Конденсационный энергоблок мощностью 500 МВт с турбиной К-500-240

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данной курсовой работе была составлена и рассчитана схема конденсационного энергоблока мощностью 500 МВт с турбиной К-500-240. В исследовательской части был расчитан подогреватель низкого давления данной турбины. Работа включает в себя 50 страниц. К работе также прилагается 2 рисунка, 4 таблицы, 3 листа графических работ формата А1.

Введение

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящего в состав пароводяного тракта электростанции. Основная цель расчета конденсационной электростанции заключается в определении технических характеристик теплового оборудования, обеспечивающих заданный график электрической нагрузки и требуемый уровень энергетических и технико-экономических показателей электростанции и ее частей.

В последние годы наблюдается повышенный интерес к существующим методам очистки дымовых газов. Одним из них является метод селективного некаталитического восстановления оксидов азота. В данной работе мы попытаемся доказать его эффективность и показать его преимущества по сравнению с другими существующими методами очистки.

1. Краткое описание энергоблока с турбиной К - 500 - 240

Турбина типа К-500-240 мощностью 500 мВт выпускает завод по производству конденсационных турбин ХТГЗ. .

Принципиальная тепловая схема энергоблока приведена на рисунке 1.1.

Турбина имеет начальные параметры - 23,5 мПа, 560 C c промежуточным перегревом пара до 565 С . Турбины предназначены для работы в блоке с промежуточным котлом производительностью 1650 т/ч. Давление в конденсаторе при номинальной мощности и температуре охлаждающей воды 12 С составляет 0,0034 мПа.

Турбоустановка имеет развитую систему регенерации и подогрева питательной воды до 265 С. В турбине предусмотрено 8 регенеративных отборов пара. В схему включены 3 регенеративных ПВД, деаэратор, питаемый паром из четвёртого отбора, 5 регенеративных ПНД, охладители уплотнений - ОУ. Из ПВД дренаж сливается каскадно в деаэратор. Особеностью схемы является паротурбинный привод питательного насоса. Приводная турбина с конденсатором питается паром из четвёртого отбора, а отработавший пар поступает в конденсатор турбины привода откуда конденсат идёт на конденсатор главной турбины . Турбопривод решает проблему быстроходности и регулирования отборов и при достаточном внутреннем относительном КПД оказывается экономичнее, чем электропривод вызывающий дополнительные потери энергии в редукторах и гидромуфте.

2. Основная часть

2.1 Расчёт принципиальной тепловой схемы энергоблока с турбиной К - 500 - 240

На рисунке 2.1 показана схема процесса работы пара в H,S-диаграмме.

Параметры и величины потоков рабочего тела (пара, конденсата и питательной воды) в различных участках технологического цикла приведены в таблице 2.1

Расчёт тепловой схемы ведётся при электрической мощности генератора Wэ=500 МВт. Расходы отборов определяются в долях расхода свежего пара. При этом подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД 0 = 1,0, потери от утечек ут = 0,015. Паровая нагрузка парогенератора и расход питательной воды составляют:

пг = п.в.= 0 + ут = 1.015. (2.1)

Балансы подогревательных установок

2.2.1 Тепловой баланс ПВД 1

1 (h1 - hдр1) то = пв (hпв1 - hпв2) (2?2)

где 1 - доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПВД 1;

h1 = 3056.7 - энтальпия греющего пара на входе в теплообменник;

hдр1 = hпв2 + од1 = 1049.5 кДж / кг

- энтальпия дренажа греющего пара на выходе из теплообменника, где

од1 = 40 кДж/кг - недоохлаждение конденсата в охладителе дренажа ПВД 1

то = 0.995 - КПД подогревателя;

пв = 1.015 - расход питательной воды через ПВД 1;

hпв1 = 1149 кДж/кг - энтальпия питательной воды на выходе из ПВД 1;

hпв2 = 1009,5 кДж/кг - энтальпия питательной воды перед ПВД 1;

Находим долю греющего пара, отбираемого для ПВД1 по формуле (2.2):

1 = пв (hпв1-hпв2) / (h1-hдр1) то==1.015 (1149- 1009,5) / (3056.7 - 1049.5) 0.995=0.071

2.2.2 Тепловой баланс ПВД 2

2 (h2 - hдр2) + др1 (hдр1 - hдр2) = пв (hпв2 - hпв3) / то, (2?3)

где 2 - доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПВД 2;

h2 = 2943 кДж / кг - энтальпия греющего пара на входе в теплообменник;

hдр2 = hпв3 + од2 = 913.39 кДж / кг

- энтальпия дренажа греющего пара на выходе из теплообменника, где

од2 = 40 кДж / кг - недоохлаждение конденсата в охладителе дренажа ПВД 2

др1 = 1 = 0.071 - расход дренажа из ПВД 1;

hпв3 = 873.39 кДж / кг - энтальпия питательной воды перед ПВД 2;

то = 0.995 - КПД подогревателя;

Находим долю греющего пара, отбираемого для ПВД 2 по формуле (2.3):

2 = (пв (hпв2 - hпв3) - др1 (hдр1 - hдр2) то) / (h2 - hдр2) то = (1.015 (1009.5 - 873.39) - 0.071 (1049.5 - 913.39) 0.995) / (2943 - 913.39) 0.995 = 0.063

2.2.3 Тепловой баланс ПВД 3

3 (h3 - hдр3) + др2 (hдр2 - hдр3) = пв (hпв3 - hпв3Д) / то, (2.4)

где h3 = 3404 кДж / кг

др2 = 1 + 2 = 0.134

- расход дренажа из ПВД 2;

hпв3Д = 728.33 кДж / кг - энтальпия питательной воды перед ПВД 3;

hпв3Д находим следующим образом:

Рпн_вх = 2 МПа - давление на входе в питательный насос, равное давлению на выходе из бустерных насосов;

Рпн_вых = Рпв3 + 14 м_вд_ст = 30.622 Мпа

- давление на выходе из питательных насосов;

Составим уравнение для определения температуры на выходе из питательного насоса:

Рпн_вых Vвых - Рпн_вх Vвх = hвых - hдi (2.5)

где Vвых - удельный объём найденный по H-S диаграмме по Рпн_вых и tпн_вых;

Vвх - удельный объём найденный по H-S диаграмме по Рпн_вх и ts3д;

hвых - энтальпия найденная по H-S диаграмме по Рпн_вых и tпн_вых;

hдi = 697.139 кДж / кг - энтальпия воды на линии насыщения при давлении в деаэраторе;

ts3д = 164.9 С - температура воды на линии насыщения при давлении в деаэраторе;

Из уравнения (2?5) находим tпн_вых = tпв3д = 168.1 С ;

Находим

hпв3д = 728.33 кДж / кг - энтальпия питательной воды перед ПВД 3;

Принимаем недоохлаждение конденсата греющего пара в ПВД 3

t = 10 К

tдр3 = tпв3д + t = 178.1 С;

hдр3 = 755.36 кДж / кг - энтальпия дренажа греющего пара на выходе из теплообменника;

Находим долю греющего пара, отбираемого для ПВД 3 по формуле (2.4):

3 = (пв (hпв3 - hпв3д) - др2 (hдр2 - hдр3) то) / (h3 - hдр3) то = (1.015 (873.39 - 728.33) - 0.134 (913.39 - 755.36) 0.995) / (3404 - 755.36) 0.995 = 0.048

2.2.4 Питательный турбонасос

тп = (пв (Рпн_вых Vвых - Рпн_вх Vвх)) / Нтп тп_мех пн, (2.6)

где Нтп = hвх - hвых = 3214.9 кДж / кг - 2485.3 кДж / кг = 729.701 кДж / кг

- действительный теплоперепад в приводной турбине питательного насоса;

тп_мех = 0.98 - механический КПД приводной турбины;

пн = 0.8 - КПД питательного насоса;

Долю отбора пара на турбопривод питательного насоса находим по формуле (2.6):

тп = (1.015 103 (30.622 0.001086 - 2 0.001106)) / 729.701 0.98 0.8 = 0.089

2.2.5 Деаэратор питательной воды

Уравнение материального баланса деаэратора питательной воды:

пв + уд + эу = д + ду + пвд_др + кд, (2?)

где пв = 1.015 - количество питательной воды на выходе из деаэратора;

уд = 0.0004 - количество пара отводимого из деаэратора на концевые уплотнения;

эу = 0.0008 - расход пара на эжектор отсоса уплотнений;

д - количество пара, подводимого к деаэратору;

ду = 0.0071 - количество пара уплотнений, направляемого в деаэратор питательной воды;

пвд_др = 1 + 2 + 3 =0.071+0.063+0.048 = 0.182 - количество дренажной воды поступающей из охладителя дренажа ПВД 3;

кд - количество конденсата поступающего в деаэратор из ПНД 4;

Уравнение теплового баланса деаэратора питательной воды:

пв hпв3д + (уд + эу) hд_ii = (д hпд + ду hду + пвд_др hдр3 + кд hок4) д (2?)

где hд_ii = 2762.7 кДж / кг - энтальпия насыщенного пара при давлении в деаэраторе;

hпд = 3236.7 кДж / кг - энтальпия пара отбора в деаэратор;

hду = 3555.8 кДж / кг - энтальпия пара уплотнений;

hок4 = 618.7 кДж / кг - энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 4;

д = 0.995 - КПД деаэратора;

Решая систему уравнений (1.7) и (1.8) получаем:

кд = 0.82

д = 0.017

2.2.6 Подогреватели низкого давления

2.2.7 Тепловой баланс ПНД4

кд (hок4 - hок5) = 4 q4 то ????????????????????????? (2.9)

где hок5 = 512.23 кДж / кг - энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 5;

4 - доля греющего пара, отбираемого для ПНД 4;

q4 = h4 - h1п4 = 3058.8 - 627.049 = 2431.7 кДж / кг

- тепло отданное паром воде;

4 = кд (hок4 - hок5) / q4 то ?бтп= 0.82 (618.7 - 512.23) / 2431.7 0.995 = 0.036

2.2.8 Тепловой баланс ПНД5

ок5 (hсм1 - hок6) = (5 (h5 - h1п5) + 4 (h1п4 - h1п5)) то (2???),

где hсм1 - энтальпия конденсата на выходе из смесителя СМ1;

h5 = 2907.06 кДж / кг - энтальпия пара отбора для ПНД 5;

h1п5 = 528.735 кДж / кг - энтальпия насыщения греющего пара;

ок5 - относительный расход основного конденсата в ПНД 6;

hок6 = 406.5 кДж / кг - энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 6;

5 - доля греющего пара, отбираемого для ПНД 5;

Материальный баланс смесителя:

кд = ок5 + 4 + 5, (2.11)

Тепловой баланс смесителя:

ок5 hсм1 + (4 + 5) h1п5 = кд hок5 ???????????????????????(2.12)

Решая систему уравнений (2.10) - (2.12) находим

5 = 0.032

ок5 = 0.752

hсм1 = 510.75 кДж / кг

2.2.9 Тепловой баланс ПНД 6

ок5 (hок6 - hок7) = 6 (h6 - h1п6) то, (2.13)

где hок7 = 299.051 кДж / кг - энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 7;

h6 = 2753.19 кДж / кг - энтальпия пара отбора для ПНД 6;

h1п6 = 422.64 кДж / кг - энтальпия насыщения греющего пара;

6 - доля греющего пара, отбираемого для ПНД 6;

6 = ок5 (hок6 - hок7) / (h6 - h1п6) то = 0.752 (406.5 - 299.051) / (2753.19 - 422.64) 0.995 = 0.035

2.2.10 Тепловой баланс ПНД 7

ок7 (hсм2 - hок8) = (7 (h7 - h1п7) + 6 (h1п6 - h1п7)) то, (2.14)

где hсм2 - энтальпия конденсата на выходе из смесителя СМ 2;

h7 = 2606.23 кДж / кг - энтальпия пара отбора для ПНД 7;

h1п7 = 314.89 кДж / кг - энтальпия насыщения греющего пара;

ок7 - относительный расход основного конденсата в ПНД 8;

hок8 = 194.89 кДж / кг - энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 8;

7 - доля греющего пара, отбираемого для ПНД 7;

Материальный баланс смесителя:

ок5 = ок7 + 6 + 7, (2.15);

Тепловой баланс смесителя:

ок7 hсм2 + (6 + 7) h1п7 = ок5 hок7, (2.16);

Решая систему уравнений (2.14) - (2.16) находим

7 = 0.029

ок7 = 0.688

hсм2 = 297.57 кДж / кг

2.2.11 Тепловой баланс охладителя уплотнений ОУ1

ок7 (hв.оу1 - hок8) = оу1 (hп.оу1 - hоу1.др) оу1, (2.17)

где hв.оу1 - энтальпия конденсата на выходе из охладителя уплотнений ОУ1;

оу1 = 0.001 - отвод пара из вторых камер переднего и заднего уплотнений ЦВД в охладитель уплотнений ОУ1;

hп.оу1 = 2900 кДж / кг - энтальпия греющего пара, поступающего в охладитель уплотнений ОУ1;

hоу1.др = 570 кДж / кг - энтальпия дренажа конденсата греющего пара, поступающего из охладителя уплотнений ОУ1 в смеситель СМ3 (РДК);

оу1 = 0.995

Решая уравнение 2.16 находим

hв.оу1 = 198.27 кДж / кг

2.2.12 Тепловой баланс ПНД 8

ок8 (hок8 - hв.оу2) = 8 (h8 - h1п8) то, (2.18)

где h8 = 2494.5 кДж / кг - энтальпия пара отбора для ПНД 8;

h1п8 = 214.7 кДж / кг - энтальпия насыщения греющего пара;

8 - доля греющего пара, отбираемого для ПНД 8;

hв.оу2 - энтальпия конденсата на выходе из охладителя уплотнений ОУ2;

2.2.13 Тепловой баланс охладителя уплотнений ОУ2

ок8 (hв.оу2 - hсм3) = оу2 (hэу - hоу2.др) оу2, (2.19)

где hв.оу2 - энтальпия конденсата на выходе из охладителя уплотнений ОУ2;

оу2 = 0.002 - количество пара, отводимого из концевых уплотнений в охладитель уплотнений ОУ2;

hэу = 2762.3 кДж / кг - энтальпия греющего пара, поступающего в охладитель уплотнений ОУ2 из эжектора отсоса уплотнений;

hоу2.др = 580 кДж / кг - энтальпия дренажа конденсата греющего пара, поступающего из охладителя уплотнений ОУ2 в смеситель СМ2;

оу2 = 0.995

2.2.14 Тепловой баланс смесителя СМ3

вк hвк + 8 h1п8 + оу1 hоу1.др + оу2 hоу2.др = ок8 hсм3, (2.20)

где hвк = 109.8 кДж / кг - энтальпия конденсата поступающего из конденсатора турбины в СМ3;

2.2.15 Материальный баланс смесителя СМ3

ок8 = 8 + оу1 + оу2 + вк, (2.21)

Уравнения (1.18) - (1.21) образуют систему:

0.688 (194.89 - hв.оу2) = 8 (2494.5 - 214.7) 0.995

0.688 (hв.оу2 - hсм3) = 0.002 (2762.3 - 580) 0.995

вк 109.8 + 8 214.7 + 0.001 570 + 0.002 580 = 0.688 hсм3

0.688 = 8 + 0.001+ 0.002 + вк

решением которой являются значения:

hв.оу2 = 121?? кДж / кг

hсм3 = 115.23 кДж / кг

8 = 0.022

вк = 0.66

2.2.16 Материальный баланс пара и конденсата

Доли отборов пара из турбины:

1-ый отбор 1 = п1 = 0.071;

2-ой отбор 2 = п2 = 0.063;

3-ий отбор 3 = п3 = 0.048;

4-ый отбор 4 = д + тп = 0.017 + 0.089 = 0.106;

5-ый отбор 5 = п4 = 0.032;

6-ой отбор 6 = п5 = 0.035;

7-ой отбор 7 = п6 = 0.029;

8-ой отбор 8 = п 7 = 0.022;

i.отб = 0.433

Пропуск пара в конденсатор турбины:

пк = 0 - i.отб - ду - оу1 - 2оу2 = 0.555 (2.22)

Выход конденсата из основного конденсатора турбины без учёта поступления в него конденсата приводной турбины и химобессоленной воды из химцеха:

в.к = вк - тп - хов = 0.66 - 0.089 - 0.015 = 0.556 (2.23)

Погрешность материального баланса:

= ((в.к - пк) / пк) 100% =((0.556 - 0.555) / 0.555) 100% = 0.18 %

2.2.17 Расход пара и воды

2.2.18 Расход пара в отборы турбины, кг/с

D1 = 1 D0 = 0.071 414.584= 29.44 кг / с;

D2 = 2 D0 = 0,063 414.584= 26.12 кг / с;

D3 = 3 D0 = 0.048 414.584= 19.9 кг / с;

D4 = 4 D0 = 0.106 414.584= 43.95 кг / с;

D5 = 5 D0 = 0.032 414.584= 13.27 кг / с;

D6 = 6 D0 = 0.035 414.584= 14.51 кг / с;

D7 = 7 D0 = 0.029 414.584= 12.02 кг / с;

D8 = 8 D0 = 0.022 414.584= 9.12 кг / с;

Паровая нагрузка парогенератора:

Dоп =бпв D0 ?? (2.24)

Dоп = 1.015 414.584 = 419.672 кг / с = 1510.819 т / ч;

2.2.19 Энергетический баланс и расход пара на турбоагрегат

Wэ = 500 МВт

Расход пара на турбину

D0 = Wэ 103 / (Аi Hi) м г = 414.584 кг / с, (2.25)

Где м = 0.99 - КПД механический;

г = 0.995 - КПД электрического генератора

Таблица 2.2 Параметры отсеков

№ отсека	Про пуск пара, А	Мощность отсека, Wотс, МВт	Теплопе репад,Н,кДж/кг	№от сека	Про пуск пара, А	Мощность отсека, Wотс, МВт	Теплоперепад Н,кДж/кг
0 - 1	0,993	36.678	330,648	5 - 6	0,677	12,168	151,724
1 - 2	0,922	11.953	113,572	6 - 7	0,646	11,058	153,863
2 - 3	0,858	17.251	196,116	7 - 8	0,611	11,021	146,966
3 - 4	0,819	19,653	188,984	8 - 9	0,582	10,82	111,703
4 - 5	0,714	10,512	156,209	9 - к	0,559	10,586	166,083

2.3 Энергетические показатели турбоустановки

Полный расход тепла на турбоустановку

Qту = (h0 - hпв1) D0 + (hпп - h2) D0 а3 ? (2.26)

Qту = (3387.38 - 1148.69) 414.584 + (3600.093 - 2943) 414.584 0.819 = 1148.068 МВт

Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии

Qэ.ту = Qту - D0 пв н, (2.27)

Qэ.ту = 1148.068 - 414.584 1.015 52.504 10-3 = 1126.034 МВт

Wт.п = D0 пв н, (2.28)

Wт.п = 414.584 1.015 52.504 = 22.034 МВт

Удельный расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии (без учета собственного расхода электроэнергии):

qэ.ту = Qэ.ту / (Wэ + Wт.п), (2.29)

qэ.ту = 1126.034 / (500 + 22.034) = 2.157

Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии:

э.ту = 1 / qэ.ту, (2.30);

э.ту = 0.464

Тепловая нагрузка парогенератора:

Qпг = (пг (hпг - hпв1) + а3 (hпп - h2)) D0, (2.31)

Qпг = (1.015 (3387.38 - 1148.693) + 0.819 (3600.093 - 2943)) 414.584 = 1161.952 МВт

Коэффициент полезного действия транспорта тепла:

тр = Qту / Qпг, (2.32)

тр = 1148.068 / 1161.952 = 0.988

Коэффициент полезного действия парогенератора брутто принят:

пг = 0,925

Расход тепла топлива:

Qс = Qпг / пг, (2.33)

Qс = 1161.952 / 0,925 = 1256.2 МВт

Абсолютный электрический КПД турбоустановки:

ту = (Wэ + Wт.п) / Qту, (2.34)

ту = (500 + 22.034) / 1148.068 = 0.455

Коэффициент полезного действия энергоблока (брутто):

э.с = (Wэ + Wт.п) / Qс, (2.35)

э.с = (500 + 22.034) / 1256.2 = 0.416

Или

э.с = ту тр пг, (2.36)

э.с = 0.455 0.988 0,925 = 0.416

Удельный расход тепла на энергоблок:

qэ.с = 1 / э.с, (2.37)

qэ.с = 2.406

Собственный удельный расход электроэнергии:

Э = 0.03;

Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто):

н.э.с = э.с (1 - Э), (2.38).

н.э.с = 0.416 (1 - 0.03) = 0.403

Удельный расход условного топлива (нетто) на энергоблок:

bну = 34.12 / н.э.с, (2.39)

bну = 34.12 / 0.403 = 84.642

Вывод: Расчитана тепловая схема энергоблока с турбиной К - 500 - 240 и в результате расчёта были получены энергетические показатели турбоустановки

2.4 Выбор оборудования

2.4.1 Основное оборудование

Правильный выбор оборудования важный этап в проектировании электростанции, способствующий надёжному и экономическому энергоснабжению потребителей.

Поддерживание должного уровня надёжности производства электроэнергии достигается установкой кроме работающего оборудования, предназначаемого для производства энергии в соответствии с графиками нагрузки, дополнительного - резервного оборудования, заменяющего рабочее в случае его выхода из работы.

Выбор типа устанавливаемого оборудования, его количества и параметров производится на основе следующих принципов:

обеспечение высокой экономичности при различных режимах работы;

обеспечение надёжного отпуска пара при максимальной паровой нагрузке;

применение рациональной конструкции с наименьшими затратами по металлу и стоимости;

выполнение принципа блочности оборудования, выражающегося в выборе производительности парогенератора в соответствии с максимальным расходом пара на обслуживаемую турбину;

должны быть предусмотрены экономичные режимы, а также возможность работы выбранного оборудования на частичных нагрузках;

выбранное оборудование должно обеспечить быстрый надёжный пуск блока.

Паропроизводительность паровых котлов выбирают по максимальному расходу пара на турбоустановку с запасом 3%, учитывая гарантийный допуск, возможное ухудшение вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потерь и пара на пути от парового котла к турбине.

Вышеуказанным требованиям удовлетворяет агрегат типа Пп - 1650 - 255, производительностью 1680 т/ч. Маркировка котла П - 57.

Парогенератор П - 57 с рабочим давлением среды 3,65 МПа и температурой перегрева 565?С с однократным промежуточным перегревом, однокорпусной, предназначен для работы на твёрдом топливе. Шлакоудаление - твёрдое, коэффициент избытка воздуха = 1,2, топка - открытая, коэффициент полезного действия котла = 91,8%.

Турбина К - 500 - 240 предназначена для привода электрогенератора и отпуска электроэнергии.

Турбина имеет номинальную мощность 500 МВт. Стопорные и регулирующие клапаны находятся вне машины. Турбина выполнена одновальной и трёхцилиндровой: ЦВД, ЦСД, ЦНД. Роторы ЦВД и ЦСД цельнокованные, соединение - жёсткое.

Конструкция ЦВД имеет внутренний корпус. Пар на промежуточный перегрев отводится после ЦВД. Клапаны промежуточного перегрева объединены в два параллельных блока, расположенных непосредственно в близости от ЦСД. При сбросе нагрузки они закрывают в турбину доступ пара, находящегося в трубах промежуточного перегрева и сбрасывают его через редукционно-охладительное устройство в конденсатор. Турбина имеет 8 регенеративных отборов.

2.4.2 Вспомогательное оборудование

а) Конденсатор.

Для турбоагрегата К - 500 - 240 предназначен конденсатор К - 11520.

Температура охлаждающей воды - 12?С.

Площадь поверхности охлаждения - 11520 м2.

Расход охлаждающей воды - 51800 м3/ч.

б) Деаэратор.

Термические деаэраторы применяются для удаления из питательной воды кислорода, углекислого газа и других нерастворимых газов. Так же деаэратор может использоваться для дополнительного подогрева питательной воды. Исходными данными для выбора деаэратора является рабочее давление и расход питательной воды. Для данной установки выбираем деаэратор

ДП - 1600 - 2.

Рабочее давление 0,7 МПа.

Рабочая температура 164.2?С.

Полезная вместимость бака - 120 м3.

в) Регенеративные подогреватели.

Регенеративные подогреватели комплектуются заводом - изготовителем вместе с турбиной и устанавливаются без резерва.

В схеме используются подогреватели поверхностного типа.

Выбор регенеративных подогревателей производится по давлению воды в подогревателе и рабочему давлению пара.

Выбор производится с учётом металлоёмкости подогревателей.

Подогреватели высокого давления.

Определим требуемую поверхность нагрева теплообменника:

,м2, (2.40)

Q - тепловая мощность подогревателя (кВт);

k = 3.037 кВт/м2 ?С - коэффициент теплопередачи;

t - средне логарифмический температурный напор.

, (2.41)

где hпв1 = 1149 кДж/кг - энтальпия питательной воды на выходе из ПВД1;

hпв2 = 1009,5 кДж/кг - энтальпия питательной воды на входе в ПВД1;

D0 = 414.584 кг/с - расход греющего пара.

пв = 1,015 - расход питательной воды

Q = 414,584• 1,015 • (1149 - 1009,5) = 58.912 МВт

, (2.42)

= 10.912 ?С

= 1777,69 м2

Из ряда стандартных теплообменников выбираем ПВД:

П1: ПВ - 1900 - 380 - 61

Аналогичным образом выбираем и два других ПВД:

Q = 414,584 •1,015 • (1009,5 - 873,39) = 57,065 МВт

?t = 12,72 ?C

F = 1477,2 м ?

Из ряда стандартных от теплообменников выбираем ПВД

П2: ПВ - 2000 - 380 - 40

Q = 414,584 •1,015 • (873,39 - 697,143) = 64,165 МВт

?t = 6,6 ?C

F = 1977,3 м ?

Из ряда стандартных от теплообменников выбираем ПВД

П3: ПВ - 1250 - 380 - 21

Подогреватели низкого давления.

Определим требуемую поверхность нагрева теплообменника:

,м2, (2.43)

Q - тепловая мощность подогревателя (кВт);

k = 2,51 кВт/м2 ?С - коэффициент теплопередачи;

t - средне логарифмический температурный напор.

, (2.44)

где hок5 = 512.23 кДж/кг -энтальпия основного конденсата на входе в ПНД4;

hок4 = 618.7 кДж/кг - энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД4;

D0 = 414.584 кг/с - расход греющего пара.

к = 0,662 - расход основного конденсата

Q = 414,584 • 0,662 • (618,7 - 512,23) = 29.22 МВт

, (2.45)

= 9.589 ?С

=1214.062 м2

Из ряда стандартных подогревателей выбираем:

П4: ПН-1900-32-7-I

Аналогично выбираем и остальные подогреватели:

Q = 414,584 • 0,662 • (512,23 - 406,52) = 29,01 МВт

?t = 9,611 ?C

F = 915,5 м ?

П5: ПН - 1000 - 29 - 7 - III (F = 915.5 м2)

Q = 414.584 • 0.662 • (406.52 - 299.051) = 29.5 МВт

?t = 9.76 ?C

F = 918.3 м ?

П6: ПН - 1000 - 29 - 7 - II (F = 918.3 м2)

Q = 414.584 • 0.662 • (299.051 - 194.89) = 28.59 МВт

?t = 9.56 ?C

F = 903.83 м ?

П7: ПН - 1000 - 29 - 7 - II (F = 903.83 м2)

Q = 23.57 МВт

?t = 9.37 ?C

F = 634.4 м ?

П8: ПН - 700 - 29 - 7 - III (F = 634.4 м2)

Числа в типоразмере обозначают:

Первое - поверхность теплообмена, м2;

Второе - рабочее давление воды, кгс/см2;

Третье - рабочее давление пара в корпусе, кгс/см2;

г) Питательные насосы.

Питательные насосы на конденсационных блоках мощностью 500 МВт с давлением пара 23,5 МПа устанавливают по одному рабочему 100% производительностью с турбоприводом и пускорезервный электронасос 50% производительностью. В соответствии с нормами проектирования производительность ПН определяется максимальным расходом питательной воды на питание котлов с запасом не менее 5%. Расход питательной воды на котле Пп - 1650 - 255 составляет 1680 т/ч. Исходя из этого выбираем питательный насос ПН - 1800 - 340 номинальной производительностью 1800 т/ч при напоре 340 мм.вод.ст.

Так как питательный насос - турбонасос, то по рекомендации выбираем пускорезервный электронасос СВПЭ - 340 - 550.

д) Конденсатные насосы.

Конденсатные насосы выбирают в минимальном по возможности числе - один на 100% или два рабочих по 50% общей подачи и соответственно один резервный (на 100% или 50% полной подачи). Общую подачу определяют по наибольшему пропуску пара в конденсатор с учетом регенеративных отборов.

Устанавливаются две группы конденсатных насосов:

Конденсатный насос первого подъёма - КСВ - 1000 - 95.

Конденсатный насос второго подъёма - КСВ - 1000 - 94.

3. Исследовательская часть

3.1 Оксиды азота

Окислы азота являются вредной примесью: даже при минимальных дозах в воздухе окислы раздражающе воздействуют на органы дыхания, разрушают оборудование и материалы, способствуют образованию смогов и ухудшению видимости в городах. Оксиды азота образуются за счёт окисления содержащегося в топливе азота, и азота воздуха, поэтому они обнаруживаются в продуктах сгорания всех топлив - углей, мазутов, природного газа.

При сжигании органических топлив азот, содержащийся в воздухе и топливе, становится реакционноспособным и, соединяясь с кислородом, образует оксиды:

NOx = NO + NO2 + N2O, (3.1)

Экспериментальные и промышленные исследования показали, что основная доля образовавшихся NOx приходится на оксид азота NO. Диоксид NO2 и гемиоксид N2O образуются в значительно меньших количествах.

Существуют два принципиально различных источника образования оксида азота при горении органических топлив. Это - окисление атмосферного (молекулярного) азота N2 воздуха, используемого в качестве окислителя при горении, и окисление азотсодержащих составляющих топлива. В первом случае образуются термические и быстрые оксиды азота, а во втором - топливные.

Термические оксиды азота образуются при горении любых топлив в области высоких температур, если в качестве окислителя используется воздух. Окисление молекулярного азота объясняется термической теорией и происходит по цепному механизму:

O2 + M O + O + M инициирование цепи, (3.2)

N2 + O NO + N, (3.3)

N + O2 NO + O, (3.4)

O + O + M O2 + M обрыв цепи. (3.5)

Данная схема получила название механизма Я.Б. Зельдовича. Позднее он был дополнен реакцией атомарного азота с гидроксилом:

N + OH NO + H (3.6)

Реакция образования NO связана с высокой энергией активации и поэтому происходит при высоких температурах, превышающих 1800 К. При этом концентрация термических NO интенсивно возрастает от начала зоны горения, достигая наибольшего значения непосредственно за зоной максимальных температур и в дальнейшем не меняется по длине факела.

На выход термических оксидов азота оказывают различные факторы. Наибольшее влияние имеет температура в зоне горения, с увеличением которой происходит экспоненциальный рост образования NO. Увеличение времени пребывания в зоне горения также приводит к почти прямо пропорциональному росту образования оксида азота.

Зависимость выхода NO от коэффициента избытка воздуха имеет вид с максимумами в области значений кр = 1,05 - 1,35 в зависимости от вида сжигаемого топлива. Рост концентрации оксида азота до кр объясняется тем, что при малых избытках воздуха увеличение концентрации свободного кислорода способствует более активному протеканию реакции окисления азота воздуха, а при увеличении в закритической области снижение температуры в зоне горения влияет в большей степени, чем увеличение концентрации кислорода.

Исследования, проведённые в начале семидесятых годов, показали, что при сжигании углеводородных топлив замеренная скорость образования NO в зоне горения была существенно выше, чем скорость образования термических оксидов азота в после пламенной зоне, оцененная по реакциям:

CH + N2 HCN + N????????????????????????????????????????????

СH2 + N2 HCN + NH????????????????????????????????????????

С + N2 CN + N??????????????????????????????????????????????????

При этом вблизи зоны горения наблюдались значительные количества цианида водорода HCN, а быстрое образование NO вблизи пламени соответствовало появлению HCN. Такое ускоренное образование NO в корневой части факела было названо «быстрым» и объясняется реагированием молекулярного азота с углеводородными радикалами, образующимися в промежуточных реакциях горения.

Цианистые соединения (HCN, CN) далее реагируют с образованием аминов (NH???? Последние, в свою очередь, взаимодействуют с промежуточными радикалами, образуя как оксид азота, так и молекулярный азот.

Так же как и в случае термических оксидов азота, зависимость образования быстрых оксидов азота от избытка воздуха имеет экстремальный характер. Однако максимальные выходы быстрых NO наблюдаются при горении богатых смесей ( = 0,6 - 0,8) и увеличиваются с ростом температуры в зоне реагирования.

Доля быстрых оксидов азота в суммарном выбросе NOx, образующихся в энергетических паровых котлах, как правило, не превышает 10 - 15%.

Азотсодержащие соединения, входящие в состав жидких и твёрдых топлив, являются источником образования топливных оксидов азота.

Ввиду того, что энергия диссоциации связей N-N в 2-4 раза превосходит энергию диссоциации связей C-N и N-H, азотсодержащие соединения, входящие в состав топлива, легче превращаются в NO, чем молекулярный азот воздуха. Превращение азота топлива в оксиды азота происходит при наличии в зоне реакции достаточного количества кислорода уже при температурах 950 - 1300К.

Механизм эмиссии топливных оксидов азота многоступенчат и ещё не до конца исследован. При горении твёрдых и жидких азотсодержащих топлив органические нитросоединения, присутствующие в топливе, вероятно претерпевают некоторое термическое разложение, прежде чем попасть в зону горения. Поэтому предшественниками образования NO должны быть азотсодержащие соединения с малой молекулярной массой, например, NH3??СN, CN??Вот почему в случае сжигания твёрдых и жидких топлив в потоке воздуха образование топливных оксидов азота протекает достаточно быстро - в основном на стадии выгорания летучих, которая завершается на начальном участке факела.

Коэффициент превращения азотсодержащих компонентов топлива в оксиды азота изменяется в зависимости от содержания связанного азота в топливе Nр. При очень низком содержании Nр имеет место почти полная конверсия в NO??Рост содержания Nр до 1 - 1,3% снижает конверсию до 16 - 25% в зависимости от температуры и вида топлива. В отличие от термических оксидов азота выход NO из азота топлива сравнительно слабо зависит от температуры, но чрезвычайно чувствителен к влиянию концентрации кислорода.

При типичных условиях факельного сжигания топлив в котлах концентрации диоксида азота пренебрежимо малы по сравнению с содержанием NO и обычно составляют от 0 - 7 ррm до 20 - 30 ррm.

Экспериментальные исследования выявили, что образование диоксида азота происходит в двух зонах: пред пламенной и после пламенной. В первой зоне образовавшийся NO2 полностью разлагается. В то же время быстрое перемешивание горячих и холодных областей в турбулентном пламени может привести к быстрому замораживанию NO2, что является причиной появления относительно больших концентраций диоксида азота в холодных зонах потока. Образование NO2 в после пламенной зоне происходит в верхней части топки и в горизонтальном газоходе (при Т 900 К) и при определённых условиях также может достигать заметных размеров.

Гемиоксид азота N2O, образующийся при сжигании топлив, является по всей видимости кратковременным промежуточным веществом. N2O практически отсутствует в продуктах сгорания за котлами.

3.2 Методы подавления образования окислов азота в топках котлов

3.2.1 Рециркуляция дымовых газов в топочную камеру

Для организации рециркуляции дымовые газы обычно после водяного экономайзера при температуре 300 - 400С отбираются специальным рециркуляционным дымососом и подаются в топочную камеру. Эффективность её зависит от количества и температуры рециркулирующих газов, а также от организации ввода их в топку. Газы рециркуляции целесообразно подавать в топку по отдельному периферийному каналу горелки со скоростью близкой к скорости воздуха.

Следует учитывать, что рециркуляция газов несколько увеличивает расход электроэнергии на собственные нужды.

конденсационный энергоблок турбина котел подогреватель

3.2.2 Двухстадийное сжигание топлива

При двухстадийном сжигании через все горелки подают топливо с недостатком воздуха, так чтобы кислорода не хватало для образования NOx, а в конечную часть факела вводят недостающий для полного сгорания воздух.

3.2.3 Применение специальных горелочных устройств

Для систем двухстадийного горения или получения растянутого по длине топочной камеры факела позволяет существенно снизить выбросы окислов азота.

3.2.4 Подача воды и пара в зону горения

Данный способ отличается простотой, лёгкостью регулирования и низкими капитальными затратами. Ввод воды или пара в количестве 5-10% всего количества воздуха несколько снижает температурный уровень в топке, как это имеет место при вводе рециркулирующего газа.

3.2.5 Предварительный подогрев топлива

Изучен ещё не достаточно. Результат достигается предварительным (до подачи в топку) выделением части летучих.

В тех случаях, когда путём подавления образования NO, в процессе сжигания топлива достичь требуемого снижения выбросов не удаётся, можно применить очистку от них.

3.3? Методы химической очистки газов

Методы химической очистки газов от NOx разделяются на следующие группы:

- окислительные, основанные на окислении оксида азота в диоксид с последующим поглощением различными поглотителями;

- восстановительные, основанные на восстановлении оксида азота до азота и кислорода с применением катализаторов;

- сорбционные, основанные на поглощении оксидов азота различными сорбентами (цеолитами, торфом, коксом, водными растворами щелочей)

Наиболее дешёвыми методами денитрификации дымовых газов являются методы селективного некаталитического восстановления оксидов азота различными азотсодержащими веществами при высоких температурах. К ним относятся методы восстановления аммиаком NH3, мочевиной (карбамидом) (NH2)2CO и циануровой кислотой (HOCN)3. Термин «селективный» отражает в данном случае предпочтительное протекание реакции вещества-восстановителя с оксидами азота по сравнению с другими компонентами дымовых газов. Однако по экономическим и практическим соображениям наибольшее распространение получила технология, где в качестве вещества-восстановителя используется аммиак по следующим основным реакциям:

4 NO + 4 NH3 + O2 4 N2 + 6 H2O; (3.10)

6 NO + 8 NH3 7 N2 + 12 H2O????????????????????????????????????

При высоких (900-1100С) температурах они протекают достаточно быстро (за доли секунды) без катализаторов. При более высоких температурах происходит разложение аммиака с образованием дополнительных оксидов азота; при меньших - реакция резко замедляется и аммиак будет выбрасываться в дымовую трубу. Для сокращения времени реакции и, следовательно, длины тракта, в котором она происходит, необходимо обеспечить хорошее перемешивание аммиака с дымовыми газами.

Для этого вещество - восстановитель непосредственно вводится в поток дымовых газов через систему охлаждаемых инжекторов, которые располагаются внутри газоходов в необходимой температурной зоне (обычно между ширмой и КПП).

Наряду с температурой процесса на эффективность восстановления NOx существенное влияние оказывает количество введённого аммиака, определяемого мольным соотношением = NH3 / NO? С точки зрения достижения наибольшей эффективности восстановления NO при минимальных затратах на разлагающий агент оптимальное количество вводимого аммиака должно быть близко стехиометрическому = 1, т.е. один моль аммиака на один моль NO. Однако из - за неполного перемешивания и конкурирующих реакций эффективность использования восстанавливающего агента снижается и для достижения нужной степени удаления NOx часто требуются более высокие концентрации NH3. С другой стороны чрезмерное количество реагента может вызвать проскок аммиака с дымовыми газами. Разработка устройств ввода аммиака осложняется тем, что концентрация NH3 и NO в дымовых газах низки, а время существования NH3 в высокотемпературной зоне ограничено. В связи с этим ввод NH3 в газовый поток обычно осуществляют с помощью транспортирующей среды, в качестве которой обычно используют пар, воду или газы рециркуляции. На практике оптимальное значение определяется из условия, чтобы количество в дымовых газах не прореагировавшего аммиака не превышало 5 ррm, и примерно составляет опт = 1,05 - 1,1.

Явление проскока аммиака нежелательно, так как аммиак является токсичным веществом с резким запахом, относящимся к четвёртому классу опасности и загрязняющим вместе с другими вредными продуктами сгорания атмосферный воздух.

Для поддержания высокой эффективности СНКВ и уменьшения проскока NH3 на переменных нагрузках устанавливают два и более устройства ввода аммиака в газовый тракт котла. При этом целесообразно первый по ходу газов ввод NH3 осуществлять в верхней части топки (при работе на пониженных нагрузках), а второй - в месте ввода аммиака, который используется в базовом режиме. Требуемые степень восстановления NO и проскок аммиака обеспечиваются за счёт регулирования количества NH3 как в первой, так и во второй ступенях.

В разных странах метод СНКВ внедрён более чем на 100 котлах сжигающих газ, мазут и твёрдое топливо. В общем случае, учитывая ограниченные возможности снижения выхода NOx за счёт СНКВ, данный метод целесообразно применять в совокупности с внутритопочными мероприятиями.

3.5 Расчёт дымовой трубы

Конденсационная станция мощностью 500 МВт с энергоблоком К-500-240 расположена в городе Ростов-на-Дону Ростовской области на реке Дон.

3.5.1 Описание основного оборудования:

Котёл - прямоточный, Пп-1650-255, заводская маркировка П-57. Топливо - Донецкий уголь. Температура уходящих газов 117 оС, температура питательной воды 240 оС. Регулирование температуры перегретого пара осуществляется рециркуляцией газов.

Таблица 3.1 - Состав топлива, %:

WP	AP	SP	CP	HP	NP	OP	QнР, МДж/кг
5	23.8	2.8	62.7	3.1	0.9	1.7	24.276

3.5.2 Расчёт объёмов воздуха и продуктов сгорания

Теоретический объем воздуха, расходуемого на горение

. (3.12)

6.3485 м3/кг

Объем трехатомных газов

 (3.13)

м3/кг.

Теоретический объем азота (при )

(3.14)

м3/кг.

Теоретический объем водяного пара

(3.15)

м3/кг.

Объем сухих продуктов сгорания

(3.16)

м3/кг.

Объем водяных паров

 (3.17)

м3/кг.

Полный объем продуктов сгорания

(3.18)

м3/кг.

3.5.3 Определение объёма уходящих газов

(3.19)

м3/кг.

3.5.4 Расчёт выбросов твёрдых частиц

Мтв = 0,01 • В • а ун • (А р + q 4 • (Q рн / 32680)) • (1 - з 3), (3.19.1.)

где В - расход натур. топлива за рассматриваемый период, т / год, г / с

А р - зольность топлива на рабочую массу, %

а ун - доля золы топлива в уносе, %

з 3 - доля тв. частиц, улавливаемых в золоуловителях, %

Q рн - низшая теплота сгорания топлива, МДж / кг

q 4 - потери теплоты от механического недожога, %

32680 - теплота сгорания углерода, кДж / кг

Мтв = 0,01 • 49,511 • 0,95 • (23,8 + 3 • (24,726 / 32680)) • (1 - 0,96) = 0,448 кг/с

3.5.4.1 Расчёт выбросов твердых частиц без учёта электрофильтра

Мтв = 0,01 • В • а ун • (А р + q 4 • (Q рн / 32680)) (3.19.1.1.)

Мтв = 0,01 • 49,511 • 0,95 • (23,8 + 3 • (24,726 / 32680)) = 11.2 кг/с

3.5.5 Расчёт выбросов SO2

Доля SO2, связываемых летучей золой в котле

.

Доля SO2, улавливаемых в мокром золоуловителе попутно с улавливанием твёрдых частиц

.02

Доля SO2, улавливаемых в сероочистной установке

.

Длительность работы сероочистной установки и котла, ч/год

и .

= (3.20.)

0,02 • 49,511 • 2,8 (1 - 0,01) • (1 - 0,02) • [ 1 - 0 ] = 2,69 кг/с

3.5.5.1 Выброс с учётом электрофильтра

0,02 • 49,511 • 2,8 (1 - 0,01) • (1 - 0,02) • [ 1 - 0,8 ] = 0,54 кг/с

3.5.6 Расчёт выбросов оксидов азота

Фактическая паропроизводительность

т/ч.

Коэффициент, характеризующий выход оксидов азота

.

Коэффициент, учитывающий качество сжигаемого топлива

.

Коэффициент, учитывающий конструкцию горелок

.

Коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления

.

Коэффициент, учитывающий снижение образования NОх в зависимости от рециркуляции газов

.

Коэффициент, характеризующий уменьшение выбросов NOх (при двухступенчатом сжигании) при подаче части воздуха помимо основных горелок и при сокращении общего избытка воздуха котла

.

Доля воздуха, подаваемого помимо основных горелок

.

Доля NОх, улавливаемых в установках очистки дымовых газов от

NOх .

Степень рециркуляции газов

.



кг/с;

кг/м3

3.5.7 Расчёт геометрических размеров дымовой трубы

Коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы при неблагоприятных метеоусловиях и учитывающий рассеевание вредных выбросов - для Ростовской области.

Коэффициент, учитывающий скорость осаждения вредных веществ .

мг/м3; мг/м3.

Средняя температура самого жаркого месяца в полдень

оС.

Разность температур

 оС.

Принимаем высоту и диаметр устья трубы

м; м.

Скорость газов на выходе из трубы

м/с.

Выход газов

(3.21)

Безразмерный коэффициент n определяется в зависимости от параметра : при

.

Безразмерный параметр

(3.22)

.

Коэффициент, учитывающий условия выхода газовой смеси из дымовой трубы

(3.23)

Фоновые концентрации SO2 и NO2, обусловленные работой существующих предприятий и транспорта

мг/м3; мг/м3.

Принимаем число дымовых труб . з = 1

Н = v [(А • F • m • n • з • (M SO 2 + 5.882 • M NO 2) / ПДК SO 2) ]• 3v z / Vух •?T (3.24)

Н = v [(200 • 1 • 0.8136 • 1 • 1 • (2,7449 •10 3 + 5.882 • 0.237 • 10 3) / 0.5) ]• • 3v 1 / 847.9 •89.7 = 221.6 м;

принимаем высоту и диаметр устья трубы

м; м.

3.6 Расчёт выбросов оксидов азота

Расчёт выбросов оксидов азота с малозатратными меропреятиями по сокращению их числа

, (3.25)

где Вст = 49.511 кг/с - расход топлива за рассматриваемый период;

Qнр = 24.276 МДж/кг - низшая теплота сгорания топлива;

К = 10,83 - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота;

q4 = 3% - потери теплоты от механического недожога;

1 = 0,6 - коэффициент, учитывающий качество сжигаемого топлива;

2 = 1 - коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок);

3 = 1 - коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления (при твёрдом шлакоудалении);

1 = 0,01 - коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркуляции газов в зависимости от условий подачи их в топку (при высокотемпературном сжигании и вводе газов рециркуляции в первичную аэросмесь);

2 = 0,75 - коэффициент, характеризующий снижение выбросов оксидов азота (при двухступенчатом сжигании) при подаче части воздуха помимо основных горелок;

Степень рециркуляции газов .

М NO x = 0.001 • (49.511 • 24.276 / 29330) • 10.7 • (1 - 3/100) • 0.6 • • 1 • 1 • 0.75 • (1 - 0.01 • 20) = 0.155 кг /с

3.6.1 Расчёт выбросов оксидов азота с комплексными меропреятиями по сокращению их числа

Включают в себя малозатратные мероприятия и очистку.

Nоч = 8760 ч - длительность работы очистной установки в год;

Nк = 6500 ч - длительность работы котла в год;

а = 65% - доля оксидов азота улавливаемых в очистной установке;

0,01922 кг/с

3.7 Расчёт приземных концентраций

, (3.26)

где А = 200 - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы;

М - масса вредного вещества, выбрасываемого в единицу времени;

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

m и n - коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья источника;

= 1 - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности;

Н0 = 240 м - высота источника выброса над уровнем земли;

Vух = 847,9 м3/кг - расход дымовых газов;

Т - разность между температурой выбрасываемой газовоздушной смеси и температурой окружающего атмосферного воздуха;

Т = Тг - Т0 = 160С - 27,3С = 132,7С

Выход газов

. (3.27)

Безразмерный коэффициент n определяется в зависимости от параметра : при

.

Безразмерный параметр

. (3.28)

Коэффициент, учитывающий условия выхода газовой смеси из

дымовой трубы

. (3.29)

3.7.1 С малозатратными мероприятиями по сокращению выбросов NOX

(3.30)

0,0089 мг/м3

3.7.2 С комплексными мероприятиями по сокращению выбросов NOX

(3.31)

0,0011 мг/м3

Таблица 3.1 Сравнение результатов расчёта

Частицы	Массовые выбросы, кг/с	Малозатратные мероприятия, кг/с	Комплексные мероприятия, кг/с	?, кг/с
Твердые	11,2	___	0,448	10,752
SO2	2,69	___	0,54	2,15
NOx	0,1897	0.155	0,01922	0,171

Вывод: В результате расчётов были получены численные значения массовых выбрасов и приземных концентраций при различных методах очистки дымовых газов от оксидов азота и серы. Можно сделать вывод о том, что комплексное использование селективного некаталитического восстановления с малозатратным методом даёт лучшие результаты. Выбранный метод достаточно эффективен.

3.8 Расчёт электрофильтра

Принимаем скорость дымовых газов u =1.2 м /с

3.8.1 Объём дымовых газов поступающих в электрофильтр :

V = B • V ух • ((иух + 273) / 273) (3.32)

V = 49.511 • 3.919 • ((117 + 273)/ 273) = 277.2 м 3 / с

Число паралельных корпусов z = 2

3.8.2 Необходимое сечение корпуса электрофильтра :

w = V / u • z = 277.2 / 1.2 • 2 = 115.5 м ? (3.33)

3.8.3 Выбираем электрофильтр : ЭГА 1- 40-12-6-3

3.8.4 Уточняем скорость газового потока:

u = V / z • w (3.34)

w - площадь активного сечения, м ?

u = 277.2 / 2 • 129.8 = 1.068 м / с

3.8.5 Средняя напряжённость поля Е = 240 кВ / м

Коэффициент обратной короны kок = 0,62

по таблице находим : d 50 = 20 • 10 - 6 м ;

3.8.6 Определяем теоритическая скорость дрейфа :

н = 0.25 • (kок • E)? • d 50 (3.35)

н = 0.25 • (0.62 • 240)? •20 • 10 - 6 = 0.111 м/с

3.8.7 Определяем коэффициент вторичного уноса :

К ун = Кн • Кэл • Квс • (1 - 0.25 • (u - 1)) (3.36)

где Кн = 7,5 / Н - коэффициент высоты электрода, он учитывает, что при большой высоте электрода Н часть золы не успевает осесть в бункере;

Кэл - учитывает тип электрода ;

Квс - учитывает влияние режима встряхивания на унос .

Кн = 7,5 / 12 = 0,625

Кэл = 1

Квс = 1,3

К ун = 0,625 • 1 • 1,3 • (1 - 0,25 • (1,0,68 - 1)) = 0,799

3.8.8 По уравнению

Пр = 0.2 • Кун • ?н/u • (n • Ln) / l (3.37)

где n - число полей по уходу газа, определяется параметр золоулавливания

Пр = 0.2 •0.799 • v0.111/1.068 • (4 • 3.84) / 0.15 = 5.3

Проскок пыли при равномерном поле : рр = 0.005

3.8.9 Находим коэффициент, отражающий влияние неравномерности при различных отклонениях скорости потоков газа:

R = 0.125 • (1 + Пр) • Пр (3.38)

R = 0.125 • (1 + 5.3) • 5.3 = 4.2

При четырех полях, находим, по относительной высоте подъемной шахты о = 0.4 и одной решеткой ?u?ср = 0.07

3.8.10 Находим проскок с учетом неравномерности:

Pa = (1 + R • ?u?ср) • Pp (3.39)

Pa = (1 + 4.2 • 0.07) • 0.005 = 0.00647

3.8.11 Определяем режим встряхивания:

А = 11250 м? - поверхность осаждения

Аn = 2560 м? - доля одного поля

lg p н = 9.9 - логарифм удельного электросопротивления золы углей

m o - значение оптимальной пылеемкости

m o = 3 - 0.25 • lg p н (3.40)

m o = 3 - 0.25 • 9.9 = 0.5, кг/с

Запыленность на входе поля Свх = 20 г/м3

3.8.12 Определяем оптимальный режим встряхивания:

ф =16.7 •(Аn • mo)/(V • Свх • з n) (3.41)

где Аn - площадь осаждения одного поля;

V - количество газов, поступающих в поле;

Свх - запыленность на входе в поле;

з n - степень очистки поля электрофильтра;

ф = 16.7 • (2560 • 0.5)/(277.2 • 20 •0.38) = 10 мин.

4. Конструкторский расчёт подогревателя низкого давления

Исходные данные представлены на рисунке 4.1

Dп6 = 13,076 кг/с Р7 = 0,041 Мпа

hдр6 = 422,64 кДж/кг tн7 = 75,219 С

h7 = 2606,23 кДж/кг

Dк = 274,45 кг/с

hок8 = 194,89 кДж/кг

tок8 = 46,284 С

hок7 = 299,051 кДж/кг

tок7 = 71,219 С hдр7 = 314,89 кДж/кг

Тепловая нагрузка подогревателя

Q = Dк (hок7 - hок8), (4.1)

Q = 274,45 (299,051 - 194,89) = 40.938 МВт

Средняя логарифмическая разность температур

, (4.2)

С

Средняя температура воды

tf = tн7 - tср.лог,

tf = 75,219 - 12.601 = 62.618 С

Трубки стальные,

= 0,001 м - толщина стенки трубки;

dвн = 0,016 м - внутренний диаметр трубки;

h = 1 м - расстояние между паронаправляющими перегородками по вертикали;

Физические свойства воды при tf = 62.618 С:

f = 0.653 Вт / мК- теплопроводность;

f = 981,84 м3 / кг - плотность;

f = 0,4568 10-6 м2 / с - кинематическая вязкость;

Pr = 2,873 - число Прандтля;

Принимаем скорость воды в трубках св = 2 м / с

Коэффициент теплоотдачи от стенки к воде

2 = 0,023 (f / dвн) (св dвн / f)0,8 Pr0,4,

2 = 0,023 ? 0.653 / 0,016) (2 0,016 / 0,4568 10-6)0,8 2,873 0,4 = 10769.47 Вт / м2 К

Определяем величину В1 при h = 1 м,

r' = h7 - hдр7, (4.3)

r' - теплота конденсации

r' = 2606.23 - 314,89 = 2291.34 кДж /кг;

В1 = с В (r' ????? h -0,25, (4.4)

где с = 1,15 - коэффициент для вертикальных трубок;

В - комплекс учитывающий физические свойства конденсата;

В1 = 1,15 В (2291340 ????? 1 -0,25 = 45 В

Определяем В при tн7 = 75,219 С (по таблицам):

ж =3,765 10-4 Па с - динамическая вязкость;

ж = 0,6636 Вт / мК

ж = 974,66 кг / м3

, (4.5)

где g = 9,81 м / с2;

= 291

В1 = 45 291 = 13095

Температура стенки

tст = (tн7 + (tок8 + tок7) / 2) 0,5

tст = (tн7 + (tок8 + tок7) / 2) = (75,219 + (46,284 + 71,219) / 2) 0,5 = 66.9

ст = 25,864 Вт / м К;

, (4.6)

где 1 - Коэффициент теплоотдачи от пара к стенке;

t7 = 138 ?С - температура греющего пара;

= 3964.9 Вт / м2 К

Коэффициент теплопередачи

k = 1 / (1 / 1 + 1 / 2 + / ст) = 1 / (1/ 3964.9 + 1/ 10769.47 + 0.001/25.864) = 2.6 кВт / м2 К

Поверхность нагрева

F = Q / к tср.лог, (4.7)

F = 40.938 106 / 2605 12.601 = 1247 м2

С запасом на заглушаемые при эксплуатации трубки принимаем расчётную поверхность нагрева F = 1250 м2

Определяем конструктивные размеры подогревателя

Наружный диаметр трубки

dн = dвн + 2 , (4.8)

dн = 0,016 + 2 0,001 = 0,018 м;

Шаг трубок

t = 1.28 dн

t = 1.28 0,018 = 0,023 м

Принимаем

Коэффициент заполнения трубной доски тр = 0,65

Число ходов z = 4

Число трубок в одном ходе

, (4.10)

где: в = 1,0185 10 -3 м3 / кг - удельный объём воды при температуре tf

= 696 шт.;

Диаметр трубной доски

, (4.11)

= 1.58 м

Высота трубки

l = F / z N dн, (4.12)

l = 1250 / 4 696 0,018 = 7,9 м

Поправочный коэффициент к коэффициенту теплоотдачи

 = l / Dтр = 1 / 1,58 = 0.63

Принимаем: Dб = 2,2 м - диаметр болтового соединения

Расчёт трубных досок ведётся по формулам для тонких пластин, нагруженных равномерной нагрузкой, обусловленной давлением воды.

Трубная доска рассматривается как круглая пластина, имеющая заделку по окружности, нагруженная по всей площади равномерной нагрузкой, равной давлению воды с Z в опор, размещённых по окружности Dсв (диаметр окружности анкерных связей).

При отсутствии анкерных связей

, (4.13)

где = 0.5 - коэффициент, учитывающий способ крепления трубной доски;

р = 10,7 105 Н / м2 - давление воды

доп = 1,5 108 - допускаемое напряжение;

ц - коэффициент ослабления трубной доски отверстиями;

ц = 1 - 0,905 dн2 ??t2, (4.14)

ц = 1 - 0,905 0,0182 ??0,023 2 =0,446

= 0,098

Проводим поверочный расчёт трубной доски с анкерными связями.

Принимаем:

zв = 8 - число анкерных связей;

тр=0.075м-толщина трубной доски;

Dсв=0.8м - диаметр окружности анкерных связей ;

dа=0.038м - диаметр анкерных связей ;

lа=0.66 - рабочая высота анкерных связей ;

Определяем усилие от давления воды на трубную доску: