|
Электрическая
мощность:
|
Wэ = 80 МВт;
|
|
Начальные
параметры пара:
|
|
давление
|
P0 = 12,75 МПа;
|
|
температура
|
t0 = 565 °С;
|
|
Давление в конденсаторе
турбины
|
Pк = 0,0035 МПа
|
|
Число отборов
пара на регенерацию
|
6
|
Давление в отборах:
Pот1 = 4,41 МПа;
Pот2 = 2,55 МПа;
Pот3 = 1,27 МПа;
Pот4 = 0,39 МПа;
Pот5 = 0,0981 МПа;
Pот6 = 0,033 МПа;
В расчете приняты следующие КПД по отсекам турбины [3]:
0,85; 
0,91%. 
0,88%.
КПД дросселирования по отсекам:
Электромеханический КПД hэм = 0,98.
Расход пара на собственные нужды машинного отделения 
1,2%;
Расход пара на собственные нужды котельного цеха 
1,25%;
Внутристанционные потери конденсата 
1,1%;
Температура химически очищенной воды tхов = 30 °С;
Нагрев в сальниковом и эжекторном подогревателях Dtэж + Dtсп = 15 °C;
КПД подогревателей поверхностного типа з = 98%.
Недогрев воды до температуры насыщения в ПВД 
= 2 °С.
Недогрев воды до температуры насыщения в ПНД 
= 4 °С.
Температурный график сети для г. Лесосибирск принимаем 150/70 °C.
Рисунок 1 - Принципиальная тепловая схема турбоустановки ПТ-80/100-130/13
2.
Расчет установки по подогреву сетевой воды
Расчетная схема подогрева сетевой воды представлена на
рисунке 2.
Рисунок 2 - Схема подогрева сетевой воды
ТП - тепловой потребитель; ПВК - пиковый водогрейный котел;
СН - сетевой насос; НС - нижний сетевой подогреватель; ВС - верхний сетевой
подогреватель.
Расход сетевой воды, кг/с:
(2.1)
Тепловая нагрузка пикового водогрейного котла составляет, МВт:
(2.2)
Коэффициент теплофикации:
(2.3)
Температура сетевой воды после верхнего сетевого подогревателя, °С:
(2.4)
Температура сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя, °С:
(2.5)
Принимая недогрев сетевой воды в верхнем сетевом подогревателе 
°С [8], температура насыщения
конденсирующего пара верхнего сетевого подогревателя составит, °С:
(2.6)
Энтальпия насыщения конденсирующего пара верхнего сетевого
подогревателя [16], кДж/кг:
Давление пара в корпусе верхнего сетевого подогревателя [16], МПа:
Давление пара в седьмом отборе турбины с учетом потери давления в
трубопроводе 5%, МПа:
(2.7)
Принимая недогрев сетевой воды в нижнем сетевом подогревателе 
°С [8], температура насыщения
конденсирующего пара нижнего сетевого подогревателя, °С:
(2.8)
Энтальпия насыщения конденсирующего пара нижнего сетевого
подогревателя [16], кДж/кг °С:
Давление пара в корпусе нижнего сетевого подогревателя [16], МПа:
Давление пара в восьмом отборе турбины с учетом потери давления в
трубопроводе 5%, МПа:
(2.9)
.
Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме
Из характеристик турбины [3] имеем:
Начальные параметры пара перед стопорным клапаном:
Давление P0 = 12,75 Мпа;
Температура t0 = 565 °С;
Находим на i-s диаграмме (рис. 3.1) точку А0. С учётом
дросселирования пара в регулирующих органах ЦВД давление пара на входе в
проточную часть составляет, Мпа:
(3.1)
Теоретический процесс расширения пара от давления 
до давления 
, соответствующего давлению за ЦВД,
изображается линией A0Б0. При действительном процессе расширения энтальпию
пара в точке «Б» можно определить, кДж/кг:
(3.2)
где 
= 2864,77 кДж/кг - энтальпия пара в конце
теоретического процесса расширения;
= 3512,96 кДж/кг - энтальпия острого пара;
= 0,85 внутренний относительный коэффициент полезного действия
цилиндра высокого давления.
Потеря давления от дросселирования пара в цилиндре низкого
давления, точка «В¢»,
Мпа:
= 
×
= 1,27×0,96 = 1,2192 (3.3)
где = 0,96 потери от дросселирования в
цилиндре низкого давления.
Энтальпия а точке «Г», кДж/кг:
(3.4)
где 
= 2961,66 кДж/кг - энтальпия пара перед
цилиндром низкого давления;
= 2331,86 кДж/кг - теоретическая энтальпия пара за цилиндром
низкого давления при давлении в конденсаторе Рк = 0,0033 МПа;
= 0,88 - внутренний относительный коэффициент полезного действия
цилиндра низкого давления.
Используя значения давления в отборах находим на i-s диаграмме
энтальпию пара в этих отборах.
Рисунок 3.1 - Процесс расширения пара в турбине ПТ-80-130-13в i-s диаграмме
Расход пара на верхний сетевой подогреватель (из уравнения
теплового баланса) определяется, кг/с:
(3.5)
Расход пара на нижний сетевой подогреватель, кг/с:
(3.6)
Нагрузка верхнего сетевого подогревателя, кВт:
(3.7)
Нагрузка нижнего сетевого подогревателя, кВт:
(3.8)
4.
Определение параметров по элементам схемы
Подогреватель высокого давления (ПВД7). Давление пара в
отборе 4,21 МПа. Принимая потерю давления в паропроводе 5%, находим давление
пара у подогревателя, МПа:
(4.1)
Температура насыщения греющего пара, °С:
Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг:
Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева,
°С:
(4.2)
Энтальпия питательной воды, кДж/кг:
(4.3)
Энтальпия греющего пара (из i-S диаграммы), кДж/кг:
iотб = 3309,2
Использованный теплоперепад турбиной до отбора на ПВД, кДж/кг:
(4.4)
.
Определение предварительного расхода пара на турбину
Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов:
для первого отбора:
(5.1)
для второго отбора:
(5.2)
для производственного отбора:
(5.3)
Принимая коэффициент регенерации Kр = 1,196 [24] расход пара
на турбину составит, кг/с:
(5.4)
где Hi = 1467,345 кДж/кг - теплоперепад
срабатываемый турбиной;
hэм = 0,98
- электромеханический КПД.
6.
Баланс пара и конденсата
Расход пара на эжектор принят 0,5% от расхода пара на
турбину, кг/с:
Dэж = 0,005×DТ (6.1)
Dэж = 0,005×111,96 = 0,554
Расход пара на уплотнение турбины, кг/с:
Dупл = 0,01×DТ (6.2)
Dупл = 0,01×111,96 = 1,7075
Утечки пара и конденсата, кг/с:
Dут = 
×DТ (6.3)
Dут = 
× 111,96= 1,218
Расход пара на собственные нужды, кг/с:
Dсн = 
×DТ (6.4)
Dсн = 
×111,96 = 2,713
Расход перегретого пара, кг/с:
Dпе = DТ + Dэж + Dупл + Dут + Dсн (6.5)
Dпе =111,96 + 0,914 + 1,828
+ 2,011 + 4,388 = 117,55
Расход питательной воды с учетом продувки, кг/с:
7.
Расчёт расширителей непрерывной продувки
Расчетная схема расширителей непрерывной продувки
представлена на рис. 7.1
Рис. 7.1 - Расчетная схема расширителей непрерывной продувки.
Из уравнений материального и теплового баланса для первой ступени
расширителя найдём количество вторичного пара, кг/с:
(7.1)
где 
= 1570,878 кДж/кг - энтальпия воды в
барабане парогенератора при Рб = 14 МПа; 
= 670.51 кДж/кг - энтальпия продувочной
воды, сливаемой из первой ступени расширителя; 
=2756,139 кДж/кг - энтальпия пара при давлении Р1 = 0,7
МПа.
Расход продувочной воды в расширитель второй ступени, кг/с:
(7.2)
Из уравнений материального и теплового баланса для второй ступени
расширителя найдём количество вторичного пара, кг/с:
(7.3)
где = 670,51 кДж/кг - энтальпия продувочной
воды поступающая из первой ступени расширителя; 
= 439,3 кДж/кг - энтальпия продувочной воды, сливаемой из второй
ступени расширителя; 
= 2683,06 кДж/кг - энтальпия пара при
давлении Р2 = 0,12 МПа.
Количество воды, сливаемой в техническую канализацию, кг/с:
(7.4)
Количество химически очищенной воды, подаваемой в конденсатор,
кг/с:
(7.5)
Из уравнения подогревателя ПХОВ найдём температуру химически
очищенной воды на выходе из подогревателя, °С:
(7.6)
где 
= 104,94 °С - температура продувочной воды расширителя второй ступени, 
= 60 °С - температура продувочной воды сливаемая в тех. канализацию
после подогревателя химически очищенной воды.
8.
Расчёт схемы регенеративного подогрева питательной воды
Расчет
ПВД
Расчетная схема ПВД представлена на рисунке 3
Рисунок 7.1 - Схема включения подогревателей высокого
давления
Уравнение теплового баланса для ПВД-6:
Расход пара на ПВД-6, кг/с:
(8.1)
Уравнение теплового баланса для ПВД-5:
Расход пара на ПВД-5, кг/с:
(8.2)
Уравнение теплового баланса для ПВД-5:
Расход пара на ПВД-4, кг/с:
(8.3)
где 
- энтальпия питательной воды на входе в
ПВД-4, определим с учётом нагрева её в питательном насосе, кДж/кг:
(8.4)
где 
- перепад давления питательной воды в
питательном насосе, МПа;
V = 0,00108 м3/кг - удельный объем питательной воды;
зн
= 0,75 - КПД насоса.
Расчет
деаэратора
Схема потоков воды и пара представлена на рисунке 8.2
Рисунок 8.2 - Схема включения деаэратора
Уравнение материального баланса:
(8.5)
Уравнение теплового баланса:
(8.6)
Решив систему уравнений получим, кг/с:
Расчет
регенеративной схемы ПНД
Рисунок 7.3 - Схема включения подогревателей низкого давления
Уравнение теплового баланса для ПНД-3, TC-1:
(8.7)
(8.8)
(8.9)
Решая систему находим 
=410,9, 
=35,268
Расход пара на ПНД-3, кг/с:
Уравнение теплового и материального баланса для ПНД-2, ТС-2 и
ПНД-1:
(8.10)
(8.11)
(8.12)
(8.13)
где 
°С - температура основного конденсата перед ПНД-1;
= 27,15 °С - температура
насыщения после конденсатора [2];
= 15 °С - нагрев
основного конденсата в охладителе эжекторов и охладителе уплотнений [3];
Решив данную систему из четырех уравнений получим:
= 0,977 кг/с;
= 0,588 кг/с;
= 19,435 кг/с;
=338,44 кДж/г;
Расхода пара в конденсатор, кг/с:
(8.14)
Проверка баланса пара в турбине:
(8.15)
что полностью совпадает с ранее найденным значением.
Проверка по мощности:
(8.16)
Погрешность расчета составляет:
(8.17)
Коэффициент регенерации уточнения не требует.
9.
Расчёт технико-экономических показателей работы станции
Расход тепла на турбоустановку, кВт:
(9.1)
Затраченная теплота на сетевые подогреватели, кВт:
(9.2)
Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии, кВт:
(9.3)
Тепловая нагрузка котла, кВт:
(9.4)
Полный расход топлива, кг/с
(9.5)
Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:
(9.6)
Принимая мощность собственных нужд блока 8% [3], отпущенная
мощность составляет, кВт:
(9.7)
Мощность собственных нужд, затраченная только на производство
электроэнергии, кВт:
(9.8)
где 
= 0,05 доля электроэнергии затраченная на
производство электроэнергии [3].
Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на
производство электроэнергии:
(9.9)
Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии за счет
отборов пара, кВт:
(9.10)
Расход тепла на производство, кВт:
Коэффициенты ценности тепла:
(9.11)
(9.12)
Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт:
(9.13)
Расход топлива на выработку тепла, кг/с:
(9.14)
Расход топлива пиковыми водогрейными котлами, кг/с:
(9.15)
Удельный расход топлива на выработку электроэнергии, кг/кВт·ч:
(9.16)
Удельный расход условного топлива на выработку тепла, кг/ГДж:
(9.17)
Удельный расход условного топлива на выработку тепла блоком (без
ПВК), кг/ГДж:
(9.18)
.
Выбор вспомогательного оборудование в пределах ПТС
Выбор
основного оборудования ТЭЦ
На основании заданных величин в качестве основного
оборудования, в целях обеспечения надежности работы станции, выбираем четыре
турбоагрегата ПТ-80/100-130/13.
Котлоагрегаты выбираем по максимальному расходу пара на
турбину с запасом 3%. Для турбоустановки ПТ-80/100-130/13 максимальный расход
пара составляет 546,98 т/ч. Таким образом, паропроизводительность котельного
агрегата должна составлять 546,98∙(100+3)/100=564 т/ч. По этому
значению выбираем пять котлов барабанного типа БКЗ-500-140 Барнаульского
котельного завода.
Использование однотипных турбин и котлов дает ряд
преимуществ, например, позволяет упростить эксплуатацию и ремонт оборудования станции.
Регенеративные подогреватели
Регенеративные подогреватели выбираем по заводским данным,
так как их характеристики удовлетворяют значениям, полученным в ходе расчета
ПТС.
ПВД-1: ПВ 450-230-50,
где 450 - площадь прогрева, м2;
- максимальное давление в трубной системе, бар;
- максимальное давление в корпусе, бар.
ПВД-2: ПВ 450-230-35;
ПВД-3: ПВ 450-230-25;
ПНД-4: ПН 200-16-7-I;
ПНД-5: ПН 200-16-7-I;
ПНД-7: ПН 130-16-10 - II.
Деаэратор
По расходу питательной воды выбираем деаэратор смешивающего
типа повышенного давления ДП-500М-2 с характеристиками:
геометрическая ёмкость колонки - 8,5 м3;
давление - 6 бар;
производительность - 138,9 кг/с;
аккумуляторный бак - 100 м3;
Сетевые подогреватели
Подогреватели сетевой воды выбираем по расчетному пропуску
воды, давлению пара в корпусе и температурам пара на входе и на выходе.
Расчетный пропуск воды Gсв=268,7 кг/с. Принимая
давление и температуру среды из таблицы 4.1 выбираем в качестве верхнего
сетевого подогревателя (ВС) - подогреватель ПСВ-315-14-23 и нижнего (НС) -
подогреватель ПСВ-315-14-23
Выбор питательных насосов
Питательный насос выбираем по производительности (с запасом
7%) и напору.
т/ч
м.вод. ст.
Выбираем питательный электронасос ПЭ 500-180 [7] с
характеристиками:
подача - 500 т/ч;
частота вращения - 2900 об/мин;
КПД - 90%.
Необходимая мощность электродвигателя:
кВт,
где D=0,2 - подача,
м3/с; г=908,26 - плотность питательной воды, кг/м3.
Выбор конденсатных насосов
Устанавливаем два конденсатных насоса, на 100%-ую
производительность каждый. Конденсатные насосы выбираются по производительности
(расход конденсата в летний период - без отопительного отбора, но с учетом регенеративных
и промышленного отборов) и напору.
т/ч
Выбираем конденсатные насосы12 КсВ-9х4 [7] с
характеристиками:
подача - 300 м3/ч;
напор -160 м вод. ст.
частота вращения - 1450 об/мин;
мощность - 230 кВт;
КПД - 75%.
Выбор циркуляционных насосов
Расход циркуляционной воды на одну турбину по заводским
данным составляет 8000 м3/ч. Число турбин на станции - 4.
Расчетный расход циркуляционной воды на ТЭЦ составит:
м3/ч
Выбираем насосы типа ОП-2-110 [7] с характеристиками:
Производительность - 16000 м3/ч;
полный напор - до 15,2 м. вод. ст.;
число оборотов - 485 об/мин;
КПД - 80%.
Необходимое количество насосов на береговой:
Мощность электродвигателя:
кВт,
где Q=16000/3,6=4444,4 кг/с.
Выбор сетевых насосов
Выбор сетевого насоса производится по производительности и напору.
Сетевые насосы устанавливаем в количестве двух насосов на турбину, рассчитывая
их на 50%-ую производительность.
Производительность сетевого насоса:
м3/ч
Выбираем сетевые насосы СЭ 500-100 [7] с характеристиками:
подача - 500 м3/ч;
напор - 0,98 МПа;
частота вращения - 3000 об/мин;
мощность - 170 кВт;
КПД - 80%.
.
Проектирование топливного хозяйства
В качестве топлива на ТЭЦ по заданию используется бурый уголь
Б2 Ирша-Бородинского месторождения со следующими характеристиками [8].
Таблица 5.1 Характеристика Ирша-Бородинского угля
|
Wр, %
|
Aр, %
|
Sрк+ор, %
|
Cр, %
|
Hр, %
|
Nр, %
|
Oр, %
|
Qнр, кДж/кг
|
Vг, %
|
|
39,0
|
7,9
|
0,4
|
37,2
|
3,5
|
0,5
|
12,5
|
12850
|
47
|
Определение
расхода топлива на ТЭС
Расчетный расход топлива на работу парогенератора
определяется из следующего соотношение, кг/с:
(11.1)
Приемные
разгрузочные устройства
По расходу топлива на станции используем разгрузочное
устройство со щелевыми бункерами и лопастными питателями.
Ленточные конвейеры
Суточный расход топлива составляет, т/сут:
(11.2)
Топливо подается в котельную двумя параллельными линиями ленточных
конвейеров, одна из которых рабочая, другая резервная.
Расчетная часовая производительность каждой нитки, т/ч:
(11.3)
где T =21 ч - число часов работы топливо
подачи.
Производительность ленточного конвейера приближенно определяется
по формуле, т/ч:
(11.4)
где b - ширина ленты, м;
c - скорость ленты [7], м/с;
- насыпной вес топлива [7], т/м3;
= 320 коэффициент [7].
Мощность на вал приводного барабана ленточного конвейера без
сбрасывающего устройства определяются по формуле, кВт:
(11.5)
где Z=50 - длина конвейера между центрами
приводного и концевого барабанов, м;
H=5 - высота подъема по вертикали между центрами приводного и
концевого барабанов, м;
=1 - коэффициент, зависящий от длины ленты [7];
=515 - коэффициент, зависящий от ширины ленты[7].
Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции, кВт:
(11.6)
где 
=1.25 - коэффициент запаса [7];
=0.95 - КПД электродвигателя[7];
=0.96 - КПД редуктора [7]
Дробилки
Применяем на проектируемом блоке двухступенчатое дробление. Ввиду
высокой влажности топлива используем молотковые незабивающиеся дробилки с
подвижными дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расходу
топлива на котельный агрегат по расчетному расходу топлива выбираем дробилки
типа СМ-19А[7] с характеристиками:
· Производительность - 67-105 т/ч
· Размеры ротора:
длина - 800 мм
диаметр - 1000 мм
· Частота вращения ротора - 1000 об/мин;
· Мощность электродвигателя - 125 кВт;
· Масса - 7,2 т.
Емкость бункера сырого угля, м3:
(11.7)
где 
=10 - число часов работы котельного
агрегата на топливе, запасенном в бункерах;
=0.8 - коэффициентом заполнения [7];
=0.85 - насыпной вес угля [7].
Для подачи угля из бункера используем ленточный питатель пыли с
шириной ленты 800 мм, длиной 2 м. Производительность при высоте слоя 0.2 м 270
м3/ч, требуемая мощность - 4.5 кВт.
Топливные склады
Емкость склада угля рассчитываем на месячный запас при 20 часах
работы в сутки всех котлов.
Площадь, непосредственно занятую штабелями, ориентировочно
определяем по формуле, м2:
(11.8)
где 
-число суток запаса топлива на складе;
- высота штабеля, м;
=0.8-0.9 - коэффициент, учитывающий угол откоса (сползания)
топлива в штабеле[7].
Выбор оборудования системы пылеприготовления
Для сжигание Ирша-Бородинского бурого угля применяем схему
пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми мельницами. Устанавливаем
четыре мельницы на котел, при этом расчетная производительность каждой из них
составляет 120%.
Расчетная производительность мельницы, т/ч:
(11.9)
где - количество мельниц на котле;
- коэффициент размолоспособности [7].
Мельница ММТ 2000/2600/590 имеет следующие характеристики:
· Производительность - 34,6 т/ч;
· Частота вращения - 590 об/мин.
Дутьевые вентиляторы и дымососы
Теоретический объем воздуха, Нм3/кг:
(11.10)
Теоретический объем азота, Нм3/кг:
(11.11)
Теоретический объем трехатомных газов, Нм3/кг:
(11.12)
Теоретический объем водяных паров, Нм3/кг:
(11.13)
Теоретический объем продуктов сгорания, Нм3/кг:
(11.14)
Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле,
м3/ч:
(11.15)
где 
- коэффициент избытка воздуха в топке,
принимаем равным 1.2 [8];
- присос воздуха в топке, принимаем равным 0.08 [8];
- присос воздуха в системе пылеприготовлении принимаем равным 0
[7];
- относительная утечка воздуха в ВЗП принимаем равным 0.05 [7];
- температура холодного воздуха.
Расчетная производительность дымососа, м3/ч:
(11.16)
Принимаем суммарный перепад давления по воздушному тракту Hпот=3 кПа[7]. Тогда расчетный напор дутьевого вентилятора,
кПа:
(11.17)
Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-20-11 с характеристиками:
· Производительность - 222/173 м3/ч;
· КПД - 82%;
· Частота вращения - 980/740 об/мин;
· Мощность - 400/170 кВт;
Принимаем суммарный перепад давления по газовому тракту Hпот=3 кПа[7]. Тогда
расчетный напор дымососа, кПа:
(11.18)
Выбираем дымососа типа Д-26*2 с характеристиками:
· Производительность -475 м3/ч;
· КПД - 83%;
· Частота вращения - 744 об/мин;
· Температура газа -100°С;
· Мощность - 790 кВт;
12. Золоулавливание
Улавливание твердых частиц из потока дымовых газов
осуществляется электрофильтром ЭГД 2-128-9-6-4-200-5 с горизонтальным движением
дымовых газов, двухъярусный, с двумя секциями, 128 газовых проходов в двух
ярусах, при этом скорость газов в активном сечении составит 1.3 м/с, что
позволит электрофильтру работать КПД около 99% [3].
Расход летучей золы на выходе в фильтр определятся по
формуле, кг/с:
(12.1)
где 
=0.95 - доля золы уносимая газами[8];
- зольность топлива, %;
=0.5% потеря с механическом недожогом [8].
Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/с:
(12.2)
где 
- КПД золоуловителя.
13. Золоудаление
Удаление шлака из-под топок устанавливаемых котлоагрегатов
осуществляется непрерывно с помощью скребкового транспортера, передвигающегося
в заполненной ванне. С транспортерами шлак сбрасывается на шлакодробилку, где
дробится на куски не более 50 мм, затем поступает в самотечный канал.
Для транспортирования золы и шлака за пределы станции
применяются багерные насосы. Транспортирование шлака и золы осуществляется по
общему трубопроводу[7].
Суммарное количество золы и шлака, удаляемое с
электростанции, кг/с:
(13.1)
Расход золы, кг/ч:
(13.2)
Расход шлака, кг/с:
(13.)
Расход воды, кг/с:
(13.4)
Расчетный расход пульпы, м3/с:
(13.5)
где 
=0.5; 
=0.4; 
=1 - соответственно удельный вес шлака,
золы и воды, т/м3[10].
Диаметр шлакозолопровода, м:
(13.6)
где 
=1.7 - расчетная скорость пульпы, м/с.
По расчетному расходы пульпы выбираем багерный насос типа Гр-8 с
характеристиками[7]:
Производительностью, м3/ч: 36-75;
Давление на выходе из насоса, МПа: 0,17-0,135;
Диаметр рабочего колеса, мм: 225;
Мощность на валу насоса, кВт: 3,33-4,7;
Мощность электродвигателя, кВт: 10;
Частота вращения ротора, об/мин: 1450;
14. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы
Выбор высоты и количества устанавливаемых труб производиться
таким образом, чтобы загрязнение приземного слоя воздуха выбросами из труб не
превышало предельно-допустимых концентраций вредных примесей.
Выбросы золы, г/с:
(14.1)
Выбросы сернистого газа, г/с:
(14.2)
где 
- рабочая масса серы, содержащаяся в
топливе;
- расход топлива, кг/с.
F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость осаждения
вредных веществ в атмосфере[11]:
- для газообразных выбросов
- для золы
Минимально допустимая высота трубы определяется по формуле,
м:
(14.3)
где A - коэффициент учитывающий условия
вертикального и горизонтального рассеяния (конвективной диффузии) примеси в
воздухе, принимаем равным 200 [7];
m - безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода
газовоздушной смеси из устья источника выброса;
N=2 - количество дымовых труб;
Vг - объем
удаляемых дымовых газов через трубу;
- разность температур выходящих из трубы дымовых газов и
окружающего воздуха.
Принимаем высоту трубы равную H=180 м. Далее находим следующие коэффициенты.
где D=7.2 - диаметр устья трубы, м.
Скорость газов в устье дымовой трубы, м/с:
(14.4)
< 
, принимаем дымовую трубу высотой 180 м,
изготавливаем из железобетона.
Эффективная высота дымовой трубы определяется по формуле, м:
где - скорость ветра на высоте10 м над
уровнем земли, принимаем равной 5 м/с [7]; - коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы,
по высоте выбранной трубе принимаем 1.54 [7].
15.
Водоснабжение
В технологическом процессе выработки тепла и электрической
энергии вода является, во-первых, рабочим телом термодинамического цикла,
во-вторых, она служит в качестве теплоносителя, при помощи которого огромные
количества тепла перемещаются на станции от более нагретых тел к менее
нагретым.
Воду расходуют также в больших количествах для хозяйственных
и бытовых нужд. Расход воды зависит от типа электростанции, рода сжигаемого
топлива, типа и мощности установленного оборудования, температуры воды,
применяемой для охлаждения, степень совершенства эксплуатации станции.
В качестве источника циркуляционной воды принимаем градирню
пленочного типа - это тепломассообменное устройство, в котором охлаждение воды
осуществляется воздухом путем их непосредственного контакта. Она
характеризуется высоким эффектом охлаждения при малых площадях и меньшей
стоимостью сооружения. Схема градирни представлена на рисунке 18.1.
Поверхность орошения:
(15.1)
где Wэ - электрическая мощность станции;
.
.
Плотность орошения:
где G - расход воды, проходящий через оборотную
систему водоснабжения.
Расход технической воды на четыре турбины - 32000 м3/ч;
Расход технической воды в систему оборотного водоснабжения - 34336
м3/ч;
Расход технической воды на маслоохладитель - 800 м3/ч;
Расход технической воды на охладитель газа и воздуха - 1280 м3/ч;
Расход технической воды на подшипники - 256 м3/ч;
Слив с подшипников в систему ГЗУ - 64 м3/ч;
Расход технической воды в систему ГЗУ - 68,544 м3/ч;
Расход технической воды на ХВО - 34,272 м3/ч;
Расход осветленной воды - 1792 м3/ч;
Расход технической воды, пошедшей на золоотвал - 1984 м3/ч;
Потери на испарение и фильтрацию - 128 м3/ч;
Расход технической воды, сбрасываемой в пруд охладитель -
34169,18 м3/ч
Рисунок
15.1 - Схема циркуляционного охлаждения с градирней
1-градирня; 2 - циркуляционный насос; 3 - конденсатор; 4 -
маслоохладитель;
5
- охладитель газа и воздуха; 6 - подшипники; 7 - водоподготовка рабочего
тела; 8 - гидрозолоудаление.
Заключение
В данном курсовом проекте был выполнен проект ТЭЦ для г.
Красноярска электрической мощностью 405 МВт, максимальной отопительной
мощностью 380 МВт. ТЭЦ работает на Ирша-Бородинских углях.
На станции установлены три дубль-блока с турбоагрегатами типа
ПТ-135-130/15 и барабанными котлоагрегатами БКЗ-420.
При выполнении курсового проекта были произведены следующие
расчеты:
. Расчет принципиальной тепловой схемы с уточнением
коэффициента регенерации по небалансу электрической мощности;
. Расчет технико-экономических показателей проектируемой
станции;
. Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу.
Был также произведен расчет и выбор на основании данных,
полученных при расчете вспомогательного оборудования (регенеративных
подогревателей, деаэратор, насосы, сетевой подогреватель), элементов системы
топливоподачи и пылеприготовления, а также оборудования обеспечивающего
аэродинамику в топке, очистку дымовых газов. В конце расчета была рассчитана и
выбрана дымовая труба.
Список использованных источников
1. Михайленко С.А., Цыганок А.П. Тепловые
электрические станции: Учебное пособие. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2003. 300 с.
. Цыганок А.П., Михайленко С.А. Проектирование
тепловых электрических станций: Учебное пособие. - Красноярск: КРПИ, 1991. 119
с.
. Тепловые и атомные электрические станции:
Справочник / Под ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1982.
624 с.
. Цыганок А.П. Тепловые и атомные электрические
станции: Учебное пособие: В 2 ч. Ч. 2. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2000. 123 с.
. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические
свойства воды и водяного пара. - М.: Энергоатомиздат, 1984.
. Котельный агрегат: Справочно-нормативные данные
по курсовому проектированию для студентов специальности 100500 / Сост. И.С.
Деринг, В.А. Дубровский, Т.И. Ахорзина. - Красноярск: КГТУ, 2000. 40 с.
. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный
метод)/ Под ред. Н.В. Кузнецов и др. - М.: Энергия, 1973.
. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции -
М.: Энергоатомиздат, 1987.
. Паротурбинные энергетические установки:
Отраслевой каталог /Под ред. Н.Н. Ермашов и др. - М.: 1988.
. Золоулавливающие устройства
теплоэлектростанций: конструкции и методы расчетов: Учеб. Пособие. Красноярск:
ИПЦ КГТУ, 2001. 80 с.