Курсовой проект по дисциплине Газотурбинные и парогазовые тэс
![]()
|
7.3. Выбор питательных насосов Выбираются на подачу питательной воды при максимальной мощности блока с запасом не менее 5%. Расчётный напор питательного насоса должен превышать давление пара на выходе из котла с учётом потерь давления в тракте и необходимой высоты подъёма воды. 7.3.1. Питательный насос контура высокого давления Рабочее значение расхода: ![]() Максимальная подача питательного насоса контура ВД: ![]() Напор, развиваемый насосом: ![]() Выбирается два питательных насоса (один резервный) типа ПТН-350-950 [4, табл. 5.4.] со следующими характеристиками. Таблица 7 - Характеристики питательного насоса ПН-950-350 для контура ВД
7.3.2. Питательный насос контура низкого давления Рабочее значение расхода: ![]() Максимальная подача питательного насоса контура НД: ![]() Напор, развиваемый насосом: ![]() Выбирается два питательных насоса (один резервный) типа КсД140-140/3 со следующими характеристиками. Таблица 8 – Рабочие характеристики питательного насоса контура НД (2 шт.)
7.4. Выбор насоса рециркуляции Рабочее значение расхода: ![]() Максимальная подача питательного насоса контура НД: ![]() Выбирается два рециркуляционных насоса (один резервный) типа КсВ320-160 со следующими характеристиками. Таблица 9 – Рабочие характеристики рециркуляционного насоса контура НД (2 шт.)
7.5. Сепаратор Сепаратор – устройство для отделения капельной влаги от водяного пара (паросушения). Давление на входе в сепаратор: ![]() Значение степени сухости пара на выходе из сепаратора: ![]() Давление за сепаратором: ![]() Расход сепарата: ![]() Расход пара, проходящий через сепаратор: ![]() 8. Конструкторский расчёт горизонтального двухконтурного котла утилизатора 8.1 Прототип котла утилизатора В качестве прототипа котла утилизатора примем серию котлов «П», выпускаемую АО «Подольский машиностроительный завод» [3, табл. 8.7]. 8.2 Параметры секции Поверхности нагрева имеют шахматное расположение труб единого сортамента (Сталь 20, кроме пароперегревателя ВД для которого использована сталь 12Х1МФ). Типовая секция состоит из двух рядов оребренных труб с шахматным расположением, объединенных коллекторами с диаметром 168 мм и толщиной стенок 15 мм. Ширина типовой секции 2340 мм, а высота 11800 мм (по осям коллекторов). Количество параллельно включенных секций в ряду, примем: ![]() Количество труб в секции: ![]() Характеристики труб: ![]() Шаг трубы: ![]() ![]() Длина трубы: ![]() Шаг ребра: ![]() Высота ребра: ![]() Толщина ребра: ![]() 8.3. Расчет температурных напоров 8.3.1 Пароперегреватель высокого давления: ![]() ![]() ![]() 8.3.2 Испаритель высокого давления: ![]() ![]() ![]() 8.3.3 Экономайзер высокого давления: ![]() ![]() ![]() 8.3.4 Пароперегреватель низкого давления: ![]() ![]() ![]() 8.3.5 Испаритель низкого давления: ![]() ![]() ![]() 8.3.6 Газовый подогреватель конденсата: ![]() ![]() ![]() Результаты расчета сведем в таблицу 10. Таблица 10 – Результаты расчетов температурного напора
8.4. Расчет характеристик труб ![]() ![]() Рисунок 3 – Геометрические характеристики поверхности с поперечными круглыми ребрами и шахматного пучка труб. ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() 8.4.1 Площадь гладкой трубы: ![]() 8.4.2 Относительный поперечный шаг: ![]() 8.4.3 Относительный продольный шаг: ![]() 8.4.4 Диаметр ребра: ![]() 8.4.5 Коэффициент оребрения для спирально-ленточного типа оребрения: ![]() ![]() 8.4.6 Площадь поверхности трубы с оребрением: ![]() 8.4.7 Площадь секции: ![]() 8.4.8 Вспомогательный параметр для шахматных пучков труб: ![]() 8.4.9 Поправочный коэффициент на компоновку и степень оребрения труб в пучке: ![]() ![]() 8.4.10 Поправочный коэффициент на число рядов труб в пучке по ходу газов: При ![]() ![]() При ![]() ![]() Результаты расчетов сведем в таблицу 5 Таблица 11 – Поправочный коэффициент на число рядов труб в пучке
8.4.11 Показатель степени в формуле для расчёта конвективного коэффициента теплоотдачи со стороны газа: ![]() ![]() 8.5. Расчет скорости газа 8.5.1 Расчет живого сечения Параметры КУ примем таким образом, чтобы входная скорость в КУ была 16-18 м/с. Высота секции: ![]() Ширина секции: ![]() Площадь свободного сечения конвективного газохода котла-утилизатора: ![]() Площадь живого сечения: ![]() ![]() 8.5.2 Плотность газов в ППВД: ![]() 8.5.3. Объёмный расход газов: ![]() 8.5.4 Средняя скорость газа в ППВД: ![]() Аналогичным способом считается средняя скорость газов в остальных поверхностях нагрева. 8.6. Расчет характеристик поверхностей теплообмена Расчет сведем в таблицу 12 Таблица 12 – Расчет характеристик поверхностей теплообмена
8.7. Компоновка котла утилизатора ![]() Рисунок 4 – Компоновка КУ 8.8. Конструкция поверхностей нагрева 8.8.1. Пароперегреватель ВД Состоит из 7 типовых секций по ходу пара, соединенных шестью перебросанными трубами 57х4 мм по противоточной схеме с нижним отводом пара. По результатам расчёта: ![]() 8.8.2. Испаритель ВД Состоит из 12 секций по ходу движения пара и N блоков в ряду. Каждый из блоков подключен к отдельному контуру циркуляции для повышения надежности. Пароводяная смесь из верхних частей типовых секций через промежуточные коллекторы вводится в барабан, а нижняя часть секций питается котловой водой из барабана через вертикальные коллекторы диаметры 325 мм и толщиной 25 мм. ![]() 8.8.3. Экономайзер ВД Образован 11 рядами типовых секции по ходу газа соединенных трубами диаметром 57 мм. По ширине газохода секции каждого ряда соединены трубами. ![]() 8.8.4. Пароперегреватель НД Состоит из 1 типовой секции по ходу пара, схема включения идентичная пароперегревателю ВД. ![]() 8.8.5. Испаритель НД Образован 10 рядами типовых секций, схема включения идентичная испарителю ВД. ![]() 8.8.6. Газовый подогреватель конденсата Образован 11 рядами типовых секций, схема включения идентичная экономайзеру ВД. ![]() 8.8.7. Количество секций в ряду КУ Количество секций в ряду КУ: ![]() 9. Экологический расчёт ПГУ 9.1. Дополнительные данные За основу расчетов примем РД 34.02.305-98 «Методика определения валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС». В качестве расчетного топлива для ГТУ примем природный газ из Байкальского месторождения. В таблице 1 представлены энергетические характеристики газа месторождений. Таблица 13 – Энергетические характеристики газа месторождений
Концентрация оксидов азота в дымовых газах [1]: ![]() 9.2. Выбросы оксида азота Теоретический объем воздуха при стехиометрическом сжигании одного килограмма топлива ![]() ![]() Теоретический объем азота при стехиометрическом сжигании одного килограмма топлива ![]() Теоретические объемы чистых продуктов сгорания: Объем дымовых газов при стехиометрическом сжигании одного килограмма топлива: ![]() ![]() Объем водяных паров при стехиометрическом сжигании одного килограмма топлива: ![]() ![]() Объем дымовых газов при сжигании 1 ![]() ![]() ![]() ![]() где ![]() Массовая концентрация: ![]() Массовый выброс оксидов азота с выхлопными газами ГТУ: ![]() Рассчитаем удельное значение массового выброса на единицу мощности ПГУ: ![]() где: ![]() Для сравнения показателей выбросов приведем расчет конденсационного энергоблока с паровой турбиной К-500-240 [8] Электрическая мощность: ![]() КПД по выработке ЭЭ: ![]() Низшая теплота сгорания топлива: ![]() Массовая концентрация оксидов азота: ![]() Плотность дымовых газов: ![]() Объём дымовых газов: ![]() ![]() где ![]() Расход топлива: ![]() Массовый выброс оксидов азота с уходящими газами парового котла: ![]() Рассчитаем удельное значение массового выброса на единицу мощности ПТУ: ![]() По результатам расчетов можно сделать вывод что показатели парогазовой установки в 2,83 раза ниже, чем показатели паротурбинной установки, работающей на том же топливе. 9.3. Выбросы углерода В соответствии с РД 34.02.305-98 [9]. Расчет концентрации углерода в дымовых газах выполняется по данным инструментальных замеров, в связи с этим для приблизительно оценки выбросов воспользуемся справочными данными, представленными на рисунке 1 ![]() Рисунок 5 – Удельные выбросы СО2 от энергоустановок в зависимости от КПД. 1 – Бурый уголь, 2 – Каменный уголь, 3 – угол и газ (30/70), 4 – Сернистый мазут, 5 – Улучшенный мазу 6 – Природный газ, А – ПГУ с газификацией угля, Б – Комбинированные установке на природном газе и угле, В – пылеугольная ТЭС, Г – газотурбинная установка, Д – Парогазовая установка. На основании анализа данных рисунка 1 можно увидеть что благодаря увеличению КПД теплоэнергетических установок можно обеспечить степень снижения эмиссии CO2 на 25-30 % для любых топлив, а переход с углеродных на углеводородные позволяет рассчитывать на снижении эмиссии для установок работающих с одинаковых КПД приблизительно в 1,5 раза. |