления в поворотной камере газоходакотла.
- Шибер-мигалка(4), расположенный на выходе из отсекателя газов, под весом ссыпавшейся на негоиз дозатора дроби открывается и пропускает дробь в течки, соединяющиеотсекатель газов с потолочными разбрызгивателями дроби. Изменением расстоянияот груза до оси рычага шибера-мигалки регулируется плотность прижатия шибера.
- Потолочныеразбрызгиватели дроби (5) предназначены для равномерного распределения дроби посечению конвективной шахты котла.
- Влагоотделитель(6) служит для предотвращения поступления влаги в нижние узлы установки привозникновении течи в котле. В процессе очистки котла влагоотделитель выполняетфункции отсеивания золы от дроби. Для исключения присосов воздуха в газоходкотла у открытого конца отвода влагоотделителя необходимо установить заслонкумигалку.
- Шибер(7) осуществляет выбор той или иной функции влагоотделителя. Управляется шиберобслуживающим персоналом вручную.
- Сепаратор(8) предназначен для улавливания крупных кусков шлака, обмуровки, огарковэлектродов и других посторонних предметов, поступающих из котла вместе сдробью, и хранения дроби. Улавливание крупных кусков происходит на выдвижнойсетке. Дробь хранится под выдвижной сеткой. Запорным органом для дроби служиткорыто, размещенное в питателе дроби (10). В верхней части сепараторарасположены два клапана (15), посредством рычагов соединенных спневмоцилиндрами (9). Клапаны служат для подачи атмосферного воздуха наотсеивание золы от дроби при работе установки дробевой очистки. Пневмоцилиндрырезиновым рукавом соединены с трубопроводом подачи воздуха к эжектору (12) длятранспорта дроби на верх котла.
- Питательдроби (10) служит для подачи дроби из сепаратора в эжектор. Количество дроби,подаваемой из сепаратора в эжектор, регулируется специальным регулятором (11)открытия запорного органа (корыта). С помощью этого регулятора обеспечиваетсяоптимальное соотношение дроби и воздуха для устойчивой работы эжектора.
- Эжектор(12) предназначен для транспортирования дроби установки на верх котла.
Подачавоздуха к установке дробевой очистки осуществляется от общего воздухопровода(16) по отводу с задвижкой (13). При открытии задвижки (13) воздух поступает кэжекторам (12) и пневмоцилиндрам (9). Происходит транспортирование дроби наверх котла в дробеуловители (1). Пневмоцилиндры (9) открывают клапаны (15) насепараторах (8), чем обеспечивается подача атмосферного воздуха в влагоотделитель(6) на отсеивание золы.
Издробеуловителей (1) дробь с помощью дозаторов (2) и отсекателей газов (3)поступает в потолочные разбрызгиватели (5) и рассеивается по сечению газохода.Проходя через поверхности нагрева, дробь сбивает с труб золовые отложения исобирается в бункерах газохода котла, из которых через влагоотделители (6)поступает в сепараторы (8). Зола отсеивается от дроби и выносится в газоход восходящимпотоком атмосферного воздуха, поступающим через клапаны сепаратора.
Хранениедроби между циклами очистки осуществляется в сепараторах ниже уровня сетки ивизуально контролируется ее количество, необходимое для проведения циклаочистки.
Контрольза давлением воздуха перед эжекторами осуществляется с помощью манометров (14).Устойчивый пневмотранспорт дроби на верх котла осуществляется при давлениивоздуха перед эжекторами не менее 0,04 мпа, при меньшем давлении воздухапневмотранспорт дроби неустойчив, из эжекторов происходит сильное пыление ивыбивание дроби.
3.1.3Режим очистки
Дробеваяочистка является профилактическим мероприятием, поэтому ее необходимо применятьна предварительно очищенных поверхностях нагрева конвективной шахты.
Режимочистки выбирается с таким расчетом, чтобы аэродинамическое сопротивлениегазового тракта и температура уходящих газов оставались на одном уровне втечении всей рабочей компании котла.
Дляданного котла при пуско-наладочных работах предварительно устанавливаетсяследующий режим очистки:
Периодичность– 1 раз в сутки;
Продолжительностьочистки – 30-40 мин.
Вовремя эксплуатации котла первоначально установленный режим может бытьскорректирован в зависимости от характера и интенсивности золовых отложений
3.2Очистка внутренних поверхностей нагрева
 
3.2.1Назначение и описание схемы очистки внутренних поверхностей нагрева
Впроцессе эксплуатации котла на его внутренних поверхностях нагрева образуютсяотложения с различными химическими и физическим характеристиками. Для примера втаблице 4.1 приведен химический анализ отложений для данного типа котла,установленного на ВТЭЦ-1.
Таблица4.1. Химический анализ отложений на внутренних поверхностях нагрева котла.Поверхность нагрева Sio2 Fe2O3 Cuo Cao Mgo P2O5 SO3 Лобовые экраны 1,9 65,3 2,7 5,8 2,9 18,3 0,7 Боковые экраны 2,1 79,2 4,31 3,8 2,4 7,8 0,6 Водяной экономайзер 0,9 96,7 Отс. 0,7 0,2 0,9 0,2 Конвективный пароперегреватель 0,7 99,1 Отс. Отс. Отс. Отс. Отс.
Дляхимической очистки поверхностей нагрева котла используется схема, включающая всебя:
- Циркуляционныйбак емкостью 25 м3, оборудованный водоуказательным стеком, дренажной ипереливной линиями, лестницей с перилами и ограждениями, люком для загрузкисыпучих реагентов;
- Напорныйи сбросной трубопроводы;
- Насосыкислотной промывки 1Д-630-90-УХЛ4.
Кциркуляционному баку подведены трубопроводы подачи реагентов, пара, воды ивоздуха. Реагенты (кислота и аммиак) подаются насосами из емкостей хранения,находящихся в химическом цехе.
Схемапредусматривает очистку только экранной системы «методом травления».Пароперегреватель и водяной экономайзер перед началом промывки заполняютсяводой и после каждой операции водяной экономайзер прокачивается через барабанкотла. Моющие и пассивирующие растворы, вода для отмывки подаются в контурчерез нижние точки котла.
Подогревмоющих растворов осуществляется путем подачи пара в циркуляционный бак, аперемешивание – сжатым воздухом и насосами кислотной промывки.
Сбросотработанных растворов осуществляется на узел нейтрализации химического цеха.Отмывочные воды с рн=6,5-8,5 сбрасываются в ливневую канализацию и направляютсяв озера повторного использования, где в дальнейшем могут быть использованы дляконтуров циркуляции охлаждающей воды конденсаторов турбин.
Моющиерастворы готовятся на технической воде, а пассивирующие – на химическиобессоленной.
3.2.2Технологический режим очистки внутренних поверхностей нагрева котла
Технологическийрежим очистки внутренних поверхностей нагрева котла производится в следующемпорядке.
1. Воднаяотмывка. Операция предназначена для удаления с поверхностей нагрева рыхлыхотложений и продуктов коррозии, а также случайных загрязнений, попавших втрубную систему в процессе ремонта котла. Отмывка производится до осветленияводы на сбросе в ливневую канализацию.
2. Кислотнаястадия. Операция предназначена для удаления отложений с внутренних поверхностейнагрева. При этом промываемый контур заполняется горячим растворомингибированной соляной кислоты с уротропином до появления его в контрольнойточке. Длительность обработки 3-4 часа с постоянным барботажем сжатым воздухомдля перемешивания моющего раствора. По истечении времени основная часть моющегораствора сливается на узел нейтрализации химического цеха, а остатки в приямокс последующей откачкой также узел нейтрализации химического цеха.
3. Воднаяотмывка. Проводится технической водой. При этом контур поочередно заполняетсядо контрольной точки и опорожняется на узел нейтрализации химического цеха илив приямок до осветления воды и рн не менее 6,5 на сбросе.
4. Аммиачнаяобработка. Операция предназначена для удаления соединений меди и нейтрализацииповерхностей нагрева. При этом контур заполняется 1 % раствором аммиака доконтрольной точки. Длительность обработки 1-2 часа с постоянным барботажемсжатым воздухом. По истечении времени моющий раствор сливается на узелнейтрализации химического цеха.
5. Воднаяотмывка. Проводится химобессоленной водой. При этом контур поочереднозаполняется до контрольной точки и опорожняется на узел нейтрализациихимического цеха или в приямок до осветления воды и рн не более 8,5 на сбросе.
6. Пассивация.Операция предназначена для защиты поверхностей нагрева от стояночной коррозии.После водной отмывки котел заполняется аммиачным раствором гидразингидрата.После чего бак приготовления раствора промывается конденсатом с последующейоткачкой воды также в котел для вытеснения пассивирующего раствора из схемы егоподачи. Далее котел заполняется до минимально возможного растопочного уровня ирастапливается согласно инструкции по эксплуатации в режиме пуска котла изхолодного состояния. При температуре насыщения 150-160 С топочный режимстабилизируется. При этом арматура на паропроводах к общестанционной магистрализакрыта, а продувка барабана и паропроводов в атмосферу открыта. Данный режимподдерживается течении 12 часов. При этом рн пассивирующего раствора в контуредолжен быть 10,5-11,0, а концентрация гидразина 300-500 мг/кг. По окончаниипассивации котел гасится, при давлении в барабане 0,8-1,0 мпа начинаетсядренирование котла на узел нейтрализации химического цеха.

4.Техника безопасности
 
4.1Техника безопасности при эксплуатации установки дробевой очистки котла
Всеработы по эксплуатации установки дробевой очистки должны производиться встрогом соответствии с требованиями «Правил техники безопасности приэксплуатации тепломеханического оборудования электростанции и тепловых сетей».
Весьперсонал, допущенный к обслуживанию установок дробевой очистки, проходитинструктаж по технике безопасности.
Ремонтныеработы на установке дробевой очистки производятся по нарядам.
Освещенностьмест расположения узлов установки дробевой очистки и щитов управления должнасоответствовать установленным нормам и составлять не менее 20 люкс.
Привыбивании дроби, пар, воды или дымовых газов из узлов установки дробевойочистки следует немедленно прекратить работу и сообщить об этом начальникусмены КТЦ. Последующий пуск возможен только после устранения дефекта.
Очисткувыдвижной сетки сепаратора не производить руками. Использовать для этой целискребок.
Недопускать попадания посторонних предметов в контуры циркуляции дроби.
Осмотри очистку узлов установки дробевой очистки производить в защитных очках. Припопадании сернистых отложений в глаза промыть их 5 % раствором двууглекислогонатрия (питьевой содой).
Припромывках конвективной шахты не допускать попадания воды в узлы установкидробевой очистки.
Запрещаетсяэксплуатация установки дробевой очистки при неисправности отдельных узлов.
Запрещаетсязагромождать место обслуживания установки дробевой очистки предметами,препятствующими ее обслуживание.
Запрещаетсяпроизводить любые ремонтные работы на работающей установке.
Напомостах и площадках обслуживания узлов установки дробевой очистки не должнобыть дроби.
4.2Техника безопасности при проведении химической очистки котла
Припроведении химической очистки необходимо соблюдать общие «Правила техникибезопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанции итепловых сетей».
Работыпо химической очистке проводятся по наряду-допуску.
Нарабочем месте необходимо иметь медицинскую аптечку, нейтрализующие растворыбикарбоната натрия (2 % и 5 %) и борной кислоты (2 % и 5 %), мыло, полотенце,салфетки.
Лица,не участвующие в очистке, в зону промываемого оборудования не допускаются.
Местапроизводства работ по химической очистке должны быть ограждены и хорошоосвещены. Также вывешиваются плакаты-знаки: «Осторожно! Едкие вещества»,«Осторожно! Опасная зона», «Проход закрыт».
Всеработы, не связанные с кислотной промывкой, на котле запрещены.
Всеработы, связанные с применением открытого огня, а также газоэлектросварочныеработы возле промывочного бака, проботборных точек, в местах складированияреагентов категорически запрещаются.

5.Экология
 
5.1Золоулавливание
 
Сжиганиетоплива на ТЭС связано с образованием продуктов сгорания, содержащих летучуюзолу, частицы недогоревшего пылевидного топлива, сернистый и серный ангидрид,оксиды азота и газообразные продукты неполного сгорания, а при сжигании мазута,кроме того, соединения ванадия, соли натрия, коксик и частицы сажи. В золенекоторых топлив имеется мышьяк, свободный диоксид кремния, свободный оксидкальция и др. В связи, с этим при эксплуатации энергоблоков большое значениеимеют вопросы очистки дымовых газов от вредных продуктов и золоулавливания.
Проектированиеи сооружение электростанций ведутся с соблюдением требований по предельнодопустимым концентрациям основных выбросов, загрязняющих атмосферу отходящимигазами, на уровне дыхания человека. Это обеспечивается установкой эффективныхзолоуловителей и сооружением дымовых труб, позволяющих рассеивать дымовые газына большие расстояния, снижая тем самым локальные концентрации вредных веществ.
Золоуловителидолжны иметь коэффициент золоулавливания не менее 99% для КЭС мощностью 2400мвт и выше и ТЭЦ мощностью 500 мвт и выше при приведенной зольности топлива неболее 4%, при большой зольности топлива коэффициент золоулавливания должен бытьне менее 99,5%. Для КЭС и ТЭЦ меньшей мощности коэффициент золоулавливанияпринимается от 96% до 99%.
Вкачестве золоуловителей, как правило, применяют электрофильтры, мокрыезолоуловители и батарейные циклоны.

5.2Золоудаление
 
Системаудаления и складирования золы и шлака современных крупных электрическихстанций, называемая золоудалением, представляет собой сложный комплекс,включающий специальное оборудование и устройства, а также многочисленныеинженерные сооружения. Её назначением является удаление шлака, образующегося втопках, и золы, уловленной золоуловителями парогенераторов, транспорт их запределы территории электростанции, часто на значительное расстояние (до 10 км ибольше), и организации на золошлакоотвалах.
На действующих электростанциях страны в основномосуществлено гидровлическое золошлакоудоление.
Различают следующие системы гидрозолоудаления:
- Совместный гидротранспорт шлакаи золы центробежными насосами, эжекторными гидроаппратами, по самотечнымканалам;
- Раздельный гидротранспорт, когдашлаковую пульпу транспортируют багерными насосами или эжекторнымигидроаппаратами, а золовую пульпу – центробежными насосами, либо и шлак и золутранспортируют по отдельным самотечным каналам.
Гидротранспорт золы и шлака по самотечным каналамили трубам явля-ется наиболее простым, надёжным и экономичным, но его возможноосущест-влять лишь в сравнительно редких случаях, когда имеется благоприятныйпрофиль местности и золошлакоотвал располагается на значительно более низкомуровне, чем главное здание электростанции.

Заключение
Входе проведённой работы был произведён расчёт конденсационного энергоблокамощностью 210 мвт. Были определены его основные энергетические показатели, показателитурбоустановки и энергоблока в целом, произведён выбор основного и вспомогательногооборудования. Были предложены меры по охране окружающей среды. Результатырасчетов показали, что основное и вспомогательное оборудование данногоэнергоблока и энергоблок в целом соответствуют современным требованиям попроектированию, сооружению и эксплуатации тепловых электрических станций.
Виндивидуальной части работы был осуществлен тепловой расчет котла, целькоторого – определение основных параметров (температуры, давления, энтальпии)воды, пара и дымовых газов в отдельных узлах котлоагрегата. В работе былииспользованы практические материалы исследования данного типа котла.Установлена зависимость КПД, температуры уходящих газов и аэродинамическиххарактеристик котла от толщины отложений на внешних стороне конвективныхповерхностей нагрева.
Разработанымероприятия по борьбе с отложениями на внешней и внутренней поверхностяхнагрева. Для борьбы с внешними отложениями в конвективной части газоходапредложена дробевая очистка. Преимуществами данного метода очистки являются:
- Производствоочистки в период работы котла;
- Нетребуются реагенты;
- Высокоекачество очистки при малом времени ее проведения;
- Нетребуется дополнительного оборудования для удаления продуктов очистки.
Дляборьбы с внутренними отложениями предложен химический метод очистки, включающийв себя следующие этапы:
- Воднаяотмывка;
- Обработкараствором соляной кислоты с ингибитором методом травления;
- Обработкааммиачным раствором;
- Пассивацияаммиачным раствором гидразингидрата.
Взаключении следует заметить, что для уменьшения скорости образования отложенийна внутренних поверхностях нагрева котла и увеличения межремонтного срокаэксплуатации следует вести правильный воднохимический режим.

Списоклитературы
1.ВукаловичМ. П. Термодинамические свойства воды и водяного пара.- М.:Энергоатомиздат,1999.
2.Другов Л.И., Игнатьевский Е.А.Вспомогательное оборудование машинных (турбинных) цехов тепловыхэлектростанций.- М.: “Высшая школа”,1975.
3.Двойшников В.А., Деев Л.В., Изюмов М.А. «Конструкция и расчёт котлов икотельных установок» — М: Машиностроение, 1988. — 264с.;
4. Кисилёв Н.А.«Котельные установки» — М: Высшая школа, 1975. — 277с.
5.Рихтер Л. А., Елизаров Д. П., Лавыгин В. М. Вспомогательное оборудование тепловыхэлектростанций.-М.: Энергоатомиздат,1987.
6. Рыжкин В. Я. Тепловыеэлектрические станции. — М.: «Энергия», 1976.
7. Стерман Л. С., Лавыгин В. М.,Тишин С. Г. Тепловые и атомные электрические станции.- М.: Энергоатомиздат,1995.
8.Стырикович М.А., Резников М.И. «Парогенераторы электростанций» — М:Энергия, 1969. — 384с.
9. Борщов Д.А. «Эксплуатацияэнергетических котлов» – М: Стройиздат, 1978. – 246 с
10. Щегляев А. В. Паровые турбины.-М.: Энергия, 1976.
11. Дудко С.И. «Ремонт котлов тепловыхэлектростанций» – Киев: Будiвельник,1973. – 358 с.
12. Мухин С.И., Маховер О.С.«Руководство по наладке энергетических котлов» — Л: Недра, 1979. – 312с
13. Павлов И.И., Федоров М.Н.«Котельные установки» — М: Стройиздат, 1986. – 232 с
14.Методическиеуказания по оформлению пояснительной записки выпускной работы на степеньбакалавра/ Е. А. Маликов; ВФ МЭИ (ТУ).- Волжский, 2001.-15с.

/>
Рисунок 1.2 – Процессрасширения пара в турбине