Технический проект ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Проект ТЭЦ

Содержание

Введение

1. Технико-экономический выбор основного оборудования ТЭЦ

1.1 Себестоимость электрической и тепловой энергии

1.2 Годовой расход топлива на ТЭЦ

1.3 Вывод

2. Основная часть

2.1 Описание района для проектируемой ТЭЦ

2.2 Расчет тепловых нагрузок

2.3 Выбор основного оборудования

2.3.1 Выбор турбоагрегатов

2.3.2 Выбор котлоагрегатов

2.4 Характеристики топлива

2.5 Расчет тепловой схемы

2.5.1 Схема подготовки сетевой воды для тепловых сетей

2.5.2 Расчет расширителей непрерывной продувки и расхода греющего пара на подогрев добавочной воды

2.5.2.1 Схема подготовки добавочной воды

2.5.2.2 Расчет расширительного бака №1

2.5.2.3 Расчет расширительного бака №2

2.5.2.4 Расчет теплообменника непрерывной продувки

2.5.2.5 Расчет ПВП добавочной воды

2.5.2.6 Расчет ПВП, расположенного перед деаэратором

2.5.2.7 Расчет деаэратора добавочной воды

2.6 Баланса пара

2.7 Выбор вспомогательного оборудования

2.7.1 Оборудование для подготовки топлива

2.7.1.1 Расчет расходов топлива котельными установками

2.7.1.2 Расход топлива на Е - 500 - 13,8 - 560БТ

2.7.1.3 Выбор конвейера для подачи топлива

2.7.1.4 Выбор бункеров сырого угля

2.7.1.5 Выбор углеразмольных мельниц

2.7.1.6 Выбор питателей сырого угля

2.7.2 Оборудование газо-воздушного тракта

2.7.2.1 Выбор дутьевых вентиляторов

2.7.2.2 Выбор дымососов

2.7.3 Оборудование, обслуживающее пароводяной тракт ТЭС

2.7.3.1 Выбор питательных насосов

2.7.3.2 Выбор термических деаэраторов питательной воды

2.7.3.3 Выбор конденсатных насосов

2.7.3.4 Выбор циркуляционных насосов

2.7.3.5 Выбор сетевых насосов

3. Расчет валового выброса вредных веществ в атмосферу

3.1 Расчетные данные для расчета

3.2 Расчет валового выброса вредных веществ в атмосферу

3.2.1 Расчет выбросов в атмосферу частиц золы и недожога

3.2.2 Расчет выбросов в атмосферу окислов серы

3.2.3 Расчет выбросов в атмосферу окислов азота

3.2.4 Расчет содержания бензапирена в продуктах сгорания ТЭЦ

3.3 Расчет высоты дымовой трубы

3.4 Снижение выбросов окислов азота

3.5 Оценка экономического ущерба от загрязнения атмосферы

4. Охрана труда

4.1 Расход воды на пожаротушение

4.2 Характеристика вредных и опасных производственных факторов в котельном цехе

4.3 Пожарная безопасность

4.3.1 Эвакуация людей во время пожара

4.4 Ликвидация аварий в котельном цехе

4.5 Безопасность производственных процессов

Список используемой литературы

теплоэлектроцентраль пар вредный вещество атмосфера

Введение

Одной из важнейших отраслей промышленного производства является энергетика. Развитие энергетики должно происходить с опережением темпов развития и роста других отраслей промышленности.

Производство электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня развития страны и отражает общее состояние производящих сил.

В программах индустриального развития регионов нашей страны предусматривается строительство мощных тепловых электростанций. Основным типом ТЭС являются паротурбинные электростанции, которые могут работать на любом топливе, иметь весьма большую мощность и сооружаться там, где есть потребность в тепловой и электрической энергии. При блочной схеме ТЭС, каждый блок в значительной мере является независимым элементом ТЭС, и так как строительство электростанции длится несколько лет, часто блоки второй очереди имеют более совершенную конструкцию.

С ростом населения Сибири и Дальнего Востока развивается промышленность и сельское хозяйство. Соответственно растет энергопотребление в качестве тепла и электроэнергии. Для этого требуется строительство новых и расширение существующих ТЭС.

С ростом численности населения в городе Чите возрастает потребность в тепловой и электрической энергии. Существующие ТЭС с трудом покрывают их. С этой целью предлагается проект ТЭЦ.

1. Технико-экономический выбор основного оборудования ТЭЦ

С развитием промышленного и агропромышленного комплексов города Читы увеличивается потребность в паре на технические нужды производств, и горячей воды для отопления. Рост городского населения вызывает строительство новых современных жилых и культурно-массовых объектов, что ведет к увеличению общего теплопотребления в городе и крае.

Существующие тепловые мощности ТЭЦ ограничены и не могут обеспечить все возрастающие тепловые нагрузки. Встает вопрос строительства новых энергопроизводств или расширение существующих. Для сравнения берем два варианта проектируемой ТЭЦ.

Вариант I	Вариант II
турбоагрегаты 3хТ - 50/60 - 130	турбоагрегаты 2хТ - 100/120 - 130
котлоагрегаты 4хЕ-210-13,8-560 БТ	котлоагрегаты 2хЕ-500-13,8-560 БТ

	Обо-значение	Размер-ность	Формула или обоснование	I вариант	II вариант
Основное оборудование		шт.		3хТ- 50/60 -130 4хЕ- 210 -13,8 -560	2x1-110/120-130 2хЕ- 500 -13,8 -560
Капитальные вложения в основное оборудование	Коб		К = (1,032-Ц + 53-m)-l,5-n-8,5-i Ц - стоимость турбин (котлов) на 1981 год; m - масса турбины (котла); 1,5- переводной коэффициент к ценам 1991 года; n - количество турбин (котлов); 8,5 - переводной коэффициент к ценам 1999 года; г - поправочный коэффициент на ремонтные работы. Коб = Кт + Кк.а.	1,5_109	2,1 6_109
Эксплуатационные расходы: 1) затраты на топливо; 2) затраты на амортизацию; 3) заработная плата; 4) годовые затраты на ремонт; 5) прочие расходы; 6) издержки на производство; 7) суммарные приведенные затраты.	Ит Иа Изп Итр Ипроч Ипр Зпр	руб. руб. руб. руб. руб. руб. руб.	Вт_Цт, па_Коб/100 пщт_Ny _Q 20%_Иа, 0,3_(Иа+Изп+Итр) Иа+Итр+Изп+Ипроч Ипр+Ен-Коб Ен = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности	0,174538·109 0,122·109 0,007875·109 0,024·109 0,0461625·109 0,12·109 0,38·109	0,2077712_109 0,177·109 0,01155·109 0,035·109 0,067065·109 0,29·109 0,5492·109

1.1 Себестоимость электрической и тепловой энергии

Себестоимость электрической энергии определяется по формуле:

;

где

- годовая выработка электроэнергии;

МВт - расход электроэнергии на собственные нужды.

1)

2)

Себестоимость тепловой энергии определяется по формуле:

где .

Q_np = 0, поскольку нет производственного отбора;

, где

= 328 МВт =1180,8 ГДж/ч - тепловая нагрузка на отопление в среднеотопительном режиме;

= 52,375 МВт = 188,55 ГДж/ч - тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в зимний период;

= 5640 ч. - время отопительного периода;

= 43,646 МВт = 157,1256 ГДж/ч - тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период;

8760 - число часов в году,

= 470 ч. - число часов затраченных на ремонт оборудования.

ГДж/год

1.2 Годовой расход топлива на ТЭЦ

В_год=В_Т+В_Э;

где В_т - расход топлива на выработку тепловой энергии:

где - удельный расход топлива на выработку 1 ГДж тепла:

,

где = 0,9 - КПД котельной установки; =07294,56 ГДж - годовой отпуск тепла из отборов турбин; - удельный расход топлива на выработку тепла в пиковом котле, кг/ГДж, где = 0,898- КПД пикового котла; Q_год = 7282152,96 ГДж - годовой отпуск тепла из пикового котла

= 37,92 кг/ГДж

= 38 кг/ГДж

= 697910400,96 кг;

В_э - расход топлива на выработку электрической энергии;

кг

- удельный расход топлива на выработку электроэнергии;

= 351,43 г/кВт-ч;

= 0,35 -КПД ТЭЦ;

Э_э = 1647800 МВт - годовая выработка электроэнергии;

Таблица 2

№ п/п	Наименование	Обозначение	Ед.изм.	Формула	Кол-во
1.	Установленная мощность	Nyст	МВт		300
2.	Число часов использования установленной мощности	hуст	час		7000
3.	Расход эл. энергии на собственные нужды	Эсн	тыс. кВт-ч		147
4.	Удельный расход топлива на выработку 1 кВт-ч	bэ	кг.у.т./ кВт-ч		0,351
5.	Удельный расход топлива отпущенный на 1 ГДж	bт	кг.у.т./ ГДж		37,92
6.	Удельный расход топлива на отпущенный 1 кВт-ч	b	кг.у.т./ кВт-ч		0,368
7.	КПД ТЭЦ по производству эл.энергии		%		64,2
8.	КПД ТЭЦ по отпуску эл.энергии		%		58,8
9.	КПД ТЭЦ по отпуску тепла		%		85,3
10.	Уд.кап.вложения на 1 кВт установленной мощности	Куд	руб/ кВт-ч		9818
11.	Себестоимость отпущенного 1 кВт-ч	Sэ	руб/ кВт-ч		0,35
12.	Себестоимость отпущенного 1 ГДж	Sт	руб/ ГДж		61,23

1.3 Вывод

Анализируя варианты сравнительных технико-экономических расчетов при выборе основного оборудования проектируемой ТЭЦ определили, что при затребованной мощности тепловой нагрузки вариант II является предпочтительнее варианта I.

Вариант II принимаем к реализации.

2. Основная часть

2.1 Описание района для проектируемой ТЭЦ

Читинская область - индустриально развитый регион Российской Федерации с высокими сырьевым, производственным и научным потенциалом. Экономико-географическое расположение и природные ресурсы края предопределили его развитие, как производителя электроэнергии, продукции лесопереработки, химии, цветной металлургии, машиностроения. Экстенсивное наращивание мощностей привело к напряженной экологической обстановке, к нарушению рационального лесо-, водо- и землепользования. Поэтому предметом особого внимания является охрана природы и здоровье людей.

Для этого необходимо:

· обеспечить охрану озера Кенон

· разработать и приступить к практической реализации комплексных экологических программ городов и районов края на основе паспортизации источников загрязнения;

· ревизия всех технологических процессов в народнохозяйственном комплексе.

Проектируемая ТЭЦ будет располагаться в городе Чите и будет служить источником тепло- и энергоснабжения.

На данном этапе строительства теплоэлектростанция не будет нести производственную нагрузку, а будет обеспечивать тепловую нагрузку с учетом возросшей численности населения.

Климат района резко континентальный.

Среднегодовая температура воздуха отрицательная и составляет - -1,8 °С.

Расчетная температура самой холодной пятидневки - -40 °С.

Температура наиболее холодного месяца- -17,1 °С.

Средняя температура отопительного периода - -7,2 °С.

Среднегодовое количество осадков - 387 мм.

Безморозный период - 100 дней.

Отопительный период -235 дней.

Среднегодовая скорость ветра -2,4 м/с.

Нормативная глубина сезонного промерзания грунта - 2,8 м.

Расчетная сейсмичность - 6,5 баллов.

Для проектируемой теплоэлектростанции в качестве основного топлива выбран бурый уголь Назаровского месторождения, марка Б2.

2.2 Расчет тепловых нагрузок

Для четырех режимов:

I - режим расчетный, при t_н^p = - 40°С.

II - режим аварийный, при t_н^хм = - 17,1 °С.

- режим среднеотопительный, при t_от^cp= - 7,2°С.

- режим летний.

Тепловые нагрузки на отопление определяются:

I режим

,Вт,

где q_o- показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1м общей площади, Вт;

А - общая площадь жилых зданий, м² ;

,

где m - число жителей, чел.; F - удельная площадь приходящаяся на 1 человека, м²;

k₁ - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий, принимаем его равным 0,25.

МВт

II режим

Вт,

Где t_вн = 20°C, средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий;

= -17,1°С, средняя температура воздуха самого холодного месяца в отопительный период;

- -40°C, расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления.

МВт

III режим

, ВТ,

Где = -7,2°C, средняя температура воздуха отопительного периода.

МВт

VI режим

Тепловую нагрузку на горячее водоснабжение определяем по формуле:

, где

а - норма расхода воды на горячее водоснабжение в жилых помещениях на человека в сутки, л./сут.чел.; b - норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемой в общественных зданиях на 1 человека в сутки, л./сут.чел.; с = 4,19 кДж/(кг°С), удельная теплоемкость воды; =65°C, температура горячей воды (для открытой системы водоснабжения); - температура холодной воды : летом 15 °С, зимой 5°С; Т = 24 часа, число часов работы ГВС в сутки.

МВт

МВт

Суммарная тепловая нагрузка в расчетный период определяется:

где

 - тепловая нагрузка на горячее водоснабжение, МВт;

- тепловая нагрузка в максимальном (расчетном) режиме, МВт;

-- тепловая нагрузка на вентиляцию, определяется по формуле:

, МВт, где

k₁ - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий, принимаем его равным 0,25;

k₂ - коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий, принимаем его равным 0,6;

МВт

МВт

Тепловую нагрузку в отборах турбины определяем с учетом коэффициента теплофикации по формуле:

МВт

2.3 Выбор основного оборудования

2.3.1 Выбор турбоагрегатов

Для выбора турбоагрегата определяем расход пара в отборы, он должен покрывать Тепловую нагрузку в расчетном режиме:

, где

 - тепловая нагрузка в расчетном режиме, МВт;

h₀ - удельная энтальпия пара, поступающего в отбор, кДж/кг;

h_K - удельная энтальпия пара в конденсаторе, кДж/кг.

Выбираем две турбины Т - 110/120 - 130 - 4. Расход отбираемого пара на теплофикацию в данной турбине составляет 310 т/ч.[3]

2.3.2 Выбор котлоагрегатов

Производительность котельных агрегатов, устанавливаемых в блоке с турбоагрегатами, выбираются по максимальному пропуску пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды. Суммарная паропроизводительность котельных агрегатов, устанавливаемых на электростанциях блочного исполнения, должна быть не менее максимального расхода пара машинным залом с учетом расхода пара на собственные нужды. Основными характеристиками при выборе котлов являются: вид топлива, параметры пара. Расход свежего пара на одну турбину (Д_ту) составляет 485 т/ч. Требуемая паропроизводительность котлоагрегата:

Устанавливаем два котла Е - 500 - 13,8 - 560 БТ [7]

2.4 Характеристики топлива

Таблица 3

Вид топлива	Состав топлива в % по массе	МДж/кг	ккал/кг
	Wp	Ар	Sp	Ср	Np	Ор	Hр	NГ
Назаровский уголь	39,5	10,0	0,61	27,7	0,60	17,96	3,63	1,19	12,18	3110
Мазут сернистый	2,50	0,2	1,3	84,05	0,3	0,25	11,4	0,31	40,6	9700

Таблица 4 Таблица температур.

Город	Продолжи-тельость отоптель-ного периода, сутки	Температура воздуха, °С
		Расчетная для отопления	расчетная для вентиляции	средняя отопительного периода	средняя самого холодного месяца	средняя самого жаркого месяца	средняя в 13 часов самого жаркого месяца
Красноярск	235	-40	-22	-7,2	-17,1	+18,7	+24,2

Таблица 5 Число часов стояния среднесуточных температур наружного воздуха

Температура наружного воздуха, °С	температура воздуха, °С
	-40	-35	-30	-25	-20	-15	-10	-5	0	+8
Красноярск	18	82	210	486	828	1360	2110	3000	4050	5650

2.5 Расчет тепловой схемы

Расход сетевой воды на отопление определяется по формуле

,где

Q_от - тепловая нагрузка на отопление, МВт; с - удельная теплоемкость воды, кДж/(кг-°С); t₁ - температура прямой сетевой воды, °С; t₂ -- температура обратной сетевой воды, °С.

т/ч

т/ч

т/ч

Расход сетевой воды на горячее водоснабжение определяется:

где

- тепловая нагрузка на горячее водоснабжение, МВт; =65°C, температура горячей воды (для открытой системы водоснабжения); t_хв - температура холодной воды , зимой 5°С; с - удельная теплоемкость воды, кДж/(кг°С).

Расход сетевой воды на горячее водоснабжение принимаем с учетом коэффициента - доли сетевой воды, взятой из подающей магистрали на нужды горячего водоснабжения, который определяется по формуле:

,где

=65°C, температура горячей воды (для открытой системы водоснабжения); t₁ - температура прямой сетевой воды, °С; t₂ - температура обратной сетевой воды, °С.

Расход сетевой воды из подающей магистрали на горячее водоснабжение:

Суммарный расход сетевой воды определяется:

Расчет расхода греющего пара для подогрева подпиточной и сетевой воды.

2.5.1 Схема подготовки сетевой воды для тепловых сетей

Для подогрева сетевой воды используют сетевые подогреватели, передающие тепло отборного пара теплоносителю (сетевой воде). Т.к. принятая для расчетов система теплоснабжения открытого типа, т.е. вода на горячее водоснабжение и отопление находится в одном трубопроводе и, следовательно, в систему необходимо постоянно добавлять воду, расходуемую на горячее водоснабжение, так же в расчетах учитываются потери воды с утечками через неплотности трубопроводов.

Рисунок 3 - Схема подготовки сетевой воды

Для дальнейших расчетов находим объем тепловых сетей по фор муле:

, где

- тепловая нагрузка в расчетный период, МВт, =640,375 МВт

- норма утечек на 1 Гкал тепла, = 1 Гкал/ч = 50м³ горячей воды в час

1 Гкал/ч = 1,163 МВт

х = 640,375 МВт

Гкал/ч

Утечки из тепловой сети принимаются равными 0,5% от объема тепловых сетей, т.е.

.

Расход воды на подпитку тепловых сетей определяется:

где

- расход воды на горячее водоснабжение, т/ч.

Расчет встроенного пучка конденсатора:

Целью расчета встроенного пучка является определение температуры воды на выходе из него.



Рисунок 4 - Встроенный пучок конденсатора

=42 ГДж/кг - количество теплоты, передаваемое сырой воде во встроенном пучке.

Расход греющей воды на вакуумный деаэратор: Расчет вакуумного деаэратора сводится к определению расхода греющей воды и расхода воды на выходе из деаэратора, т.е расхода подпиточной воды.

 где,

- температура воды на входе в деаэратор после ХВО (25-30°С);

- температура подпиточной воды на выходе из деаэратора (40-50°С);

- температура воды на выходе из основного подогревателя (определяется режимом работы основных подогревателей, а следовательно температурным графиком).

Расход подпиточной воды:

, где

- расход сырой воды через встроенный пучок конденсатора, т/ч;

- расход греющей воды на вакуумный деаэратор, т/ч.

Расход сетевой воды через основные сетевые подогреватели (основные бойлера):

Температура сетевой воды на входе в основной подогреватель (температура на выходе воды из конденсатора) определяется:

, где

- расход воды через обратный трубопровод, т/ч;

- расход сырой воды через встроенный пучок конденсатора, т/ч;

- расход сетевой воды, т/ч;

t₂ - температура обратной сетевой воды, °С;

- температура подпиточной воды на выходе из деаэратора (40-50°С);

- расход подпиточной воды, °С;

- расход сетевой воды через основные сетевые подогреватели (основные бойлера), т/ч.



Рассчитываем в летний период:

t₂ летом равно 60°С

Расчет расхода пара на основные подогреватели: Рассчитываем расход пара на основные подогреватели, необходимый для подогрева сетевой воды до температуры, соответствующей температурному графику в данном режиме.

Рисунок 6 - Схема основных подогревателей сетевой воды

Расход пара на основные сетевые подогреватели:

, где

- расход сетевой воды через основные сетевые подогреватели (основные бойлера), т/ч;

с - удельная теплоемкость воды, кДж/(кг-°С);

кДж/кг - удельное количество теплоты, передаваемое сетевой воде;

t_on - температура на выходе из основных подогревателей сетевой воды (определяется температурным графиком), °С;

- температура воды на входе в основные подогреватели (температура после узла смешения);

- коэффициент полезного действия основного подогревателя.

Расчет пароводяного подогревателя сводится к определению расхода греющего пара, необходимого для подогрева сырой воды до температуры достаточной для хим. обработки.



Рисунок 7 - ПВП добавочной сетевой воды

Расход пара на пароводяной подогреватель подпитки:

h_on - удельная энтальпия греющего пара, кДж/кг;

- соответственно температуры на выходе и входе пароводяного подогревателя, °С;

- энтальпия конденсатора, кДж/кг;

кДж/кг - удельное количество теплоты, передаваемое воде;

=35*С

, где

- температура холодной воды зимой, °С;

- тепловая нагрузка встроенного пучка конденсатора, МВт;

- расход сырой воды через встроенный пучок конденсатора, т/ч.



Нагрузка пикового подогревателя в расчетном режиме:

- температура прямой сетевой воды в расчетном режиме, °С;

t_on - температура воды на выходе из основного подогревателя.

МВт

2.5.2 Расчет расширителей непрерывной продувки и расхода греющего пара на подогрев добавочной воды

2.5.2.1 Схема подготовки добавочной воды

В регенеративной системе блоков постоянно происходит уменьшение количества воды (потери с продувкой, утечки через неплотности, невозвращенный конденсат с производства, собственные нужды). Вода для восполнения этих потерь должна быть химочищена и деаэрированна.



Рисунок 8 - Схема подготовки добавочной воды

2.5.2.2 Расчет расширительного бака №1

(Расширитель непрерывной продувки I ступени)

Целью расчета расширительного бака является определение количества образующихся воды и водяного пара. Расчет состоит в решении системы уравнений теплового и материального баланса.

Т.к. схема подготовки добавочной воды общая для обоих блоков, расход продувочной воды принимаем суммарным:

Энтальпия продувочной воды соответствует энтальпии насыщения при давлении в барабане котла. Энтальпии воды и пара, образующихся в расширительном баке, соответствуют энтальпиям насыщения при давлении в баке (0,6 МПа).

Количество пара, образующегося в расширительном баке №1 при расширении продувочной воды:

Количество воды:

2.5.2.3 Расчет расширительного бака №2

(Расширитель непрерывной продувки II-й ступени)

Аналогичен расчету расширительного бака №1, и начинается с составления системы балансовых уравнений.

Энтальпии воды и пара, образующихся в расширительном баке, соответствуют энтальпиям насыщения при давлении в баке (0,12 МПа). Количество пара, образующегося в расширительном баке №2:

Количество воды:

2.5.2.4 Расчет теплообменника непрерывной продувки

Теплообменник непрерывной продувки (ТНП) предназначен для утилизации тепла переносимого водой, образующейся во втором расширительном баке, и служит первой ступенью подогрева добавочной воды.

Рисунок 9 - Теплообменник непрерывной продувки

Целью расчета ТНП является определение температуры добавочной воды на выходе из теплообменника, которую можно определить из уравнения баланса:

Температура добавочной воды после ТНП:

где =0,98 - КПД теплообменника непрерывной продувки;

t'=104 °C - температура продувочной воды на входе в ТНП;

t"=50 °C - температура продувочной воды после ТНП;

- расход добавочной воды через ТНП, определяемый по следующей формуле:

Таким образом, температура добавочной воды после ТНП: Для зимнего режима работы

Для летнего режима работы

t_сыр^тнп = 0,98 * 14,585 * (104 - 50) /64,585 + 15 = 26,95 °C

2.5.2.5 Расчет ПВП добавочной воды

ПВП добавочной воды необходим для подогрева воды до температуры при которой возможно проводить химическую очистку. В расчете определяется количество греющего пара, который необходимо подать на ПВП.

Рисунок 10 - ПВП добавочной воды

Количество греющего пара рассчитывается по следующей формуле:

т/ч

Для зимнего режима работы

D_пвп = 64,585 * (35 - 16,95) -4,19 /2200 = 2,22 т/ч

Для летнего режима работы

D_пвп = 64,585 * (35 - 26,95) -4,19 /2200 = 0,99 т/ч

2.5.2.6 Расчет ПВП, расположенного перед деаэратором

Данный ПВП необходим для подогрева воды до температуры при которой в деаэраторе добавочной воды не будет возникать гидравлических ударов.

Рисунок 11 - ПВП, расположенный перед деаэратором

Количество греющего пара рассчитывается по следующей формуле:

т/ч

где t_пвп^п/д = 80 °С - температура подпиточной воды на входе в деаэратор; t_XBO = 35°C - температура воды после химочистки.

Количество греющего пара:

D_пвп^п/п = 64,585 * (80 - 35) * 4,19 /2200 = 5,535 т/ч

2.5.2.7 Расчет деаэратора добавочной воды

Деаэратор добавочной воды предназначен для удаления агрессивных газов, так же деаэратор работает как подогреватель смешивающего типа. Расчет деаэратора состоит в определении расхода греющей среды, которой является пар с параметрами насыщения при давлении в деаэраторе (0,12 МПа), и расхода добавочной воды после деаэратора.



Рисунок12 - Деаэратор добавочной воды

Для решения этой задачи составим систему балансовых уравнений:

Расход добавочной воды после деаэратора:

G_доб =1,675-(2683-2683)+64,585•(334,94-2683)/(439,4-2683)=67,592 т/ч

Расход греющей среды: D_гр =67,592 - 1,675 - 64,585 = 1,332 т/ч

2.6 Баланса пара

Таблица 6 - баланса пара

Приход	Расход
Пар 13,8 МПа
Источник пара	Количество пар, т/ч	Потребитель пара	Количество пара т/ч
Е-500-13,8-560	485	Т-1 10/120-130-4	485
Е-500-13,8-560	485	Т-1 10/120-130-4	485
Итого	970	Итого	970
Пар 0,12 МПа
Т-1 10/120-130-4	310		I	II	III	IV
		ПВП	12,79	12,79	12,79	0
		СП	219,27	216,46	161,74	49,83
		ПВП	2,22	2,22	2,22	0,99
		ПВПп/д	5,535	5,535	5,535	5,535
		Д	1,332 1,675	1,332 1,675	1,332 1,675	1,332 1,675
РНП	1,42
Итого	310	S	242,82	240,01	185,29	59,362

2.7 Выбор вспомогательного оборудования

2.7.1 Оборудование для подготовки топлива

2.7.1.1 Расчет расходов топлива котельными установками

Расход топлива котельной установкой рассчитывается по следующей формуле:

, т/ч

где D_ка - количество пара, вырабатываемого котельной установкой, что соответствует расходу пара на турбину с запасом в 3%, т/ч;

h₀ - энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

h_пв - энтальпия питательной воды, кДж/кг;

h'_пр - энтальпия продувки, кДж/кг;

Q_H^P - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;

з_ка - КПД котельной установки.

2.7.1.2 Расход топлива на Е - 500 - 13,8 - 560БТ

D_ка = 499,55 ? 500 т/ч

Используя [7] определяем энтальпии пара и воды:

h₀ = 3484 кДж/кг;

h_пв= 993,6 кДж/кг;

h'_пр= 1617,2 кДж/кг

Расход топлива:

В = [1000•(3484 - 993,6) + 0,02 * 1000-(1617,2 - 993,6)] / [12180 * 0,9] = 228,32 т/ч = 63,42 кг/с

2.7.1.3 Выбор конвейера для подачи топлива

Выбор конвейера для подачи топлива заключается в расчете ширины конвейерной ленты и приведения ее к стандартному размеру. Для расчета ширины конвейерной ленты применяют следующую зависимость:

, м

где В_р - расчетный расход топлива, т/ч;

k_б = 470 - коэффициент площади поперечного сечения топлива на ленте [5, табл.№3.4];

k_в = l - коэффициент уменьшения сечения топлива на наклонном конвейере [5, табл.№3.3];

р_н = 0,78 т/м³- насыпная плотность топлива;

V = 2 м/с - скорость движения ленты.

Расчетный расход топлива:

В_р = В * (l-q₄/100) - 228,32 * (1-0,01)=226,03668 т/ч = 62,7858 кг/с

Расчетная ширина конвейерной ленты:

 м

Полученную ширину округляем до ближайшего стандартного значения указанного в ГОСТ: b = 0,600 м

Далее необходимо проверить достаточна ли принятая ширина, чтобы топливо не ссыпалось через край ленты, пользуясь при этом следующим соотношением: b ? 2d_M + 200, где d_м=250 мм - максимальный размер куска угля.

Т.к. по условиям нессыпаемости угля с конвейерной ленты ее ширина должна быть не меньше 700мм, то принимаем ближайшую стандартную ширину 800 мм.

2.7.1.4 Выбор бункеров сырого угля

Выбор бункеров сырого угля заключается в определении объемов БСУ, зависящих от степени реакционности топлива. Для назаровского бурого угля объем БСУ рассчитывается на 5 часов работы:

V_БСУ = 228,32 * 5 / 0,78 = 1463,6 м³

Выбирается по одному БСУ на мельницу. [3]

2.7.1.5 Выбор углеразмольных мельниц

По НТП для котлов с паропроизводительностью 300 т/ч и более устанавливается не менее трех мельниц с таким расчетом, что при выходе одной мельницы из строя оставшиеся в работе обеспечивают производительность не менее 60-65%. [3]

Учитывая приведенные выше условия, выбираем мельницы:

Для БКЗ-500-140-1 (В=114,16 т/ч) ММТ-2600/2550/590 (В=50 т/ч) в количестве 3 шт. на каждый блок.

2600 мм - диаметр рабочей части ротора;

2550 мм - длина рабочей части ротора;

590 об/мин - частота вращения вала;

Число бил - 128.

2.7.1.6 Выбор питателей сырого угля

Питатели сырого угля устанавливаются для равномерной подачи угля в нужных пределах. Выбор ПСУ производится по количеству мельниц из расчета один ПСУ на одну мельницу с запасом по производительности 10% от производительности мельницы:

Для БКЗ-500-140-1 (3 мельницы) ПС-1100/5000 в количестве 3 шт. [3]

1100 мм - рабочая ширина ротора;

5000 мм - расстояние между осями патрубков.

Скребковый питатель данного типа снабжен электродвигателем с возможностью широкого регулирования числа оборотов для уменьшения и увеличения подачи угля в мельницу.

2.7.2 Оборудование газо-воздушного тракта

2.7.2.1 Выбор дутьевых вентиляторов

По нормам технологического проектирования для котолоагрегатов с паропроизводительностью 300 т/ч и более устанавливается два дутьевых вентилятора производительностью 50%. Для выбора дутьевых вентиляторов необходимо рассчитать объем воздуха необходимого для горения:

, м³/с,

где k₃=l,l - коэффициент запаса;

В = 31,71 кг/с - расход топлива;

V_B° - теоретический объем воздуха необходимый для сгорания 1 кг топлива, м³;

t_B=30 °C - температура воздуха;

б = 1,2 - избыток воздуха в топке;

?б - суммарные присосы воздуха в газоходы котла;

В суммарные присосы входят следующие составляющие:

- присосы в топку, ?б_т

- присосы в пароперегревателе, ?б_ппр

- присосы водяного экономайзера, ?б_вэ

- присосы воздухоподогревателя, ?б_вп

- присосы пылесистемы, ?б_пп

?б_пр = ?б_т + ?б_ппр + ?б_вэ + ?б_вп + ?б_пп

Таким образом суммарные присосы составляют:

?б_пр = 0,05+0+0,02•2+0,03 •2+0,04=0,19

Для БКЗ-500-140-1

Объем воздуха необходимого для горения:

V_B = 1,1 * 31,71 * 3,62 * (1,2 - 0,19) * (30 + 273) / 273 =141,55м³/с =509,58 тыс.м³/ч

Используя [ ] выбираем дутьевые вентиляторы: ВДН-24-IIy (Q = 275 тыс. м³/ч) 2 шт. [3]

Вентилятор дутьевой с назад загнутыми лопатками, 24 - диаметр рабочего колеса, дм; II - индекс аэродинамической схемы; у - унифицированный.

2.7.2.2 Выбор дымососов

Выбор дымососов аналогичен выбору дутьевых вентиляторов и сводится к определению объема дымовых газов с дальнейшим подбором дымососов с необходимой производительностью. Так же как и при выборе дутьевых вентиляторов необходимо выбрать два дымососа с производительностью по 50%.

Объем дымовых газов определяется по следующей формуле:

, м³/с,

где V_г°-теоретический объем газов, образующийся при сгорании 1 кг топлива; t_ух = 120 °C - температура дымовых газов после золоуловителя; где k₃=l,2 - коэффициент запаса.

Для БКЗ-500-140-1

Объем продуктов сгорания:

V_г = l,2•31,71•4,39•(l,2 + 0,19)•(120 + 273)/273=334,26м³/с=1203,34тыс.м³/ч

Используя [3] выбираем дымососы:

ДОД-31,5 (Производительность 750 тыс. м³/ч) 2 шт.

Дымосос осевой двухступенчатый; 31,5 - диаметр рабочего колеса, дм.

2.7.3 Оборудование, обслуживающее пароводяной тракт ТЭС

2.7.3.1 Выбор питательных насосов

По нормам технического проектирования на блок устанавливается один питательный насос 100% производительности или два насоса по 50 % производительности. Так же следует учитывать, что при мощности блока до 300 МВт устанавливают питательные насосы с электроприводом, если мощность блока 300 МВт и более, то используют питательные насосы с турбоприводом.

Производительность питательного насоса: G_пн =D_ка • 1,05 • 1,02, т/ч

Для БКЗ-500-140-1

G_пн =499,55•1,05•1,02=535,02 т/ч

Используя [3] подбираем подходящий питательный насос:

Два ПЭ - 270 - 150 на блок.

производительность - 270 т/ч

напор - 15,0 МПа

число оборотов - 3000 об/мин

Для второго блока аналогичные насосы.

2.7.3.2 Выбор термических деаэраторов питательной воды

При выборе деаэратора необходимо учитывать, что производительность деаэратора равна производительности питательного насоса и объем бака аккумулятора при заполнении на 2/3 должен обеспечивать 7 минут работы питательного насоса при номинальной нагрузке. На блочных электростанциях устанавливаются один или два деаэратора на блок.

Объем деаэратора:

м³

Для БКЗ-500-140-1

Производительность деаэратора: G_д = G_пн =535,02 т/ч

Объем бака аккумулятора:

м³

Используя [3] производим подбор деаэратора с необходимыми параметрами:

Два ДП - 225/65 на блок.

225 - производительность питательной воды, т/ч;

65 - объем бака аккумулятора.

2.7.3.3 Выбор конденсатных насосов

При выборе конденсатных насосов в данном расчете учитываются следующие потоки: пар из ЧНД турбины, добавочная химочищенная вода. Дренажи, сбрасываемые в конденсатор, в виду сложности в их определении в данном расчете не учитываются.

Пропуск пара в конденсатор определяется по следующей формуле:

D_K = D_т.у. /Br, т/ч,

где Вг=1,25 - коэффициент регенерации.

Поток добавочной химочищенной воды определяется ниже в расчете схемы добавочной воды.

Т-110/120-130

Пропуск пара в конденсатор:

D_K = 485/1,25 = 388 т/ч

Поток химочищенной воды:

G_хов = 64,53 т/ч

Таким образом расход основного конденсата через конденсатный насос:

G_к.н. = 388+64,53=452,53 т/ч

Используя [3], выбираем конденсатные насосы: Кс-200-130 3 шт.

Конденсатные насосы горизонтального исполнения; 200 - подача, т/ч; 130 - напор, м.вод.ст.

2.7.3.4 Выбор циркуляционных насосов

При выборе циркуляционных насосов учитываются следующие расходы технической воды:

- охлаждающая вода для конденсаторов (94%);

- гидрозолоудаление (2%);

- масло и газоохлаждение (1%);

- охлаждение подшипников (1,5%);

- химочистка воды (1,5%);

- другие нужды.

По известному расходу пара в конденсатор определяем расход охлаждающей воды:

G_ов =m•D_K, т/ч

Далее, решая пропорцию, определяем общий расход циркуляционной воды:

т/ч

Т-110/120-130

Расход охлаждающей воды: G_ов=50 • 388=19400 т/ч

Расход циркуляционной воды:

G_цн = 19400 •100/94 = 20638,3 т/ч

Используя [3], выбираем два циркуляционных насоса:

ОВП2-87

Подача: 10700 м³/ч

Напор: 13,6 м. (на блок)

О - осевой;

П - поворотно-лопастной;

В - вертикальный;

2 - номер модели колеса;

87 - диаметр рабочего колеса, см.

2.7.3.5 Выбор сетевых насосов

Расход воды на отопление: G_от=1566,23т/ч

Расход воды на горячее водоснабжение: G_гвс = 880,75 т/ч

Расход воды через сетевой насос:

G_сн = G_от + G_гвс = 1566,23 + 880,75 = 2446,98 т/ч

Используя [3], выбираем сетевые насосы: СЭ - 800 - 100 2шт + 1 резервный (на блок)

Сетевой электронасос; 800 - подача т/ч; 100 - напор, м.вод.ст.

2.7.4 Выбор водогрейных котлов

При отключении котлоагрегата, для повышения надежности блока, в качестве источника принимаем водогрейный котел, температура на выходе из водогрейного котла 150 °С, температура воды на входе в котел 70 °С.

G^р_пк = (t₁ - t₂) G_св / (t_пк - t₂),

где t₁ - температура прямой сетевой воды, °С; t₂ - температура обратной сетевой воды, °С; G_св = 1566,23 т/ч - расход сетевой воды.

G^р_пк = (150 - 70) 1566,23 / (150 - 70) = 1566,23 т/ч

Аналогичен выбор и для второго котла. [3]

Принимаем два котла типа KB - ТК -100 -150 , расход воды 1230/2480 т/ч

2.7.5 Техническое водоснабжение

В проекте ТЭЦ принята оборотная система технического водоснабжения. В качестве охладителей приняты две башенные градирни высокой производительности с металлической вытяжной башней. [10]

q = 7 -- плотность орошения;

F_ор = G_цн / q = 20638,3/7 = 2948 м²

Охлаждение циркуляционной воды происходит в основном за счет ее частичного испарения и конвективного теплообмена с воздухом.

F_ор = G_о.в. /q = 20638,3 / 7 = 2948,33 м²,

где G_о.в. = G_ц.н. = 20638,3 т/ч;

q = 7 - плотность орошения, т/м²•ч (гидравлическая характеристика градирни).

Выбираем две башенные градирни (по одной на блок):

БГ - 3200 у которой:

площадь орошения - 3200 м²;

гидравлические нагрузки - 20?26 тыс.м³/ч;

плотность орошения - 6?8 т/м -ч;

высота подъема воды -10м;

каркас - сталь;

обшивка - аллюминий;

высота башни - 91,5 м;

внутренний диаметр верхней части - 39,2 м;

внутренний диаметр нижней части - 79 м.

В настоящее время особенно остро стоит проблема экологии и охраны окружающей среды. Большинство крупных промышленно развитых регионов России находятся в неблагоприятных экологических условиях. Неблагоприятная экологическая ситуация в большинстве городов связана с вредными выбросами промышленных предприятий, большая доля из которых является выбросами объектов энергетики.

В настоящее время только тепловые электрические станции дают более 27% от общего числа промышленных выбросов. Поэтому, в связи с постоянным ухудшением экологической обстановки, особенно необходимо уделять внимание решению экологических проблем и мероприятиям природоохранного характера.

Природоохранная деятельность в энергетике приобретает качественно новый характер в связи с формированием системы законодательных актов по охране окружающей среды, нормированием и учетом вредных выбросов и ужесточением природоохранного законодательства в целом. К предприятиям-загрязнителям будут предъявляться существенные экономические санкции, что сделает нерентабельной работу таких предприятий.

Поэтому на большинстве энергетических предприятий остро стоит проблема организации экологически чистого производства, с минимальным загрязнением окружающей среды.

Пути решения данной проблемы разнообразны. Это применение новейших золоулавливающих устройств и фильтров, организация экологически чистых циклов сжигания топлива, применение установок по улавливанию окислов серы и азота.

Решение экологических проблем в энергетической отрасли страны будет являться одним из важнейших факторов развития энергетики в целом.

3. Расчет валового выброса вредных веществ в атмосферу

3.1 Расчетные данные для расчета

Место расположения и топливо	Ирк.обл., Назаровский бурый уголь
Марка, число к.а. и тип горелок	3хЕ - 500 - 13,8 - 560БТ, горелки вихревые
Полный расход топлива к.а., кг/с (т/ч)	31,71 (114,16)
Температура уходящих газов, °К	432
Тип золоуловителей	Электрофильтры
Температура самого жаркого месяца, °К	291,7
Температура среднегодовая, °К	271,2

Расчетные характеристики топлива:

Бурый уголь Назаровского месторождения.

W^p=39,5%

А^р=10,0%

S^p=0,61%

Н^р=3,63%

О^р= 17,96%

С^р = 27,7%

N^p=0,60%

Сумма =100%

V^r =48%

Q_н^р =12180 кДж/кг

Годовой расход топлива проектируемой ТЭЦ

В = n * В * h = 2 _ 114,16 * 7000 = 1598240 т/год,

где n = 2 -- число однотипных котлоагрегатов;

В = 114,16 т/ч - полный расход натурального топлива одним котлоагрегатом;

h = 7000 час/год - число часов работы.

3.2 Расчет валового выброса вредных веществ в атмосферу

3.2.1 Расчет выбросов в атмосферу частиц золы и недожога

Количество золовых частиц и недожога, уносимое из топок парогенераторов определяется:

М_тв = 0,01 * В * (б_ун * А^р + q ₄^ун * Q_н^р / 32680) * (1 - з₃),

где В = 63,42 кг/с - расход натурального топлива на парогенератор;

б_ун = 0,95 - доля золовых частиц и недожога, уносимых из котла;

А^р = 10,0 % - зольность топлива на рабочую массу;

q₄^ун = 1 % -- потери теплоты с уносом от механического недожога;

Q_н^р = 12180 кДж/кг - низшая теплота сгорания топлива на рабочую массу;

з₃ = 0,98 - доля твердых частиц, улавливаемых в электрофильтрах;

М_тв = 0,01 * 63,42 * (0,95 * 10+1 * 12180/32680) * (1-0,98) = 0,125кг/с

3.2.2 Расчет выбросов в атмосферу окислов серы

Количество окислов серы, поступающих в атмосферу с дымовыми газами в пересчете на SO₂:

M_S02 = 0,02 * В * S^p * (1 - з^I_SO2) _ (1- з^II_SO2) _ (1 - з^с_SO2 _n_оч / n_к),

где В = 63,42 кг/с - расход натурального топлива на парогенератор;

S^р = 0,61 % - содержание серы в топливе на рабочую массу;

з^I_SO2 = 0,2 - доля окислов серы, связываемых летучей золой в газоходах парогенератора;

з^II_SO2 = 0 - доля окислов серы, улавливаемых в электрофильтрах попутно с улавливанием твердых частиц;

з^с_SO2 = 0 - доля окислов серы, улавливаемых в сероочисткой установке;

n_оч, n_к = 0 - длительность работы сероулавливающей установки и котла.

M_S02 = 0,02 * 63,42 * 0,61 * (1 - 0,2) * (1 - 0) * (1 - 0) = 0,62 кг/с

3.2.3 Расчет выбросов в атмосферу окислов азота

Количество окислов углерода, поступающих в атмосферу с дымовыми газами составляет:

M_N02 = 10^-3 * К * В *(1 - 0,01 * q₄) * в₁ *(1 - о₁ * r) * в₂ _в₃ _ о₂,

где К = коэффициент, характеризующий выход окислов азота кг/т.у.т., для котлов паропроизводительностью больше 200 т/ч он вычисляется по эмпирической формуле:

К = [12_D_ф] / [200 + D_н],

где D_ф, D_н - фактическая и номинальная паропроизводительность котла, т/ч

К = [12 * 500] / [200 + 500] = 8,571

В_у.т. = В_нат * Q^р_н /29320 = 63,42 _ 12180 /29320 = 26,35 кг/с

- расход условного топлива на парогенератор;

в₁ - коэффициент, учитывающий влияние на выход окислов азота качества сжигаемого топлива, находится по формуле:

в₁ = 0,178 + 0,47 _ N_r,

где N_г = 1,19 % - содержание азота в топливе на горючую массу

в₁ = 0,178 + 0,47 * 1,19 = 0,7373

о₁ = 0 - коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку парогенератора;

r = 0 - степень рециркуляции дымовых газов в топку;

в₂ = 1 - коэффициент, учитывающий конструкцию горелок;

в₃ = 1 - коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления;

о₂ = 1 - коэффициент, характеризующий снижение выбросов окислов азота при подаче части воздуха помимо основных горелок.

M_N02=10^-3 _ 8,571 _ 26,35 _ (1- 0,01 * 1) * 0,7373 * (1 - 0) _ 1 _ 1 _ 1 = 0,165кг/с

3.2.4 Расчет содержания бенз(а)пирена (БШ в продуктах сгорания ТЭЦ

Количество бенз(а)пирена (БП), поступающее в атмосферу:

М_БП = 1,1 _ 10^-9 _ С_БП^тв _ V_г _ В_год, т/год,

С_БП^тв - концентрация БП в дымовых газах:

С_БП^тв = 5 * 10^-3 * А₁ * Q_н^р * [(100 - з_ул) / 100] * К_оч^до,

где А₁ - коэффициент, определяемый по формуле

А₁ = 1,62 * е ^{(-4,1_б"кпп)} = 1,62 * е^(-4,1_1,2) = 0,01182

Q_н^р = 12180 кДж/кг - низшая теплота сгорания топлива на рабочую массу;

з_ул = 70 % - степень улавливания БП в золоуловителях (для электрофильтров принимается 60?80 %);

К_оч^д° = 1,5 - коэффициент, учитывающий увеличение концентрации БП в уходящих газах во время дробевых очисток поверхностей нагрева котла;

В = 63,42 кг/с - расход натурального топлива на парогенератор.

С_БП^тв = 5 * 10^-3 * 0,01182 * 12180 * [(100 - 70) / 100] * 1,5 = 0,324 мкг/м³

М_БП = 1,1 * 10^-9 * 0,324 * 7,5209 * 2000083,2 = 0,0054 т/год

V _г' = V°_r + 0,5 * V°_B = 7,5209 м³/кг

Максимальный разовый выброс БП в атмосферу:

М_БП^max = V_г _ С_БП^тв _ 10^-9 _ В_(1-0,01_q₄),

где Расчет теоретически необходимого для полного сгорания топлива воздуха (V₀), теоретического объема азота (V°_N2), объема трехатомных газов (V_R02), теоретического объема водяных паров (V_H2О) производится

V⁰ = 0,0889 * (С^р + 0,375 * S^p) + 0,265 * Н^р - 0,0333 * О^р;

V°_N2 = 0,79 * V° + 0,8 _ N^p/ 100;

V_R02 = 1,866 * (C^p + 0,375 * S^p) / 100;

V_H20 = 0,111 * H^p + 0,0124 * W^p + 0,0161 _ V°;

V_r = V_RО2 + V⁰_N2 + V_H2О + (б - l)_V⁰ + 0,0161 _ (б - l)-V⁰;

V₀ = 0,0889 * (27,7 + 0,375 * 0,61) + 0,265 * 3,63 - 0,0333 * 17,96 = 4,043

V°_N2 = 0,79 * 4,043 + 0,8 * 0,6 /100 = 3,19877

V_R02 = 1,866 * (27,7 + 0,375 * 0,61) / 100 = 0,521

V_H20 = 0,111 * 3,63 + 0,0124 * 39,5 + 0,0161 * 4,043 = 0,958

V_r = 0,521 + 3,19877 + 0,958 + (1,4 - 1) * 4,043 + 0,0161 * (1,4 - 1) * 4,043 = 6,32

С_БП^тв = 6,32 * 0,324 * 10^-9 * 63,42 * (1 - 0,01 -1) = 0,128 * 10^-6 мкг/м³

В = 63,42 кг/с - расход натурального топлива на парогенератор;

q₄ = 1 % - потери теплоты с уносом от механического недожога;

М _БП^max = 6,32 * 0,128 * 10^-6 * 10^-9 * 63,42 * (1 - 0,01 -1) = 0,05 * 10^-12 т/час

3.3 Расчет высоты дымовой трубы

Минимально-допустимая высота дымовой трубы, при которой обеспечивается значение максимальной приземной концентрации вредного вещества, равное предельно-допустимой концентрации (ПДК) для труб при наличии фоновой загрязненности от других источников, рассчитывается по формуле:

,

где А = 200 - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы для неблагоприятных метеорологических условий, определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных веществ в атмосферном воздухе;

F = 1 -- безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе;

m, n - безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выходов дымовых газов из устья дымовой трубы;

з = 1 -- безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности;

М - масса вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу в единицу времени, кг/с;

ПДК - предельно допустимая концентрация вещества, мг/м³;

N = 1 шт. - число одинаковых дымовых труб;

V₁ - объем дымовых газов, приходящийся на дымовые трубы, м/с.

Задаемся значениями Н = 120 м, Д = 7,2 м.

?T = Т_г - Т_в = 402 - 297,2 = 104,8 °К,

где Т_г - температура выбрасываемых дымовых газов, °К

Т_в - температура окружающего атмосферного воздуха, °К

V₁=B_(l - 0,01_ q₄)_V_r_T_r / 273=63,42_(l-0,01_l) _6,32_402/273=584,31 м³/c

Безразмерные коэффициенты m и n определяются в зависимости от параметров f и х_м

f = 1000 * w₀² * Д / (Н² * ?T),

где w₀ - средняя скорость дымовых газов в устье дымовой трубы, м/с

Д - диаметр устья дымовой трубы, м

Н - высоты дымовой трубы, м

х_м = 0,65 * _?T / Н;

Коэффициент m определяется по формуле:

m = 1 / (0,67 +0,l _ +0.34 );

w₀ = (4_B_p _V_r _T_r) / (П_Д² _273)

х_м = 0,65 * * 104,8 / 120 = 5,2

х_м >2 => n = 1

w₀ = (4 _ 62,7858 _ 6,32_ 402) / (3,14_ 7,2² _273) = 14,8 м/с

f = 1000 * 14,8² * 7,2 / (120² * 104,8) = 1,05

m = 1 / (0,67 + 0,1 _ +0,34 ) = 0,89

м

Принимаем размеры Н = 120 м, Д = 7,2 м

Методом сжигания топлива с целью подавления окислов азота является двухступенчатое сжигание топлива.

Учитывая, что уголь Назаровского месторождения малосернистый, можно предложить малозатратную реконструкцию топки котла по схеме двухступенчатого сжигания. Такая схема дает возможность уменьшить количество воздуха на начальном участке факела, за счет уменьшения количества воздуха подаваемого в горелки, при этом создается зона с недостатком кислорода (б=0,9-0,95) и в результате большая часть азотосодержащих компонентов топлива, выделяющаяся вместе с летучими, переходит не в окислы азота NO_X, а в безвредный молекулярный азот N_r, за счет снижения температуры факела в ядре горения.

Для полного сгорания топлива в конечную зону факела вводится так называемый третичный воздух в количестве 10-15 % от теоретически необходимого. От интенсивного смешивания третичного воздуха с продуктами сгорания основных горелок зависит полнота выгорания топлива и степень повышения температуры газов на выходе из топки. Аналогичная схема двухступенчатого сжигания топлива уже внедрена на котлах разного типа, сжигающих кузнецкие каменные угли и промпродукты.