Тепломеханічний розрахунок електростанції потужністю 275 МВт

економічність будівництва й експлуатації. Капіталовкладення в головний корпус, витрати матеріалів на будівництво конструкцій й різних технологічних ліній повинні бути найменшими. Умова зниження витрат на будівництво технологічних ліній комунікацій й експлуатаційних витрат , обумовлено енергетичними витратами в цих лініях. Для виконання цих вимог технологічно зв'язане обладнання повинно бути якомога ближче розташовано.

зручність експлуатації, будівництва й монтажу обладнання головного корпусу. Компоновка головного корпусу повинне передбачати зручне централізоване автоматичне керування роботою агрегатів й енергоблоків, зручні місця для розміщення щитів і пультів керування. Для контролю роботи обладнання, його ревізії, проведення ремонтних робот повинно забезпечуватись зручний доступ до елементів обладнання. Навколо обладнання повинно бути достатньо місця для проведення вказаних робот.

виконання санітарно-гігієнічних умов праці персоналу електростанції, а також життя населення неподалік електростанції. Для захисту від забруднення передбачено очистка димових газів парогенераторів від шкідливих органічних речовин. Робочі місця персоналу електростанції забезпечують добрим освітленням й вентиляцією.

Проведення монтажних і ремонтних робіт повинно забезпечуватись необхідними вантажопідйомними механізмами. Обов'язкове встановлення в машинному залі одного чи двох вантажопідйомних мостових кранів, розрахованих на підняття найбільш важких деталей турбоагрегатів. В приміщенні парогенераторів встановлюють один чи два мостових крани. Допоміжне обладнання також обслуговується вантажопідйомними механізмами.

Монтажно-ремонтні площадки з залізно дорожнім в'їздом виконують в машинному відділенні з сторони змінного торця будівлі ТЕЦ. Встановлюють залізно дорожній в'їзд й в парогенераторне приміщення, крім цього передбачено, в'їзд автотранспортом, електрокарами й тягачами.

Необхідно передбачити можливість додаткового розширення головного корпусу.

1.6 Допоміжні господарства ТЕЦ

Допоміжні господарства на ТЕЦ призначені для нормальної роботи основного обладнання головного корпусу. До допоміжних господарств належить: паливне господарство - забезпечує розвантаження палива та безперервну подачу палива зі складу в систему паливо приготування розміщеного в головному корпусі ТЕЦ; господарство хімводоочистки й систем технічного водопостачання - забезпечує приготування обезсоленої підживлювальної води для поповнення втрат в циклі ТЕС.

1.6.1 Паливне господарство

Паливне господарство ТЕЦ потрібне для розвантаження, обліку, зберігання, внутрішнього транспортування й приготування (дроблення, підігрів) палива що надходить на електростанцію. На даній ТЕЦ присутні два паливні господарства: для рідкого палива та твердого.

Допоміжне господарство для твердого палива. Найбільш дорогим й складним є дане господарство. Тверде паливо на ТЕЦ доставляється залізничним транспортом. Для перевезення в основному використовується чотиривісні полу вагони вантажомісткістю 60 т, а також шестивісні на 93 т й восьмивісні полу вагони вантажомісткістю 125 т. Вагони оснащені нижніми розвантажувальними люками. Завантажені полу вагони зважуються на спеціальних вагах й подаються в розвантажувальне приміщення. Взимку вагони з паливом проходять через розморожувальні приміщення (тепляки). Після розвантаження паливо подається на склад для зберігання, або направляється в котельне відділення ТЕЦ на спалювання. По дорозі в котельне відділення паливо проходить через дробильне приміщення, де роздроблюється до кусків з лінійним розміром не більш 10-15 мм. Після цього воно повторно зважується на конвеєрних вагах й з нього відбирається середня проба на хімічний аналіз й на визначення теплоти згоряння палива. З останнього розподільчого конвеєра паливо потрапляє в бункера сирого вугілля котлоагрегатів.

В якості розвантажувальних пристроїв можуть використовуватись вагоноперекидачі (рроторні, бокові, або торцеві) розвантажувальні притсрої, з щільовими бункерами й траншейного типу - багерними перевантажувачами.

Для прийому палива під вагоноперекидачем розміщенні приймальнібункера. Для запобігання налипання й зависання палива стінки бункерів обігріваються.

З бункерів паливо подається стрічковими живильниками. Для запобігання несправностей в дробарках від випадкових металічних предметів встановлюється шківний метало вловлювач.

Транспортування твердого палива по теріторії електростанції повністю механізоване. Приміняютьсяч транспортні машини безперевної дії, завантаження й розвантаження яких проводиться на ходу. До них відносять конвеєра (стрічкові, пластинчаті, ковшові, шнекові) та ковшові елеватори. Конвеєра використовуються для горизонтального й під кутом до горизонту переміщення палива, елеватори ж використовуються тільки для вертикального підйому.

Траса паливо подачі електростанції виконана двонитковою з двома паралельними групами конвеєрів, кожна з яких забезпечує подачу повної кількості палива при максимальному навантаженні ТЕЦ.

В тракті паливо подачі тверде паливо підлягає дробленню. Першим ступенем дроблення є дроблення крупних шматків й змерзлих глиб палива. Друга ступінь дроблення палива проводиться в дробильному приміщенні тракту паливо подачі до шматків розміром не більше 15 мм. Для дроблення вугілля до таких розмірів використовують молоткові дробарки.

Подрібнення палива виконується молотами. Ударами молотків шматки палива розколюються, відкидається на відбійні броньовані плити, руйнуються при ударі й розмелюються молотками на відбійних плитах.

В системі паливо подачі ТЕЦ використовуються живильники, для рівномірної й безперервної подачі палива на транспортуючі пристрої.

Для надійної роботи паливо подачі передбачена автоблокування, вимикаючи усі попередні по ходу палива механізми, за виключенням дробарок. Пуск механізмів паливо подачі можливе лише в відповідній послідовності, протилежно ходу палива, а зупинка - в зворотній послідовності.

Для забезпечення ТЕЦ паливом здійснюється резервний запас палива, який в свою чергу ділиться на оперативний резерв - в бункерах головного корпусу; та на витратному складі, та на довготривалий - на резервному складі. Запас палива на витратному складі потрібен для систематичного вирівнювання відносно невеликих розходжень в кількості отриманого й спаленого палива. Резервні склади використовуються для довготривалого планового зберігання запаса палива.

Допоміжне господарство для рідкого палива. В якості рідкого палива на ТЕЦ використовується мазут. Мазут на електростанцію доставляється залізницею. В цистернах вантажомісткістю 50, 60 й 120 т, а також автотранспортом.

Розрізняють розпалювальне й основне мазутне господарство на ТЕЦ. Розпалювальне господарство споруджується на усіх електростанціях, спалюючих тверде паливо, де резервним паливом є мазут чи газ.

Мазутне господарство включає в себе приймально-розвантажувальну естакаду, сховище насосну, паромазутопроводи для зв'язку з котельним відділенням головного корпусу, від якого в цілях пожежної безпеки мазутосховище повинно бути розташовано на відстані від 200 до 1000 м.

По залізниці цистерни з мазутом подаються в приймально-розвантажувальне приміщення (тепляки). В них мазут розігрівається безпосередньо введенням пари, або за рахунок опромінення трубними екранами, обігріваємих паром й конвекцією від циркулюючого підігрітого повітря.

При доведені розігрітого мазуту в тепляках до рідкої фази його зливають. Мазут при зливі попадає в міжрельсовий залізобетонний лоток, обладнаний паровими підігрівачами з труб, розташованих на дні й на стінках. Зливні жолоба виконані з нахилом 1-2%. Потім, мазут стікає в прийомно-резервні залізобетонні резервуари об'ємом 600-1000 м³. Вони обладнані секційними трубчатими паровими підігрівачами для підтримки мазуту не нижче 70 С.

Об'єм резервуарів розпалювального господарства складає 1000 й 2000 м³.

Для основного мазуто господарства при доставці залізницею використовують резервуари об'ємом до 50000 м³_.

Розпалювальне господарство при сумарній паровій потужності до 4000 т/год повинно мати баки об`ємом 3000 м³.

Мазут в резервуарах підігрівають двома методами; стаціонарними поверхнями парових підігрівачів, прокладених на дні резервуара, й циркуляцією мазуту з підігрівом в зовнішніх трубчатих підігрівачах.

Для подачі мазуту в котельню розташованою неподалік від мазутосховища будується насосна станція, зв'язана з котельнею паро- й мазутопроводами. Мазут в котельню подається по двом ниткам, одна з яких резервна. Передбачено постійна рециркуляція мазуту в трубах для запобігання його застигання.

Обладнання насосної станції включає мазутні насоси, фільтри, підігрівачі, трубопроводи з арматурою й вимірювальною апаратурою. Мазут з прийомних резервуарів в основні подається відцентровими заглибними насосами. Для подачі мазуту в котельню встановлюють в більшості випадків відцентрові електронасоси консольного типу. Для підтримання необхідного тиску мазуту перед Форсунками при механічному розпиленні застосовуються насоси двох підйомів.

1.6.2 Система технічного водопостачання

1.6.2.1 Споживання води на ТЕЦ

Основним споживачем води на ТЕЦ є конденсатори парових турбін (93-96%), де вода використовується для конденсації відпрацьованої пари й підтримки вакууму. Крім того, вода витрачається для охолодження водень-генераторів й охолоджуючого повітря габаритних електродвигунів (2,4-3,7%), для охолодження масла турбоагрегатів й живильних турбонасосів (1,1-1,3%), для охолодження підшипників допоміжних механізмів - технічна вода (0,3-0,7%), для гідро шлаковидалення (0,1-0,4%), для поповнення витрат пари й конденсату в циклі станції (0,04-0,09%). Витрати охолоджуючої води для конденсації відпрацьованої пари визначається з рівняння теплового балансу конденсатора.

Якщо в конденсатор турбіни відводиться тільки відпрацьована пара турбіни й нема підведення тепла з інших потоків рівняння теплового балансу має вигляд:

,МВт

де Q_к -тепло, передане сконденсованим паром охолоджуючій воді, МДж/кг;

D_к та G_ов - відповідно, витрати сконденсованої пари й охолоджуючої води, т/год:

- відповідно, ентальпії відпрацьованої пари та конденсату, кДж/кг;

і_в1 та і_в2 - відповідно, ентальпії охолоджуючої води до і після конденсатора, кДж/кг.

Ще одним показником є кратність охолодження - m, тобто відношення охолоджувальної води й сконденсованої пари, кг води/кг пари:

Температура охолоджуючої води t₁ та t₂ й сконденсованої пари t_r, зв'язані відношенням:

t_к= t₁+t_в+=t_к+, С

Значення t_к, t_2ц, - визначають при комплексному технічно-економічному розрахунку турбіни, конденсатора системи водопостачання. Таким чином, чим дорожче паливо й чим вище використання потужності в році, тим глибше економічна величина вакууму. При технічно-граничному вакуумі ККД турбоустановки може мати максимальне значення. Економічно найвигідніша кратність охолодження 40-60. Ця величина залежить від при року; взимку вона приблизно вдвічі менша ніж влітку.

1.6.2.2 Зворотне водопостачання з градирнями

Вибір джерела й системи водопостачання ТЕС в значній мірі визначається співвідношенням між потрібною кількістю води в різні періоди року й мінімальною витратою води в річці за той же час.

Розрізняють три основні системи технічного водопостачання ТЕС: прямоточна, зворотня й змішана (комбінована). Прямоточна система забезпечує електростанцію водою з ріки зі скиданням використаної води в ту ж таки ріку, але нижче ніж проводиться відбір. Прямоточна система забезпечує найбільш низьку температуру води й найбільш глибокий вакуум в конденсаторах турбін при відносно недорогих гідротехнічних спорудах. Від берегової насосної вода по напірних трубопроводах подається в турбінне відділення, пропускається через конденсатори й скидається в ріку нижче за течією на такій відстані, щоб не було підмішування нагрітої води до свіжої охолоджуючої.

Зворотня система приймається, коли дебіт джерела недостатній для прямоточної системи, або коли ТЕС розташована на далекій відстані від ріки. Зворотня система має штучні охолоджувальні пристрої: пруди охолоджувачі; або градирні. В них відбувається охолодження циркуляційної води нагрітої в конденсаторах турбін.

В пристроях для охолодження циркуляційної води приймається принцип випаровувального охолодження, що значно збільшує інтенсивність теплообміну між водою й повітрям.

В зв'язку з тим, що географічне місце розташування не дозволяє примінити відкриту систему водопостачання, тому приймається система зворотнього водопостачання з градирнями, це веде до економії території.

Градирня - основний вид штучного охолодження. Основною робою частиною градирні є зрошувальний пристрій, в якому вода, після конденсатора турбіни, розділяється на струмини й каплі, або стікає вниз по щитах в вигляді плівки. Вода в вигляді крапель або плівки охолоджується за рахунок дотику з повітрям. Нагріте, насичене водяними парами повітря відводиться в гору під дією природної тяги через витяжну башту. Повітря поступає через вікна висотою 3-12м, розташованих по периметру башти.

Витяжну башту градирні виконують по типу многокутника в плані з металічним зовнішнім каркасом й обшивкою з дерева, азбоцементу, алюмінію. Круглі градирні використовуються також з залізобетонною баштою гіперболоїдної форми. На ТЕС приймаються габаритні градирні, вибираючи загальну потужність по літньому режиму роботи турбіни при розрахункових теплофікаційних відборів пари.

При максимально пропускній здатності конденсатора КГ-2-16000-І - технічної циркуляційної води 32000 м³/год приймається дві градирні типу БГ-2100-70 (за даними АТЕП). Це дозволяє в зимовий час, коли кількість охолоджувальної води в конденсаторі приблизно в два рази менша, вивести оду з градирень в ремонт. Нижче будуть приведені технічні характеристики градирні типу БГ-2100-70.

Технічні характеристики баштової градирні марки БГ-2100-70

Площа зрошення, м²...................................…….......................2100

Гідравлічне навантаження, тис. м³/год......................................13,5-16

Щільність зрошення, м³/(м²год)....................................................6-8

Висота підйому води, м……………………………………………8,75

Температура циркуляційної води, ^оС………………………………20

Габаритні розміри, м:

висота башти ......……...................................................................64,8

діаметр нижньої частини……………………………………………33

діаметр верхньої частини…………………………………………52,2

Каркас - металевий, обшивка - азбоцемент.

1.6.3. Хімводопідготовка

1.6.3.1 Норми якості води

Правилами технічної експлуатації електростанції встановлено норми якості пари та води, що є інструкцією при експлуатації, забезпечивши надійну і економічну роботу обладнання.

Норми якості живильної води та пари становлять:

загальна жорсткість не більше 1 мкг-екв/кг;

вміст кремнію не більше 40 мкг/кг;

вміст кисню не більше: перед деаератором 30 мкг/кг,

після деаератора 10 мкг/кг;

вміст вільного сульфату перед економайзером не більше 2 мкг/кг;

вміст гідрозину перед економайзером не більше 2 мкг/кг;

вміст вуглекислоти (СО₂) в воді після деаератора повинна бути відсутня;

показник рН при температурі 25 С, для живильної води 9,10,1;

вміст аміаку та його сполук (в перерахунку на HN₃) не більше 1000 мкг/кг;

загальний вміст нітратів і нітритів не повинно перевищувати 20 мкг/кг;

вміст сполук заліза не більше 30 мкг/кг;

вміст сполук міді не більше 5 мкг/кг;

вміст масла та інших нафтопродуктів не більше 0,3 мкг/кг;

вміст кремнієвої кислоти не більше 25 мкг/кг;

вміст сполук натрію не більше 15 мкг/кг.

В циклах ТЕЦ завжди присутні втрати пари, води й конденсату. Найбільшу величину складають втрати конденсату пари, відпускаємого виробничим споживачам. Ці втрати залежать від характеру технологічних процесів в яких використовується пара. Ця величина змінюється в межах від 30% до 100%. Крім того присутні втрати в теплових мережах й пароперегрівачах, продувки котлів а також не організованих періодичні втрати. Для виконання безперервного технологічного процесу ТЕЦ необхідно поповнювати ці втрати. Сира вода з міського водопроводу, артезіанської свердловини чи ріки для цих цілей не придатна, тому що містить в собі розчинні солі, які при випаровуванні утворюють накип, це приводить до погіршення роботи усього агрегату. Тому усі парові котлоагрегати мають спеціальне обладнання для зміни хімічного складу сирої води відповідно до норм, що були описані вище.

Вибір методу обробки води й схеми водоочистки проводиться в залежності від якості сироі води, вимог пред'явлених для питної води котлів й підживлення тепломережі та кількості й якості повернутого конденсату.

1.6.3.3 Обладнання й методи хімводопідготовки

Продуктивність хімводоочистки визначається за розрахунком теплової схеми ТЕЦ й повинна забезпечувати приготування необхідної кількості хімічно-очищеної води на власні потреби хімводоочистки.

Громіздке обладнання ХВО розташовується на відкритому повітрі. При хімводоочистці повинен бути склад реагентів, запас повинен становити 30 діб.

Усі технологічні процеси хімводоочистки повинні бути автоматизовані. Сира вода на хімводоочистку подається з головного корпусу ТЕЦ, перед цим підігрівається до температури 30-40 С. Підігрів води до температури 30-40 С потрібно для запобігання конденсації вологи на трубопроводах й обладнанні хімводоочистки. Підігрів проводиться парою з відборів турбіни в підігрівачах розташованих в головному корпусі. Сира підігріта вода подається на хімводоочистку по однолінійному трубопроводу. Резервування подачі сирої води на ХВО проводиться іншим вводом із протипожежного водопроводу на площадці ТЕЦ. Хімічно очищена вода з ХВО подається в головний корпус ТЕЦ по двох трубопроводах, кожен трубопровід розраховується на 100% подачі хімічно очищеної води. Трубопроводи між головним корпусом і ХВО прокладається в каналі. Крім води, з головного корпусу приміщення ХВО прокладається трубопровід стисненого повітря потреба в якому присутня на усіх перспективних установках.

Після ХВО вода містить значну кількість розчинених газів. Тому вся хімічно очищена вода перед тим, як потрапити в котел проходить ступінь деаерації в деаераторах. Деаерації підлягає також виробничий конденсат й конденсат мережних підігрівачів.

Сучасні парові котли працюють з дуже великими тепловими нерівномірними навантаженнями поверхонь нагріву. При цьому не значні відкладення на стінах екранних труб може привести до перевищення допустимої температури стінки металу й подальшого розриву та виходу з ладу котлоагрегату. Для запобігання від цього передбачено фосфатування котлової води. Присадка фосфату проводиться централізовано в тракт живильної води до живильних насосів або добавлення в барабан котла індивідуальними насосами-дозаторами, встановленими в котельному відділенні ТЕЦ.

Конденсат, який повертається з виробництва крім забруднень окислами заліза може ще містити масла, органічні сполуки, солі жорсткості. Такий конденсат, який попадає в деаератор повинен пройти очистку.

На ТЕЦ з барабанними котлами використовуються хімічні методи підготовки додаткової води з підживлювальної води тепломережі: пом'якшення, обезкремненя, обезсоленя.

Видалення колоїдних й грубо дисперсних домішок проводиться методом коагуляції. В якості коагулянту використовують хімічний реагент Al2(SO4)3 або FeSO4.

Для пом'якшення води проміняють Н- та Na- катіонітові фільтри. Залишкова жорсткість води при цьому знижується до 10 мкг/кг.

1.7 Охорона навколишнього середовища від викидів на підприємстві

Токсичні речовини, викидаємі в атмосферу з димарів ТЕЦ, впливають на весь комплекс живої природи, у тому числі на людину.

Для захисту населення від шкідливих викидів за санітарними нормами, при проектуванні електростанцій передбачається віддалення їх від густо населених районів в межах санітарно-захисної зони, довжина якої обумовлена: кількістю викидів шкідливих речовин(оксидів сірки й азоту ) і розою вітрів, при цьому щоб концентрація шкідливих речовин у повітрі не перевищувала гранично допустимої норми (ГДК).

Певні труднощі додаються для забезпечення прийнятних концентрацій шкідливих речовин в повітрі, при будівництві ТЕЦ у районах з розвинутою промисловістю, чи у великих містах, де фонові концентрації однойменних забруднюючих речовин уже близькі до гранично припустимих значень. Тому у таких випадках, сприятливий вплив робить широкий розвиток теплофікації в цій місцевості, завдяки чому замість великої кількості дрібних котельних працюючих на кам'яному вугіллі, що не мають пристроїв для очищення димових газів, споруджують могутні теплоелектроцентралі, котрі розташовані на значній відстані від житлових кварталів і промислових підприємств. На цих ТЕЦ монтують сучасне енергетичне устаткування і споруджують високі димарі.

Одним з основних засобів зменшення забруднень шкідливими домішками, що викидаються через димарі ТЕЦ в атмосферу є поліпшення розсіювання димових газів. Цьому сприяє зменшення числа димарів на ТЕЦ і збільшення їхньої висоти, а також швидкості газів на виході з устя труби, що перешкоджає відхиленню потоку димових газів униз. При великій висоті труб димові гази, винесені у високі шари атмосфери, продовжують поширюватися в них, унаслідок чого різко знижується концентрація шкідливих домішок у приземному шарі повітря.

Метою даного розділу є визначення приземних концентрацій шкідливих речовин у районі будівництва, визначення висоти і кількості димарів та способу очистки димових газів від шкідливих речовин.

1.7.1 Шкідливі викиди на ТЕС

В димових газах ТЕС містяться шкідливі компоненти, що негативно можуть, при певних концентраціях, діяти на здоров'я людей, тварин й рослин. Склад шкідливих речовин в чималій мірі залежить від типу спаленого палива. При спаленні твердого й рідкого палива через димові труби електростанції викидаються в атмосферу: летюча зола й сажа, оксиди азоту й сірки, а також продукти неповного згоряння, оксиди ванадію, солі натрію, миш'як, двоокис кремнію, та інші.

За санітарними нормами прийнято граничні допустимі концентрації (ГДК) основних викидів в атмосферу на рівні дихання людини, мг/м³:

для золи та пилі ……………………………0.15(0.5)

для сажі…………………………………….0.05(0.05)

для окислу вуглецю………………..……..1(3)

для двоокису азота………………………..0.04(0.085)

для двоокису сірки……………..…………0.05(0.5)

В твердому паливі сірка знаходиться в вигляді колчеданної сірки (Fe₂S). При спаленні сірчистого палива утворюється 99% SO₂ та 1% SO₃.

Кількість окислів сірки викидаємого з димовими газами за рік, в перерахунку на SO₂ (без урахування сірко очисного пристрою), розраховано по формулі:

, кг/с

де S^P =3,1%- вміст сірки на робочу масу палива(табл. 2.3.)

- доля окислу сірки, вловлюваної летючою золою в газоходах парового котла(для вугілля);

- доля окислу сірки, вловлюваної в мокрому золовловлювачі;

- витрати палива на ТЕЦ енергетичними котлами(приймається з додатку 1).

Тому г/с

NO₂ утворюється при окислені NO атмосферним киснем. Утворення NO проходить в топці котла при частини азоту, який подається в топку котла разом з повітрям. Концентрація NO збільшується зі збільшенням температури, часу перебування газів в топці, та певної концентрації кисню (коефіцієнт надлишку повітря) й не залежить від спалюваного палива. Утворення NO закінчується в топці, окислення NO₂ починається в конвективних газоходах й закінчується в атмосфері.

Кількість викидів NO₂ визначається за такою формулою:

, г/с

де N=4 - кількість енергетичних котлів

- коефіцієнт, що характеризує вихід окислу азоту на одну тону спаленого умовного палива;

D_Ф=345 т/год - фактична парова потужність котлоагрегату;

D_Ном=420 т/год - номінальна парова потужність котлоагрегату;

В=11,8948 кг/с - витрати палива на ТЕЦ одним енергетичним котлом.

- теплота згоряння палива(за таблицею 2.3.);

q₄=0.5% - втрати теплоти від механічного недопалу;

₁=0,178+0,47N ^Г=0,178+0,471,0574=0,67498 - коефіцієнт вмісту азоту в паливі;

- вміст азоту в перерахунку на горючу масу палива

₂=1 - коефіцієнт, що враховує тип пальника(для вихрового пальника);

₃=1,6 - коефіцієнт, що враховує спосіб шлаковидалення(для рідкого шлаковидалення)

₂=1 - коефіцієнт враховуючий стадійність спалення палива(для одно стадійного спалення палива).

Так як , то 1-₁r=1

Тому

2.7.2 Очищення димових газів ТЕЦ

Зниження викидів шкідливих речовин на підприємствах є однією з болючіших проблем людства, бо потребує майже стовідсоткової очистки. Спалення палива на ТЕС пов'язано з виникненням продуктів згоряння, що містять летючу золу, частинки недопаленого палива, сірчистий ангідрид, окисли азоту та газоподібні продукти неповного згоряння, а при спаленні мазуту, крім того, сполуки ванадію, солі натрію, кокс та частинки сажі. В золі деяких палив міститься миш'як, вільний діоксид кремнію, вільний оксид кальцію та інші.

Проектування та спорудження електростанцій ведеться з виконанням вимог по гранично допустимим концентраціям основних викидів, забруднюючих атмосферу вихідними газами, на рівні дихання людини. Це забезпечується встановленням ефективних золоуловлювачів та спорудження димарів, дозволяючи розсіювати димові гази на великі відстані , знижуючи тим самим локальні концентрації шкідливих викидів. Коефіцієнт золовловлювання для ТЕЦ невеликої потужності (менше 500 МВт) приймається на рівні 94-99%.В якості золовловлювачів , як правило, застосовують електрофільтри, вологі золовловлювачі та батарейні циклони.

Вологі золовловлювачі типу МС-ВТІ та МВ-УООРТГРЕС дозволяють очищати димові гази на 95-97%. Основна ідея роботи фільтру полягає в відділенні частинок золи від потоку за допомогою відцентрових сил й прилипати до плівки води, омиваючої стінки фільтру, що виключає повернення частинок в потік газу. В такому типи золовловлювача крім уловлення золи відбувається хімічні процеси поглинання з димових газів оксидів вуглецю та сірки.

Принцип дії батарейного циклону полягає в підведенні димових газів в вхідну камеру й потім потік газів розподіляється по розташованих в ній циклонам. Потім за рахунок тангенціального підводу газів в циклони, потік газів закручується і рухається далі вниз по спіралі. Тверді частинки, що містяться в газах, під дією відцентрових сил по стінкам циклону попадають в бункер, а потік очищених газів відводиться з верхньої частини циклону. Ступінь очистки таких апаратів складає до 90%. Вони використовуються як індивідуально так одночасно й з іншими типами золовловлювачів, найчастіше з електрофільтрами.

В якості основних золовловлювачів на потужних електростанціях використовують електрофільтри. Ступінь очистки димових газів залежить від властивостей золи, швидкості руху газів та конструкції апарата. Очистка димових газів в електрофільтрі відбувається за рахунок нерівномірного електричного поля високої напруги (приблизно 50 кВ) й виникнення розряду між електродами. Утворені в зоні розряду іони й електрони спричиняють струм від кородуючого до осаджувального електроду - кородуючий стум. Частинки золи, находячись між електродами, заряджаються й осаджуються на них. При тривалості перебування газів в активній зоні фільтру не менше 8 с й при швидкості руху газів 1,2-1,5 м/с ступінь вловлювання складе 99-99,8%.

В курсовому проекті були прийняті в якості очисної ступені димових газів електрофільтри розміщених на відкритому повітрі.( див. креслення). Розрахунок та вибір електрофільтру не проводиться.

1.7.3 Вибір кількості й розрахунок висоти димової труби

Призначення димової труби є розсіювання токсичних речовин ,що містяться в димових газах, для того щоб їх концентрація на рівні дихання людини не перевищувала гранично допустимої концентрації, наведених вище.

Димова труба з одного боку ,є будівельною висотною спорудою, з іншого боку, - елементом технологічного циклу ТЕЦ, пов'язаного з викидами нагрітих та, як правило, агресивних димових газів, й складається з газовідводящого стволу чи футерівки, несучої конструкції-оболонки та фундаменту.

Димові труби повинні забезпечувати необхідну надійність роботи електростанції, розрідження в газоходах й відсутність збиткового тиску в димовій трубі, можливість проведення ревізії, планових чи аварійних ремонтів, можливість застосування індустріальних методів будівництва та монтажу.

Для забезпечення найкращого розсіювання шкідливих речовин в атмосферу й з техніко-економічної точки зору бажано мати мінімальну кількість димових труб. Зменшення кількості димових труб на ТЕС приводить до збільшення довжини газоходів та зниження надійної роботи станції при аваріях та ремонтах газових трактів. Тому для невеликої потужності ТЕЦ доцільно встановити одну димову трубу.

На ТЕЦ з різнотипним обладнанням (встановлені енергетичні й водонагрівальні котли) невеликої потужності, що мають різнотипні характеристики відведених газів використовують димову одноствольну трубу з повітряним зазором.

Мінімально допустима висота димової труби, при якій забезпечується значення гранично допустимої концентрації шкідливих викидів речовин(без урахування фонової концентрації) розраховується за формулою:

, м

де А - коефіцієнт, що залежить від температурної стратифікації атмосфери при несприятливих метеорологічних умовах та визначає умови вертикального й горизонтального розсіювання шкідливих речовин в атмосферу. Для України приймається значення - А=160.

m та n - безрозмірні коефіцієнти, враховують умови виходу газоповітряної суміші із устя;

М_SO2 =26058 г/с ,й М_{NO 2} =250,3г/с - відповідно кількість викидів окислу сірки та азоту в секунду;

F - безрозмірний коефіцієнт, що враховує швидкість осідання шкідливих речовин в повітрі. Для пилі при ступені вловлювання більше 90%, то F=2.

Z=1 - кількість димових труб однакової висоти;

V_Г - об'єм видалених димових газів, сумарно по всім трубам ТЕС, м³/с;.

T=140-20=120 ^оС - різниця між температурою видалених газів та середній температурі повітря най жаркішого місяця.

Гази на ТЕЦ з сухими золовловлювачами чи без них видаляються з температурою 130-160 ^оС. Найбільша температура самого жаркого місяця в м. Львів - 20 ^оС

Об'єм димових газів розраховується за формулою;

, м³/с

Коефіцієнт m визначається в залежності від параметра

за формулою

Безрозмірний коефіцієнт n для ТЕС приймається рівним одиниці, n=1

Висота димової труби - Н та діаме0тр устя - D_o в першому приближенні приймається нормативного ряду. Висота димової труби вибирається з шагом в 30 м: 120, 150, 180, 210, 240, 270, 300, 330, 360, 390, 420, 450 м. Внутрішній діаметр устя димової труби має такі значення: 6,0; 7,2; 8,4; 9,6; 10,8; 12,0; 13,8 м.

Швидкість - W_o , димових газів в усті труби вибирається в залежності від висоти димової труби та з техніко-економічного обґрунтування.(див. табл. 1.5)

Таблиця 2.5 До вибору висоти димової труби

Висота труби Н, м	120	150	180	250	320
Швидкість газів на виході Wo , м/с	15-25	20-30	25-35	30-40	35-45

Розрахунок висоти димової труби ведеться методом послідовних наближень, тому в першу чергу задаємося висотою димової труби та діаметром устя.

Діаметр устя приймаємо D_o =7,2 м

Висоту димової труби приймаємо Н=180 м.

За таблицею 2.5. встановлюємо швидкість газів на виході з устя димової труби., тобто вона становить: W_o=30 м/с.

Тоді, об'єм видалених димових газів ТЕС становитиме:

Параметр f становить

, тоді

З урахуванням вище перерахованих величин та коефіцієнтів мінімально допустима висота димової труби, при якій забезпечується значення гранично допустимої концентрації шкідливих викидів речовин(без урахування фонової концентрації) становитиме:

Отже, розрахунок показав, що розбіжність між прийнятою висотою та прорахованою не менше5%,тому приймаємо висоту димової труби 180 м й діаметр устя 7,2 м..

1.8 Системи та способи золошлаковидалення за межі електростанції

Шлак з-під котлів та зола з-під золоуловлювачів потрапляє в систему золошлаковидалення, що складається з всередині станційного (знаходиться до насосних станцій) й зовнішнього (після насосних станцій) золошлаковидалення. На даній електростанції зола та шлак видаляються гідравлічним способом. Основні операції в системі гідро шлаковидалення: видалення шлаку з-під котлів ї його дроблення; видалення золи з-під золовловлювачів; переміщення золошлакоматеріалу в межах котельного відділення по каналах до багерної насосної за допомогою струменів води, які подаються із встановлених в каналах спонукальних сопел; перекачка золошлакової пульпи багерними насосами по напірним пульпопроводах до золовідвалу; намив золошлакового матеріалу золовідвалу; освітлення води в відстійному ставку, перекачка освітленої води на ТЕС для повторного використання

На станції передбачено збір та видача шлаку споживачам. Передбачається гідравлічна система з трьох секційним шлаковідстійником, система з намивом шлаку в бурти або витратні відвали. Шлаковідстійник виконується залізобетонним з дренажною основою. Місткість однієї секції відстійника приймається не менше добового запасу та відстою шлаку. На ТЕЦ прийнято гідравлічне видалення золи каналами в насосну станцію. золу із бункерів каналу гідро золовидалення подають золозмивними апаратами безперервної дії з відкритим переливом. Шлакові та золові канали в межах площадки, а також в насосній станції виконують залізобетонними з облицюванням із каменелитих виробів і перекриваються легко розбірними конструкціями на рівні полу. Загальна кількість золошлакових матеріалів, які поступають в систем золовидалення ТЕС:

, кг/год,

де- витрати палива на ТЕЦ енергетичними котлами(з додатку 1).

А^P =25,8%- зольність палива на робочу масу (табл. 2.3.), а_УН=0,8 (за нормативним методом[12])

- теплота згоряння палива(за таблицею 2.3.);

- теплота згоряння горючих в шлаку.

q₄=0.5% - втрати теплоти від механічного недопалу;

_ЗУ=99% - ККД золовловлювача.

2. Генеральний план та вибір площадки будівництва ТЕЦ

Район спорудження теплової електростанції визначаються народногосподарськими планами, схемами розвитку енергосистем і теплопостачання [2].

Площадку для теплової електростанції вибирають по можливості ближче до споживачів електричної і теплової енергії, а також до місця видобутку палива і джерела водопостачання.

Електростанції працюючі на твердому паливі повинні мати неподалік від основної площадки місця для золо-шлако відвалів, в вигляді, наприклад, байраків, заплав чи старого русла ріки, вироблених кар'єрів вугілля при відкритому видобуванні й т. п., ємністю не менше розрахункового строку роботи ТЕС( 25 і більше років).

Площадку Генеральний план та вибір площадки будівництва ТЕЦ паводковими водами рік.

Площадка електростанції повинна мати достатні розміри для розміщення всіх необхідних споруджень і пристроїв. В залежності від потужності електростанції, її агрегатів і енергоблоків необхідна площа складає 25 - 50 га. Рельєф площадки (території) електростанції повинен бути по можливості рівним, різниця в окремих її місцях не повинна перевищувати 2 - 4 м. При спорудженні електростанції її територію планують (вирівнюють), обсяг земляних робіт при цьому повинний бути по можливості невеликий.

Територія електростанції повинна мати надійний міцний ґрунт, що допускає тиск на нього від будівельних споруджень приблизно не менш 0,2 - 0,25 МПа. Грунт, як правило, не повинен містити твердих скельних порід чи плавунів. Площадку електростанції не можна вибирати в районі зсувів, карстових утворень(пустот в вапняних породах і т. п.)

При виборі площадки будівництва електростанції враховують наявність особливих умов: вічна мерзлота грунту, сейсмічність району й т. п.

Рівень ґрунтових вод площадки ТЕС повинен бути на 3 - 4 м нижче рівня планування місцевості, тобто не вище звичайного рівня залягання фундаменту будинків та устаткування і низу підвалів. В іншому разі приходиться здійснювати гідроізоляцію підземних частин будинків і споруджень. Грунтові води по хімічному складу не повинні бути агресивними і не викликати корозії підземних частин будівель та споруджень.

Розташування площадки електростанції повинне бути по можливості близьким до залізничних магістралей, по яких передбачається підвіз палива, а також устаткування, будівельних конструкцій і матеріалів.

При виборі площадки будівництва повинне бути забезпечено:

- зручне прокладання залізно дорожніх шляхів електростанції до магістральних,

- зручний вивід ліній електропередачі високої напруги й електричних кабелів, трубопроводів пари, гарячої води (теплопроводів), шлакозолової пульпи, технічної, санітарної і зливової каналізації і т.д.,

- відсутність близько розташованих аеродромів,

- можливість спорудження димарів необхідної висоти - до 300 м.

При виборі місця і підготовки до спорудження електростанції збирають і вивчають дані за багаторічний період (десятки років), виконують необхідні дослідження. Місце і площадку для спорудження ТЕС вибирають на підставі техніко-економічного порівняння ряду варіантів місце розташування ТЕС.

Генеральний план електростанції являє собою план розміщення на основній виробничій площадці електростанції її основних і допоміжних споруд.

Генплан електростанції включає наступні виробничі підсобні будинки (див. креслення прикладений до даної пояснювальної записки), спорудження та пристрої: головний корпус з розташованими на відкритому повітрі димососами, електрофільтрами, димарем, підвищуючими трансформаторами; електричний щит керування, відкриті електричні розподільні пристрої 35 та 110 кВ; системи водопостачання, паливного господарства і золовидалення; приміщення хімічної очистки води; мастильне господарство; лабораторії і майстерні, склади устаткування і матеріалів; службові приміщення й ін.

У генплані електростанції поруч з основною територією передбачене місце для будівельно-монтажного полігона, на якому виконують зборку залізобетонних і сталевих конструкцій будинків. Є місце для добудування (розширення) головного корпуса у випадку збільшення потужності електростанції понад проектну через постійний ріст електричного і теплового навантажень району електростанції.

Між будинками, спорудженнями й установками в генплані передбачені необхідні пожежні розриви і проїзди.

До приміщень турбінного й котельного відділень, до відкритих розподільчих пристроїв й підвищувальним трансформаторам, до прийомно-розвантажувального пристрою паливо подачі й складу палива, до зливного пристрою мазутного господарства, до складів масла та інших матеріалів й обладнання забезпечено підвід залізничних та автомобільних доріг.

При компонуванні деяких будівель, пристроїв та інших споруд на генплані я намагався розташовувати так, щоб було в відповідності з основним технологічним процесом перетворення енергії на ТЕС. Тобто, паливне господарство розташоване зі сторони котельного відділення, устаткування водозабезпечення - неподалік турбінного відділення; підвищувальні трансформатори встановлені біля фасадної стіни турбінного відділення, димова труба біля приміщення котельного відділення.

Важливим фактором для правильного розміщення споруджень електростанції на генплані є пануючий напрямок і сила вітру, зображеного в верхньому лівому кутку креслення в вигляді "рози вітрів", що є обов'язковим. Під ”розою вітрів” в метрології розуміють графічне зображення відносного розподілення повторюваності значень середніх (або максимальних) швидкостей вітру за багатовіковий період досліджень, за вісьмома основними напрямками (румбам). Розу вітрів зображують в вигляді восьми векторів-радіусів, направлених до однієї загальної центральної точки за сторонами світу.

З урахуванням рози вітрів та вище згаданого відкритий вугільний склад було розміщено з підвітряної сторони по відношенню до головного корпусу ТЕЦ, відкритому розподільчому пристрою, лініям електропередач, градирень. Аналогічно розташовані збоку постійної торцевої сторони головного корпусу градирні, з підвітряної сторони по відношення до відкритого розподільчого пристрою й ліній електропередач для запобігання осадження капель вологи на ізоляторах та можливого утворення короткого замикання.

Основний підхід до головного корпусу електростанції виконано зі сторони постійної торцевої стіни. З цієї сторони встановлено вхід через прохідну і в'їзд на територію ТЕЦ. З сторони постійного торця головного корпусу розташовано об'єднаний допоміжний й службовий корпус, сполучених з головним корпусом за допомогою закритої перехідної галереї для персоналу на рівні основного обслуговування агрегатів і теплових щитів ТЕЦ. Зовнішня стіна турбінного відділення є фасадною стіною.

Для підтримки екологічно чистого клімату та недопущення спустошування земель на території теплоелектростанції висаджено фруктові дерева та різного роду плодоовочева рослинність. Вирощена продукція може входити в раціон працівників ТЕЦ. Крім висаджування дерев в проекті передбачено встановлення теплиць..

Раціональне використання території на ТЕЦ є одною з най важливіших задач, адже це приводить до компактного розташування ТЕЦ на обмежених територіально земельних ділянках (якщо ТЕЦ знаходиться на території якогось підприємства). Тому нашою ціллю буде визначення основних характеристик генерального плану.

Основні показники забудови ТЕЦ-275 МВт

Площа ділянки в огорожі, га………………………………64,894

Площа під будівлі та споруди, га…………………………12,219

Площа під будівлі, га………………………………………3,376

Площа в огорожі відкритого розподільчого пристрою, га 3,066

Коефіцієнт використання території, %………………………19%

Коефіцієнт забудови, %………………………………………5,2

Питома площа промислового майданчику, га/МВт

Коефіцієнт забудови характеризує щільність забудови промислової площадки й розраховується за формулою:

де F_{Будівлі}=3,376 га - площа, зайнята тільки будівлями;

F_{Огорожі}=64,849 га - площа промислової площадки в огорожі.

Коефіцієнт використання території характеризує раціональне використання площ відведених для цього територій під забудову й розраховується за формулою:

де F_{Будівлі та Споруди} =12,219 га- площа, відведена для будівництво будівель та споруд.

Питома площа промислового майданчика розраховуємо за формулою:

,

де N_е=275 МВт - встановлена електрична потужність станції, у сотнях МВт

Висновок

В даній роботі висвітлений проект промислово-опалювальній ТЕЦ-275 МВт розташована у місті Львові.

В техніко-економічному обґрунтуванні варіантів теплопостачання на розгляд було представлено 2 варіанти ТЕЦ (ТЕЦ-270 МВт, ТЕЦ-270МВт) та котельня. Розрахунок було проведено при однакових початкових умовах . Ми отримали три рівноцінні варіанти, по сумарним приведеним витратам. Тому найбільш ефективним є варіант з найбільшою електричною потужністю, тобто ТЕЦ - 275 МВт. Основним енергетичним обладнанням такої ТЕЦ будуть: котли енергетичні 4х420 т/год марки Е-420-140КЖ;. котел водонагрівальний піковий марки КВГМ-180; турбіни парові типу Т-175/210-130 та 2хР-50-130. При чому, основне енергетичне обладнання цієї ТЕЦ буде працювати в найекономічнішому варіанті, так як коефіцієнт теплофікації становить =0,65.

Основним паливом для енергетичних котлів є кам`яне вугілля з теплотворною здатністю

що завозиться на станцію з Львівсько-Волтинського родовища.

З ТЕЦ проводиться відпуск тепла в вигляді пари - 600 т/год та гарячої води - 500 МВт. Для покриття заданого теплового навантаження необхідно енергетичними котлами ТЕЦ спалити 993,4501 тис т у.п. за рік, а водонагрівальними -лише 7,961 тис. т у.п. за рік. Кількість шкідливих речовин (при спаленні твердого палива) викидаємих в атмосферу становить: М_SO2=2606 г/с, М_NO2=250 г/с. Для підтримання гранично допустимої концентрації шкідливих речовин в атмосфері, було розраховано димову трубу висотою 180м й діаметром устя 7,2 м.

На перспективу передбачено місце для розширення головного корпусу та станції загалом, з метою добудови новими енергоблоками при загально зростаючій потребі в тепловій та електричній енергії.

Крім текстової частини в курсовому проекті міститься й графічна частина - три креслення: теплова схема, поперечний розріз та генеральний план теплової електростанції.

Перелік посилань

1. Методические указания / Сост. Скловская Е.Г. - Киев: КПИ, 1987. - 52 с.

2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергия, 1976. - 448

3. Шляхин П.Н. Паровые турбины. - М.:Энергия, 1985. - 548 с.

4. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 272 с.

5. Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции. - М.: Энергия, 1973. - 239 с.

6. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций. - М.: Энергоиздат, 1982. - 264 с.

7. Тепловые и атомные электрические станции.: Справочник/Под общей ред. Григорьева В.А. и Зорина В.М. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 603 с.

8. Ильченко О.Т. Тепло- и массо- обменные аппараты ТЭС и АЭС. - К.: Вища школа, 1992. - 207с.

9. Стерман Л.С., Шарков А.Т., Тевлин С.А. Тепловые и атомные электрические станции. - М.: Атомиздат, 1975. - 496

10. Рихтер Л.А., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомагательное оборудывание тепловых электостанций. - М. :Энергоатомизлдат, 1987 - 216

11. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод). - М. Энергия, 1973 - 298с.

12. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. - М.: Энергоатомиздат, 1982 - 360с.

13. Соловьев Ю.П. Проектирование теплоснабжающих установок для промпредприятий. - М.: Энергия, 1979. - 314 с.

14. Матийко Н.Н., Маийко А.М. Російсько-Український технічний словник. - К..: Технічна література УРСР, 1961 - 650 с.

Размещено на Allbest.ru