методичка по ТЭСиАЭС, выбор оборудования

31

Как правило, следует применять открытую установку золоуловителей с закрытием во всех климатических зонах нижней бункерной части и верхних сопел орошения мокрых золоуловителей.

Врайонах с расчетной температурой отопления минус 20 °С и ниже мокрые золоуловители устанавливаются в помещении.

Система газоходов перед и после золоуловителей, а также их компоновка, должны обеспечивать равномерную раздачу дымовых газов по аппаратам при минимальном сопротивлении газового тракта.

Вгазоходах, при необходимости, устанавливаются направляющие лопатки или другие газораспределительные устройства.

Температура и влагосодержание дымовых газов, поступающих в электрофильтры, должны обеспечивать возможность высокоэффективной очистки газов от золы сжигаемого топлива, с учетом ее электрофизических свойств.

Если температура и влагосодержание дымовых газов за парогенератором не обеспечивают благоприятных электрофизических свойств золы, необходимых для эффективной работы электрофильтров, требуемые температура и влагосодержание газов достигаются соответствующими мероприятиями по котлу или устройством специальной установки перед электрофильтром.

Высоковольтные агрегаты питания электрофильтров размещаются в специальной помещении.

Не допускается сброс в бункера электрофильтров воздуха или газов из системы аспирации, дробеочистки и др. Сброс сушильного агента из разомкнутой системы пылеприготовления в дымовые газы перед электрофильтром допускается при условии выполнения требований взрыво-

ипожаробезопасности.

Температура дымовых газов за мокрыми золоуловителями при любых режимах работы парогенератора должна быть не менее, чем на 15 °С выше точки росы газов по водяным парам.

На газоходах каждого золоуловителя по заданию организации, проектирующей золоуловители, предусматриваются люки и площадки для определения эффективности золоулавливания.

Электрофильтры и батарейные циклоны оборудуются системой сбора и транспорта сухой золы. Под бункерами золоуловителей устанавливаются устройства, исключающие присосы воздуха в бункера. Эти устройства должны обеспечивать нормальную работу систем сухого и мокрого золоудаления при всех режимах встряхивания осадительных электродов.

32

Сухие золоуловители должны иметь теплоизоляцию и систему обогрева нижней части бункера, обеспечивающий температуру стенки бункеров не менее, чем на 15 °С выше точки росы дымовых газов по водяным парам.

2.11. Пылеприготовительная установка

Существует много схем пылеприготовления, применяемых в зависимости от физико-химических свойств сжигаемых топлив, составляющих две основные группы: индивидуальные и центральные схемы. Для котельных агрегатов промышленных ТЭЦ и котельных паропроизводительностью до 420 т/ч применяются индивидуальные системы пылеприготовления с прямым вдуванием и с промежуточным бункером.

При шаровых барабанных мельницах пылеприготовительная установка выполняется, как правило, по схеме с промежуточными бункерами. На котел паропроизводительностью 400 т/ч и более устанавливается не менее двух мельниц. Для котлов меньшей паропроизводительности, а также для водогрейных котлов мощностью 180 Гкал/ч и ниже принимается установка одной мельницы на котел. При этом во всех случаях осуществляется связь по бункерам пыли с соседними котлами. Производительность мельниц выбирается из расчета обеспечения 110÷115 % номинальной паропроизводительности (теплопроизводительности) котла.

При среднеходных мельницах, мельницах-вентиляторах, а также молотковых мельницах пылеприготовительная установка, как правило, выполняется по схеме с прямым вдуванием. Применение пылевых бункеров при этих мельницах допускается при соответствующем обосновании.

Количество мельниц в системах с прямым вдуванием для котлов паропроизводительностью 400 т/ч и более выбирается не менее трех; для котлов меньшей паропроизводительности, а также водогрейных котлов 180 Гкал и ниже выбирается не менее двух мельниц. Производительность этих мельниц выбирается с расчетом, чтобы при остановке одной из них оставшиеся без учета возможности форсировки, обеспечили: при двух установленных мельницах не менее 60 %, при 3-х мельницах – не менее 80 %, при 4-х мельницах не менее 90 %, при 5-и и более мельницах – 100 % номинальной производительности котла. При установке этих мельниц в системе пылеприготовления с пылевым бункером коэффициент запаса производительности мельниц выбирается при двух установленных мельницах на котел 1,35, при трех – 1,2, при четырех и более – 1,1.

33

Взвешивание топлива производится в тракте топливоподачи. Автоматические весы перед мельницами не устанавливаются.

Производительность питателей сырого угля принимается с коэффициентом запаса 1,1 к производительности мельниц.

Производительность питателей пыли выбирается из расчета обеспечения номинальной производительности котла при работе всех питателей с нагрузкой 70÷75% их номинальной производительности.

Питатели сырого угля для молотковых мельниц при схемах с прямым вдуванием и питатели пыли снабжаются электродвигателями с возможностью широкого регулирования числа оборотов (до 1 : 5).

Полезная емкость бункеров сырого топлива котельной принимается из расчета не менее:

для каменных углей и АШ – 8-часового запаса по АШ; для бурых углей и сланцев – 5-часового запаса; для торфа – 3-х часового запаса.

Угол наклона стенок бункеров и размеры их выходных отверстий принимаются:

а) для углей с нормальными сыпучими свойствами (угол естественного откоса не более 60 ) угол наклона стенок 60 , размеры отверстия не менее 1,1 м во всех направлениях;

б) для углей с ухудшенными сыпучими свойствами (угол естественного откоса больше 60 ) угол наклона стенок 65 , размеры отверстия не менее 1,6 м, во всех направлениях;

в) для шлама, промпродукта и других углей, имеющих угол естественного откоса более 70 - угол наклона стенок не менее 70 и размер отверстия не менее 1,8 м во всех направлениях.

Допускается применять меньшие размеры выходных отверстий бункеров в зависимости от конструкции и размеров питателей угля и производительности мельниц при сохранении площади выходных отверстий.

Выходное сечение бункеров сырого угля и течек на питатель принимается не менее 1000 мм в любом направлении.

Внутренние грани углов бункеров закругляются или перекрываются плоскостью.

Бункера сырого угля и торфа котельной снабжаются пневмообрушителями.

Полезная емкость промежуточных бункеров пыли в котельной должна обеспечить не менее 2÷2,5 часового запаса номинальной потребности котла, сверх "несрабатываемой" емкости бункера, необходимой для надежной работы пылепитателей.

34

При установке одной мельницы на котел полезная емкость бункера пыли должна обеспечить 4-часовой запас пыли.

Для блоков 300 МВт применяется индивидуальная система пылеприготовления.

Центральный пылезавод с паровыми сушилками применяется, как правило, для электрических станций с блоками 500 и 800 МВт, сжигающих твердое топливо в виде пыли.

При сжигании сухих каменных углей (типа Экибастузских) для блоков 500 и 800 МВт могут применяться индивидуальные системы пылеприготовления с молотковыми мельницами.

Исходные показатели для выбора системы пылеприготовления и выбор числа мельниц приведены в [1; 2].

2.13. Дымовая труба

Высота дымовых труб выбирается в соответствии с утвержденной методикой расчета рассеивания в атмосфере выбросов и проверяется по допустимой запыленности перед дымососом.

Высота трубы рассчитывается по условиям рассеивания твердых частиц и газообразных вредностей. При этом высота трубы может лимитироваться выбросом золы или окислов серы и азота.

Для ТЭЦ дымовая труба должна рассчитываться как на летние, так и на зимние условия работы, а для КЭС только на летние. Рассчитав высоту трубы в первом приближении для каждого из этих случаев, в техникоэкономическом расчете принимаем большее значение.

Высота дымовой трубы в первом приближении рассчитывается по формуле приведенной в [3]:

где А – коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности;

М – суммарный выброс SO2+NO2 или золы, г/с; F – коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе,

для расчета по SO2 принимается равным 1, для расчета по выбросу золы равен 2 при КПД золоуловителя не менее 90 % и равен 2,5 при КПД от 90 до 70 %, при КПД золоуловителя менее 70 % принимается равным 3; V – суммарный объемный расход газов, выбрасываемых через устье дымовой

35

трубы, м3/с; Т – разности температур между выходящими из трубы газами и окружающим воздухом, К; стр – концентрация веществ в атмосферном воздухе.

Высота дымовой трубы, полученная в результате расчета должна быть приравнена к ближайшему наибольшему значению из стандартного ряда высот: 150; 180; 210; 240.

3. К ВЫПОЛНЕНИЮ РАСЧЕТНОГО ЗАДАНИЯ

Студенту, выполняющему расчет по данному курсу, необходимо произвести выбор основного и ряд вспомогательного оборудования.

Из вспомогательного теплотехнического оборудования, обязательным для обоснованного выбора являются:

-конденсатор;

-регенеративные подогреватели;

-деаэраторы;

-сетевые подогреватели;

-пиковые водогрейные котлы;

-питательные насосы;

-конденсатные насосы;

-циркуляционные насосы для АЭС;

-насосы охлаждающей воды;

-сетевые насосы;

-дутьевые вентиляторы;

-золоуловители;

-дымососы;

-дымовые трубы.

Для выбора вспомогательного оборудования нужно знать какие параметры рабочей среды оно должно обеспечить.

Эти параметры для оборудование пароводяного тракта определяются на основании расчета принципиальной схемы, а для оборудования газовоздушного тракта – на основании теплового и материального баланса котельной установки.

Перед тем как выбрать тип или марку оборудования, студен должен указать, при каких условиях это оборудование должно работать. Например, перед выбором каждого регенеративного подогревателя должно быть определено:

-расход воды через подогреватель;

-давление и температура воды на входе в подогреватель;

36

-давление и температура воды на выходе из подогревателя;

-расход, давление и температура греющего пара;

-давление в корпусе подогревателя;

-температура дренажа;

-расчетный тепловой поток.

Набор этих сведений является минимально необходимым для выбора наиболее близко подходящего для разрабатываемой тепловой схемы подогревателя из выпускаемых машиностроительными заводами [1].

При отсутствии необходимого серийно выпускаемого оборудования вместо марки можно отметить "новый тип".

При выборе оборудования следует учитывать запасы по расходам и давлениям, а также резервирование оборудования, принимаемые на основании опыта эксплуатации ЭС [17].

При работе над расчетным заданием полезно придерживаться порядка и последовательности, рекомендованных в данном пособии.

Студенты могут использовать и другой справочный материал со ссылкой на него. При этом могут учитываться заводские каталоги и рекламные издания фирм, периодически обновляющих свой ассортимент.

4. ПРИМЕР ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ

Исходные данные: турбоустановка Т–175–130 с номинальной тепловой мощностью отборов Qтном = 314 МВт, αтэц = 0,5, расчетная нагрузка теплоснабжения жилого массива Qср.в = 2512 МВт.

Задание: произвести выбор типоразмера и количества основного и вспомогательного оборудования.

Выбор оборудования:

1. Определение количества турбин на станции

i

Qтномi αтэц Qср.в 0,5 2512 1256МВт

1

Количество турбин на станции:

37

2. Выбор парового котла

Выбор типа котлов в основном ограничивается двумя типами: барабанными и прямоточными. При выборе котлов, помимо начальных параметров пара, учитывают качество исходной воды и величину потерь теплоносителя, водный режим, стоимость котла, график нагрузки станции, снижение параметров пара на пути от парогенератора до турбоустановки и многое другое.

Основными характеристиками паровых котлов являются их производительность и параметры пара после первичного и промежуточного перегревателей. Производительность выбираемого парового котла должна учитывать увеличение расхода пара на турбину за счет повышения давления в конденсаторе в летнее время, утечек пара и конденсата, включения сетевых установок для отпуска тепла и других расходов.

В соответствии с этим производительность парового котла выбирается по максимальному пропуску свежего пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды электростанции и обеспечения некоторого запаса для использования вращающегося резерва и других целей.

С учетом гидравлических и тепловых потерь в паровом тракте блока от котла до турбины давление пара за котлом должно быть выше номинального для турбины на 4÷9%, а температура на 1÷2%.

Dпк D0 1,03 205 1,03 211,15кгс 760,14 тч

Для данного расхода пара выбираем котел марки Е-820-140 ГМ (БКЗ-820- 140ГМ5) производительностью 820 т/ч абсолютное давление пара 13,8 МПа КПД котла ηка 93,8%, масса – 3690 т.

3 Выбор деаэратора

Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу. На каждый блок устанавливается один деаэратор. В зависимости от соотношения пропуска воды через деаэратор и нужного объема баков принимают по одному или по два деаэратора на один бак. Возможна также установка одного деаэратора на два бака, соединенных между собой линиями пара и воды. Деаэраторы добавочной воды выбирают централизованно для всей ТЭС или ее очередей.

Запас питательной воды в баках деаэраторов должен обеспечивать работу станции в течении 10 минут.

Для расхода питательной воды Dпв 209,54кгс выбираем следующую марку деаэратора – ДП-1000-4.

38

Табл. Параметры деаэратора ДП-1000-4.

39

4. Выбор питательного насоса.

Высота столба питательной воды от деаэратора до питательного насоса:

zв 25м.вод.ст.

Высота столба питательной воды от питательного насоса до барабана: zн 32,9м.вод.ст.

Допустимый кавитационный запас: Н 15м.вод.ст.

Давление на стороне всасывания рассчитывается из условия недопущения вскипания воды при попадании её на быстровращающиеся лопасти колеса насоса:

pв pд рнд 0,59 0,25 0,84 МПа,

где pд – давление в деаэраторе; рнд– давление столба воды от деаэратора до насоса.

Давление на нагнетания, развиваемое насосом, определяется заданным давлением в конечной точке тракта, суммарными гидравлическими сопротивлениями тракта и разницей геометрических отметок между точками перемещения среды:

pн pб рнб 13,8 0,33 14,13МПа,

где pб– давление в барабане котла; рнб– давление столба воды от барабана котла до насоса.

Так как питательная вода на всасывании в насос приходит из

40

Производительность насосов определяется максимальным расходом питательной воды на котел с запасом не менее 5%:

5. Выбор конденсатного насоса

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

Расход пара в конденсатор при конденсационном режиме:

Между объемным и массовым расходами выполняется соотношение:

По подаче выбираем 2 конденсатных насоса КсВ- 320-160, работающих на 50% нагрузки. Еще один насос того же типоразмера находится в запасе.