Разработка комбинированной энергетической установки

Расчет искусственного освещения в механическом цехе

Задачей расчета является определение потребной мощности электрической осветительной установки для создания в помещении заданной освещенности.

Исходные данные:

Таблица 5.1

Принимаем лампы типа ДРЛ, светильники типа С35ДРЛ. Длина цеха А = 60 м. Ширина цеха В = 48 м.

Расчет числа и мощности ламп светильников

Установка и расположение светильников определяется параметрами:

h - расчетная высота,

L - расстояние между соседними светильниками,

l - расстояние от крайних светильников до стен.

Распределение освещенности по площади поля существенно зависит от типа светильника и отношения:

л = .

Для заданного типа светильника С35ДРЛ величина л = ( 0,6 ч 1,0 ).

Расстояние между лампами выбираем кратным расстоянию между колоннами.

В соответствии с размерами цеха предварительно выбираем расстояние между светильниками L, м:

L = л • h = ( 0,6 ч 1,0 ) · 7

Принимая во внимание расстояние между колоннами и учитывая что расстояние светильников от стен или рядов колонн принимается в пределах 0,3 ч 0,5 L выбираем L = 6 м и подсчитываем количество светильников в одном пролете: N = 18 св. А затем количество светильников в цехе N = 78.

Определяем индекс помещения i:

i = = = 3,8

Определяем коэффициент использования з:

для этого необходим индекс помещения i и коэффициенты отражения поверхностей помещения. Для упрощения используем таблицу 2 для наиболее распространенных коэффициентов отражения.

Таблица 5.2

Принимаем з = 0,70

Определим необходимый световой поток ламп:

Ф = , лм

где: Е - заданная минимальная освещенность; z - отношение E/E;

k - коэффициент запаса; з - коэффициент использования;

S - освещаемая площадь.

Коэффициент запаса k можно принять равным 1,1; z для ламп типа ДРЛ принять равным 1,15.

S = 60 • 48 = 2880 м ;

Ф = = 21685,7 лм.

По световому потоку выбираем ближайшую стандартную лампу из табл.3. Световой поток не должен отличаться от расчетного в пределах минус 10 и плюс 20 %.

Таблица 5.3

Для заданных пролетов размещение светильников производим по углам площадки со сторонами LЧ L = 6 Ч 6 м.

Определение расчетной нагрузки

Рис. 5.1. План размещения светильников в механическом цехе

Расчетная нагрузка - это нагрузка по которой производим расчет электрической сети. Для осветительных установок расчетная нагрузка примерно равна установленной мощности:

= • ; = ,

где:

N - количество светильников;

р - мощность лампы одного светильника;

- коэффициент спроса.

Для производственных зданий, состоящих из отдельных крупных пролетов, коэффициент спроса принимаем равным 0,95.

= 72 • 400 • 0,95 = 27360 Вт.

Таким образом, для обеспечения оптимальной освещенности на рабочем месте необходимо установить 72 лампы светильника типа С35ДРЛ общей мощностью 27 360 Вт.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПГУ-500

В ходе эксплуатации паротурбинный блок, как известно, оказывает серьезное воздействие на окружающую среду. К таким воздействиям следует отнести:

1. Выбросы вредных веществ в атмосферу

2. Сброс сточных вод ТЭС

3. Загрязнение твердыми отходами

4. Шумовое загрязнение

5. Тепловые выбросы

Тепловая электростанция с установленной на ней спроектированной турбиной оказывает существенное влияние на воздушный бассейн в районе расположения. В результате сгорания органического топлива в дымовых газах образуются углекислый газ СО2, водяные пары Н2О, азот N2, сера в виде окислов SO2 (сернистый газ) и SO3 (серный ангидрид) и летучая зола. К числу токсичных составляющих относятся окислы серы SО3 и SO2, оксид углерода СО и летучая зола. Около 99% в окислах серы составляет SO2.

Кроме указанных компонентов при высоких температурах в топочной камере образуется некоторое количество токсичных окислов азота в виде NO, NO2, N2O4, N2O5 и др.

Основное количество углерода выбрасывается в форме СО2 и не относится к числу токсичных компонентов, но в глобальном масштабе может оказывать некоторое влияние на состояние атмосферы и даже климат планеты. Оксид углерода СО является токсичным компонентом, однако при рационально построенном процессе горения он выбрасывается в незначительном количестве.

Согласно ГОСТ 17.2.1.01 - 76 выбросы в атмосферу классифицируют:

1) по агрегатному состоянию вредных веществ в выбросах. Это газообразные и парообразные (SO2, СО, НОх, углеводороды и др.); жидкие (кислоты, щёлочи, органические соединения, растворы солей и жидких металлов); твёрдые (свинец и его соединения, органическая и неорганическая пыль, сажа, смолистые вещества и др.);

2) по массовому выбросу выделяют 6 групп, т/сут:

1 - не менее 0,01; 2 - 0,01 ч 0,1; 3 - 0,1 ч 1,0;

4 - 1,0 ч 10; 5 - 10 ч 100; 6 - свыше 100.

При неполном сгорании топлива в продуктах сгорания могут содержаться также углеводороды, окись углерода СО и некоторые другие компоненты. Зола ряда органических топлив может иметь повышенную токсичность и содержать мышьяк, свободную двуокись кремния, свободную окись кальция. Зола мазутов содержит, в частности, окисел ванадия V2O5.

Для уменьшения выбросов золы применяются различные золоуловители, которые классифицируются следующим образом:

1) Механические золоуловители (циклон)

2) Мокрые золоуловители (скруббер)

3) Электрофильтры

В качестве меры борьбы с выбросами с окислами серы и азота применяется предварительное обессеривание топлива и переработка сернистых топлив сжиганием на ТЭС(газификация).

Даже после очистки содержание вредных веществ в сотни раз превышает ПДК. Для снижения концентрации до приемлемых величин применяют рассеивание из высотных труб, за счет турбулентного перемешивания с огромной массой воздуха концентрация снижается до норм ПДК.

В дипломной работе предлагается использовать для рассматриваемой энергетической установки современную технологию CCS (CO2 Capture and Storage), которая заключается в удержании углекислого газа из топлива до его непосредственного использования в камере сгорания газовой турбины и его последующем захоронении. Технология CCS широко применяется в ряде современных энергоблоков в США и Европе на установках с внутрицикловой газификацией угля (IGCC - Integration Gasification Combined Cycle). Принципиальная схема такого энергоблока приведена на рис. 2.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 5.2. Базовая схема IGCC электростанции с получением Н2 и захоронением СО2. Использование мембран, удерживающих СО2

Существует два принципиальных варианта реализации такой схемы. Первый, изображенный на рисунке выше, представляет собой парогазовую установку с внутрицикловой газификацией угля и мембранным реактором конверсии с мембранами, извлекающими СО2 из очищенного синтез-газа. Второй вариант заключается в использовании реактора конверсии с мембранами, удерживающими водород. Для доставки водорода в цикл ПГУ и контроля его стехиометрической температуры горения применяется продувка азотом той части реактора, куда попадает адсорбированный водород. Остальная часть очищенного синтез-газа подвергается дополнительному процессу рафинирования и все удержанные горючие элементы возвращаются в цикл, а СО2 подвергается ожижению и захоронению. Принципиальная схема такой установки приведена на рис. 3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 5.3. Базовая схема IGCC электростанции с получением Н2 и захоронением СО2. Использование мембран, удерживающих Н2

Газификаторы угля делают возможным получение водорода достаточно высокого давления, чтобы его можно было использовать в мембранных реакторах конверсии. В отличие от электростанций, использующих реформинг природного газа для получения Н2, где применение Н2-мембран более целесообразно, мембраны, извлекающие СО2 могут составить конкуренцию Н2-мембранам на электростанциях с газификацией угля, т.к. они обеспечивают дополнительную конверсию СО.

Использование энергетических установок с удержанием и захоронением СО2 может значительно сократить загрязнение окружающей среды и предотвратить опасность глобального потепления.

Одним из факторов взаимодействия ТЭС с водной средой является потребление воды системами технического водоснабжения, в т.ч. безвозвратное потребление воды. Основная часть расхода воды в этих системах идёт на конденсацию пара в конденсаторах паровых турбин. Остальные потребители технической воды (системы золо- и шлакоудаления, химводоочистки, охлаждения и промывки оборудования) потребляют около 7% общего расхода воды. В тоже время именно они являются основными источниками примесного загрязнения. Например, при промывке поверхностей нагрева котлоагрегатов серийных блоков ТЭС мощностью

300 МВт образуется до 10 000 м3 разбавленных растворов соляной кислоты, едкого натра, аммиака, солей аммония.

Кроме того, сточные воды ТЭС содержат ванадий, никель, фтор, фенолы и нефтепродукты. На крупных электростанции расход воды, загрязнённой нефтепродуктами (масла и мазут), доходит до 10-15 м3/ч при среднем содержании нефтепродуктов 1-30 мг/кг (после очистки). При сбросе их в водоёмы они оказывают пагубное влияние на качество воды, водные организмы.

Сжигание на электростанциях многозольного топлива с невысокой теплотой сгорания приводит к выходу большого количества золошлаковых материалов, требующих утилизации и минимизации их вредного воздействия на окружающую среду. На большинстве ныне существующих тепловых электростанциях зола и шлак удаляются гидравлическим способом. Для этого требуется выделение значительных площадей земли под золоотвалы. Территория золоотвалов абсолютно не пригодна для эффективного использования в сельском хозяйстве и в промышленности. Основной путь решения проблемы создание системы отпуска золошлаковых материалов потребителям для различных нужд.

В решении общей проблемы снижение вредных воздействий энергоустановок на окружающую среду существенное значение приобретают вопросы борьбы с шумом. Основное и вспомогательное оборудование ТЭС является, как правило, источником шума. Это оборудование, расположенное внутри главного корпуса, воздействует только на обслуживающий персонал ТЭС, и борьба с шумом от такого оборудования относится к вопросам охраны труда. Однако, имеются источники шума, которые могут воздействовать на район, расположенный за пределами территории ТЭС. Эта проблема имеет особое значение для ТЭЦ, расположенных в районе жилой застройки больших городов, где нормы допустимого уровня шума приняты значительно более жесткими, чем в цехах электростанции. Остро стоит проблема борьбы шумами от тягодутьевых устройств на ТЭС большой мощности. Несмотря на то, что дымососы и дутьевые вентиляторы установлены на уровне земли, звук от них распространяется по газо- и воздухопроводам, как по волноводам, к месту забора воздуха вентиляторов и устью дымовых труб у дымососов, а оттуда по воздуху в окружающий район. Поскольку звук распространяется прямолинейно, то исключительное значение имеет высота расположения источника над уровнем земной поверхности. Чем выше расположен источник звука тем на больший район вокруг ТЭЦ он может оказывать воздействие.

Для борьбы с шумом из высотных источников используют шумоглушитель. Так в газоходах между дымососом и дымовой трубой устанавливают плоский шумоглушитель. Дымовые газы, двигаясь в каналах, в которых размещены плиты с шумопоглощающим материалом, снижают свою звуковую мощность до необходимого уровня.

Снижение звуковой мощности достигается использованием труб с газоотводящим стволом конической формы с прижимной кирпичной футеровкой или вентилируемым зазором.

На ТЭС наблюдается выделение огромного количества тепла в окружающую среду. Тепловые потери происходят:

1) с охлаждающей водой;

2) с уходящими газами;

3) потери от горячих частей турбины, паропроводов, котла,

Количество охлаждающей конденсаторы воды превышает количество конденсирующегося пара примерно в 40--70 раз. Температура охлаждающей воды при этом повышается по крайней мере на 8-10°С, т. е. имеет место тепловое загрязнение водоемов. В настоящее время еще нет четких и единых технических и экологических решений полезного использования «тепловых сбросов» в связи с чем на большинстве электростанций создаются оборотные системы охлаждения конденсаторов турбин.

Температура уходящих газов составляет 120-170°С. Тепло выноситься в окружающую среду с частицами золы сбрасываемых из дымовой трубы. В настоящее время происходит развитие различных способов использование низкопотенциального тепла. Постоянно снижается температура уходящих газов, и как следствие снижаются тепловые выбросы.

Паропроводы, паровпуск, корпус турбины имеют температуру примерно равную температуре острого пара, которая составляет 540°С. Методом борьбы с тепловыми потерями, в данном случае, является теплоизоляция горячих частей турбины.

Расчёт теплоизоляционного покрытия паропровода острого пара

В спроектированной паротурбинной установке максимальную температуру будет иметь поверхность паропровода острого пара. В качестве теплоизоляционного покрытия паропровода выбраны известково-кремнистые сегменты.

В связи с необходимостью создания запаса толщины слоя изоляции, пренебрегаем в расчёте сопротивлением теплоотдачи теплоносителя к стенке паропровода.

Коэффициент теплопроводности материала изоляции

- средняя температура слоя изоляции

t н. из. - наружная температура изоляции tmeпл - температура теплоносителя.

Полное термическое сопротивление:

Удельные линейные потери:

Толщина изоляции:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 5.4. Толщина теплоизоляции трубопровода

Выводы

Рассчитанная система освещения обеспечивает требуемый уровень освещенности токарного цеха.

Для снижения тепловых выбросов применена тепловая изоляция. Для обеспечения температуры наружной изоляции tн.из.=20°С необходимо и достаточно изоляция толщиной 248мм.

Соблюдение приведенных выше норм по охране труда обеспечивает безопасные условия труда работникам и существенно снижает загрязнение окружающей среды.

Список литературы

1. А.В. Щегляев, Паровые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1993.

2. В.И. Кирюхин, Н.М. Тараненко, Е.П. Огурцова и др., Паровые турбины малой мощности КТЗ. М.: Энергоатомиздат, 1987.

3. А.И. Занин, А.С. Соколов, Паровые турбины. М.: Высшая школа, 1988.

4. А.Г. Костюк, В.В. Фролов, Турбины тепловых и атомных электрических станций, М.: Издательство МЭИ, 2001.

5. Г.А. Зальф, В.В. Звягинцев, Тепловой расчет паровых турбин. М.: МАШГИЗ, 1961.

6. Г.М. Кочетов, Тепловой расчет паровой турбины, М.: МВТУ, 1979.

7. А.А. Жинов, Методические указания к курсовому и дипломному проектированию «Комплекс программ для расчета осевой турбины по радиусу». Калуга, 1997.

8. Г.С. Жирицкий, В.А. Стрункин, Конструкция и расчет на прочность деталей паровых и газовых турбин. М.: Машиностроение, 1968.

Размещено на Allbest.ru