Обследование объектов ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Общая характеристика производства. Краткая характеристика энергообъекта

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) предназначена для обеспечения электрической и тепловой энергией объектов комбината и жилого массива города.

ТЭЦ является энергетическим сооружением с наличием разнотипных энерготехнологических, энергетических и утилизационных паровых котлов с использованием трех основных видов топлива: черного щелока, бурого угля, коры и древесных отходов и вспомогательного топлива - мазута для растопки и подсветки котлов.

Установленная мощность ТЭЦ 109 МВт, располагаемая мощность - 94 МВт, рабочая мощность - 49 мВТ.

Состав основного теплосилового оборудования

четыре энергетических котла БКЗ-160-100 паропроизводительностью 160 т/час, давлением пара - 100 кгс/см2, температурой перегретого пара - 540 ?С;

четыре содорегенерационных (энерготехнологических) котла СРК-380 «Тампелла», паропроизводительностью 56/63 т/час, давлением пара - 40 кгс/см2, температурой перегретого пара - 410 ?С;

один корьевой (утилизационный) котел КМ-50-40 номинальной паропроизводительностью 50 т/час, давлением пара - 40 кгс/см2, температурой перегретого пара - 400 ?С;

две турбины Р-12-35/5;

турбина ПР-25/30-90/10/0,9;

теплофикационная установка в составе трех основных и двух пиковых бойлеров, сетевых, подпиточных и регулирующих насосов.

Основное электрооборудование ТЭЦ.

два генератора типа Т-2-12;

генератор типа ТВС-32-У3;

два трансформатора связи ТДТН-40000/220/35/6-70У1;

два трансформатора ТМН-10000/35/10;

ГРУ;

РУСН.

Тепловая схема ТЭЦ

Теплоэлектроцентраль является цехом комбината и предназначена для покрытия энергетических, технологических и отопительных нагрузок комбината и города.

Источником покрытия этих нагрузок являются 9 разнотипных котлов, установленных на ТЭЦ, которые подразделяются на энергетические, технологические и утилизационные.

К энергетическим котлам относятся 4 котла высокого давления типа БКЗ-160-100 ст. № 7,8,9,11 с камерным сжиганием топлива и номинальными параметрами пара Gп/п= 160 т/час, Рп=100 кгс/см2, tпп=540?С.

К технологическим котлам среднего давления относятся 4 содорегенерационных котла типа СРК-380 ст. № 1,2,3,4 с параметрами пара Gп/п= 56 т/час, Рп/п= 40 кгс/см2, tп/п=410?С.

Номинальные параметры работы утилизационного котла КМ-50-40 ст. № 5: Gп/п=50 т/час, Рп/п=40 кгс/см2, tп/п=440 ?С. Сжигание топлива в котле производится в кипящем слое песка.

По схеме распределения пара ТЭЦ относится к станциям с поперечными связями .

Основными потребителями пара с ТЭЦ являются цеха комбината:

варочный цех;

сушильный цех;

выпарной цех.

Варочный цех использует пар с параметрами Рп= 13 кгс/см2, tп=200-220?С, сушильный и выпарной цеха потребляют пар с параметрами Рп= 6 кгс/см2, tп=150-170?С. к указанным потребителям пар подается по отдельным трубопроводам.

В соответствии с потребностью цехов комбината в паре определенных параметров в ТЭЦ установлены три противодавленческие турбины. Одна турбина Пр-25/30-90/10/0,9 с регулируемым производственным отбором пара 10 кгс/см2 номинальной производительностью 65 т/час и регулируемым противодавленческим отбором пара 1,2 кгс/см2 с номинальным расходом пара 63 т/час, две противодавленческие турбины Р-12-35/5 с противодавлением 6 кгс/см2 и номинальным расходом пара 120 т/час.

Для резервирования паровых отборов турбин, а также покрытия дефицита пара на станции установлены 9 различных РОУ:

РОУ 100/40 - Q = 120 т/час, t = 440? С;

БРОУ 100/13 - 2 шт - Q = 110 т/час, t = 350? С;

РОУ 100/1,2 - Q = 30 т/час, t = 150? С;

РОУ 40/13 - Q = 120 т/час, t = 300? С;

РОУ 40/6 - Q = 120 т/час, t = 240? С;

РОУ 40/1,2 - Q = 30 т/час, t = 150? С;

РОУ 13/6 - Q = 60 т/час, t = 240? С;

РОУ 6/1,2 - Q = 40 т/час, t = 150? С;

Подготовка питательной воды для котлов среднего давления осуществляется в атмосферных деаэраторах типа ДСА ст. № 1,2,3. Пар на деаэраторы берется с противодавления турбины ПР-25/30-90/10/0,9. С деаэраторов питательная вода податся на всас питательных электрических насосов (ПЭНов) среднего давления и далее насосами транспортируется через подогреватели среднего давления на питательные коллекторы питательной воды среднего давления, откуда происходит питание котлов среднего давления.

Всего на станции установлено пять ПЭНов среднего давления типа ПЭ-150-67 и два подогревателя среднего давления (ПСД). Подогрев питательной воды в ПСД производится паром 6 кгс/см2.

Для котлов высокого давления применяется двухступенчатая схема подготовки питательной воды. Первичная подготовка производится в деаэраторе типа ДСА ст. № 5 и вторичная - в деаэраторах типа ДСП ст. № 5,6,7. с деаэраторов подача питательной воды на котлы высокого давления осуществляется ПЭНами высокого давления типа ПЭ 270-150. установлено четыре питательных насоса. Подогрев питательной воды осуществляется в подогревателях высокого давления (ПВД) турбины ПР-25/30-90/10/0,9 ст. № 4.

Отпуск пара на производство, разбор пара на подогреватели и собственные нужды ТЭЦ производится из распределительных коллекторов станции.

Технико-экономическое обоснование

Анализ работы основного оборудования включает в себя проведение расчета тепловой схемы ТЭЦ, который выполняется для составления таблицы балансов пара, для определения эффективности использования установленного основного оборудования.

Расчетом, также, определяется процентная загруженность котлов и турбин.

Расчет тепловой схемы выполняется для четырех режимов работы ТЭЦ:

I режим - максимально-зимний, соответствующий наименьшей расчетной температуре холодного воздуха (t1н = -32 0C). Этот режим определяет максимальную выработку ра на ТЭЦ и, следовательно, максимальную нагрузку энергетических котлов.

II режим - расчетно-контрольный, соответствует средней за наиболее холодный месяц температуре наружного воздуха (t2н = -17,2 0С) и просчитывается при условии аварийной остановки одного или двух котлов ТЭЦ.

III режим - среднеотопительный. Этот режим рассчитывается для средней за отопительный период температуре наружного воздуха.

IV режим - летний, характеризующий работу ТЭЦ при отсутствии отопительной нагрузки. Оборудование обеспечивает только горячее водоснабжение потребителей.

Расчет тепловой схемы ТЭЦ

Наименование расчетной величины и расчетные формулы	Единицы измерения	Расчеты теплосети
		I	II	III	IV
1	2	3	4	5	6
Тепловые нагрузки Пар 1,3 МПа Горячая вода на отопление и вентиляцию Горячая вода на горячее водоснабжение Температурный график Расчет теплофикационной установки Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию G = ; где: t = 130 0С - температура воды в подающем трубопроводе. t = 70 0С - температура в обратном трубопроводе C = 4,186 - теплоемкость Расчет расхода воды на ГВС; летом: G = ; где: t- температура горячей воды = 60 0С t=15 0С - температура холодной воды летом. t=5 0С - температура холодной воды зимой. Q= 12,06 МВт Q= 18,8 МВт Расчет расхода воды на подпитку теплосети G= G+ G G= 0,005 V V= GQ, где: Q= Q+ Q G= 70м3/Гкал/ч Расчет расхода сетевой воды из подающей магистрали на ГВС G= + G, где: - доля сетевой воды, взятой из подающей магистрали = , где: t - температура воды в обратном трубопроводе Суммарный расчет сетевой воды на нужды теплофикации G= G+ G Расчет расхода греющего пара на ПВП подп. Д= , где: h - энтальпия гр. пара - энтальпия конденсата t= t- P= P1,1- давление греющего пара Расчет расхода греющей среды на вакуумный деаэратор G (по данным) G= G+ G Расчет расхода сетевой воды через сетевые подогреватели G= G+ G+ G Расчет расхода пара на основные подогреватели Д= , где: t= Расчет тепловой нагрузки для пиковых подогревателей Q=(G+G)C(t- t) Суммарный расход пара на подготовку подпиточной и сетевой воды Д=Д+ Д Расчет расхода добавочной воды для цикла ТЭЦ G= G+ G Расчет теплообменника непрерывной продувки t= + t , где: t = 5 (15) 0C - температура сырой добавочной воды соответственно зимой и летом Расчет ПВП1 добавочной воды Д = , где: h = 2718 кДж/кг - = 525 кДж/кг - Энтальпия гр. пара и конденсата Расчет ПВП2 добавочной воды Д = , где: t = 30 0C - температура добавочной воды после ХВО Расчет расхода греющего пара на деаэратор 0,12 Мпа G +Д+ Д+Д= G GCt+Д+ Д+Дh= GC t G = 182,66 + Д Суммарный расход пара 0,12 Мпа на теплофикационную установку и подготовку добавочной воды для цикла Д= Д+ Д+ Д+Д Расчет количества пара на пиковые подогреватели Д= , где: h= 3152,16 кДж/кг - = 810,5 кДж/кг - Энтальпия греющего пара и конденсата, подаваемого на ПП. Расчет РОУ 100/13,(1,2) Д= , где: Д1 - доля первичного пара Д2 - доля вторичного пара Z - коэффициент редуцирования Y - Z= h1 = 3452,11 кДж/кг h2 = 3152,16 кДж/кг h = 665 кДж/кг h = 810,5 кДж/кг Z= Д= , где: h1 = 3452,11 кДж/кг - энтальпия острого пара (первичного) h2 = 2683,1 кДж/кг - энтальпия редуцированного пара (вторичн.) h = 439,37 кДж/кг - энтальпия впрыскиваемой воды h = 439,37 кДж/кг - энтальпия конденсата	т/ч кДж/ч кДж/ч 0С т/ч Т/ч Т/ч Т/ч м3 ГДж/ч Т/ч 0С т/ч т/ч кДж/кг кДж/кг 0С т/ч т/ч т/ч т/ч 0С МВт т/ч т/ч 0C т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч т/ч	70 498,19 67,88 130/170 1977,55 293,9 341,2 42,3 9457 566,07 - 0 70 1977,55 19,3 2705 487 125 22,3 363,5 1999,85 205,2 66 82,8 224,5 156,4 7 8,36 17,9 3 185,66 253,76 31,6 31,6 132	70 347,35 67,88 130/170 1977,55 293,9 328,6 34,7 6937 415,23 - 0 60 1997,55 18,4 2688 452 105 26,1 354,7 2003,65 164,6 55,7 183 156,4 7 8,36 17,9 3 185,66 212,26 - - 101,6	70 240,5 67,88 130/170 1977,55 293,9 319,6 25,76 5152 308,38 73,4 0,25 45 2051,02 17,46 2650 352 82 26,1 345,7 2077,05 108,6 47,5 126,06 156,4 7 8,36 17,9 3 185,66 155,26 - - 59,4	70 - 43,58 130/170 1977,55 230,4 234 3,64 728 43,58 230,4 1 - 230,4 11,6 19 253 276,4 6 48,3 6 156,4 17 5,37 17,9 3 185,66 32,27 - - -

Расчет тепловой схемы ТЭЦ выполнен на различных режимах:

- максимально-зимний режим (tхв = -32 0C);

- расчетно-контрольный режим (tхв = -17,2 0С);

- среднеотопительный режим (tхв = -6,7 0С);

- летний режим (Qот + в = 0).

В результате определено, что основное оборудование котельного цеха загружено на 72,5 %, 59,5%, 50,7% и 30%, соответственно для каждого режима.

Основное оборудование турбинного цеха, в частности турбоагрегат ПР-25-90/13/1,2, загружено по первым трем режимам на 100% и на 70% при работе в летнем режиме.

Из данных, изложенных выше, можно сделать вывод, что основное оборудование ТЭЦ работает неэффективно, а именно котельные установки, из-за низкой процентной загруженности по режимам, что обусловлено простоем турбоагрегата ПТ-60-90/13.

Загруженность вспомогательного оборудования ТЭЦ является довольно высокой, из-за того, что нагрузки, по которым это оборудование устанавливалось, изменились .

Баланс пара ТЭЦ

Расходная часть	Приходная часть
Наименование	Режимы	Наименование	Режимы
	I	II	III	IV		I	II	III	IV
Пар острый (9,8 МПа)
БКЗ-160-100	116	142,8	121,7	140	ПР-25-90/13/1,2	184	184	184	140
БКЗ-160-100	116	142,8	121,7		РОУ-100/13	31,6	-	-	-
БКЗ-160-100	116				РОУ-100/1,2	132	101,6	59,4	-
Итого	347,6	285,6	243,4	140	Итого	347,6	285,6	243,4	140
Пар 1,3 МПа
ПР-25-90/13/1,2	70	70	70	70	Производство	70	70	70	70
РОУ-100/13	35,36				Пик.подогреватели	35,36	-	-	-
Итого	105,6	70	70	70	Итого	105,36	70	70	70
Пар 0,12 МПа
ПР-25-90/13/1,2	75	75	75	32,27	ПВП1	19,3	18,4	17,46	-
РОУ-100/1,2	178,76	137,26	80,26	-	ОП	205,2	164,6	108,6	6
					ПВП1	8,36	8,36	8,36	5,37
					ПВП2	17,9	17,9	17,9	17,9
					Деаэратор	3	3	3	3
Итого	253,76	212,26	155,26	32,27	Итого	253,76	212,26	155,26	32,27

Энергетические котлы

Для покрытия потребности комбината в паре и обеспечения турбогенератора ПР-25/30-90/10/0,9 паром на станции установлено четыре котла высокого давления типа БКЗ-160-100 с камерным сжиганием топлива и номинальными параметрами пара Gп/п= 160 т/час, Рп/п=100 кгс/см2, tп/п=540?С. Основной вид топлива бурый уголь Азейского месторождения. Вспомогательный вид топлива, применяемый при растопках котлов и при ремонтах оборудования, требующих останова одной из пылесистем - мазут.

Подготовка топлива к сжиганию производится в пылесистеме с промежуточным бункером с шаровыми барабанными мельницами типа (Ш-12). Уголь, подаваемый цехом топливоподачи по конвейерным лентам, поступает в бункер сырого угля (БСУ). Из бункера сырого угля питателями сырого угля (ПСУ) уголь подается в шаровую барабанную мельницу (ШБМ). В мельницу в качестве сушильного агента подается горячий воздух (в некоторых пылесистемах - БКЗ-160-100 ст. № 9 - производится подмешивание уходящих газов). В шаровой барабанной мельнице под воздействием размолочных шаров происходит измельчение угля до пылевидного состояния и сушка угольной пыли. Под воздействием разряжения, создаваемого в пылесистеме мельничным вентилятором, пылевоздушная смесь (аэросмесь) поступает в сепаратор, где происходит разделение крупной и мелкой фракции пыли. Крупная фракция направляется в ШБМ для измельчения, мелкая фракция поступает в циклон. В циклоне происходит разделение пыли и воздуха. Воздух поступает на всас мельничного вентилятора, пыль осаждается в промежуточном бункере пылесистемы. Из промежуточного бункера пыль пылепитателями подается в пылепроводы, которые находятся под напором, создаваемым мельничным вентилятором. По пылепроводам пыль поступает к горелкам, туда же подается и вторичный воздух. Качество горения угольной пыли регулируется соотношением первичного и вторичного воздухов. Нагрузка котла регулируется оборотами пылепитателей.

Котлоагрегаты БКЗ-160-100 ст. № 7,8,11 оборудованы пылесистемами с сушкой топлива горячим воздухом , котлоагрегат БКЗ-160-100 ст. № 9 оборудован пылеистемой с сушкой топлива смесью горячего воздуха и дымовых газов. Различие указанных схем в том, что в пылесистеме к горячему воздуху добавляется уходящий газ котла, и за счет снижения содержания кислорода в ШБМ появляется возможность увеличения температуры сушильного агента, что в свою очередь повышает производительность мельницы.

Угольная пыль, сгорая в топке котла, отдает тепло, образующиеся в процессе горения, поверхностям нагрева экранной системы, в которой образуется пароводяная смесь. Пароводяная смесь поступает в барабан котла, в котором происходит разделение пара и воды. Вода обратно поступает в экранную систему, а пар направляется в пароперегреватели. Где происходит перегрев пара до рабочих параметров котла.

Дымовые газы, образующиеся в процессе горения угольной пыли, через горизонтальный участок котла направляются в конвективную шахту. В горизонтальном участке котла расположены пароперегреватели котла. Отдавая свое тепло пароперегревателям дымовые газы производят перегрев пара до рабочих параметров. Дальше дымовые газы поступают в конвективную шахту, где в рассечку расположены водяные экономайзеры (ВЭК) I-й и II-й ступеней и воздухоподогреватели I-й и II-й ступеней. За счет конвективного теплообмена происходит нагрев котловой воды и воздуха и снижение температуры уходящих газов. После конвективной шахты, под действием разряжения, создаваемого в котле дымососом (ДС) дымовые газы направляются в электрофильтр и далее выбрасываются в дымовую трубу.

Для организации горения и сушки топлива в котлоагрегат и пылесистему дутьевым вентилятором (ДВ) подается воздух, отбираемый из различных ступеней воздухоподогревателя.

Каждый из энергетических котлоагрегатов оборудован двумя зеркальными линиями оборудования: сторона «А» и сторона «Б».

Система пылеприготовления

Котельный агрегат оборудован двумя индивидуальными, замкнутыми системами пылеприготовления с промбункером.

Топливо из бункера сырого угля питателем сырого угля типа СПУ 700300 подается в мельницу. Регулирование подачи топлива осуществляется изменением числа оборотов ПСУ, а также с помощью регулятора толщины слоя топлива.

Размол и сушка угля осуществляются в шаровой барабанной мельнице ШБМ 287/410 производительностью по Азейскому бурому углю 14,8 т/час (при Rдо =40). Для сушки угля используется горячий и слабоподогретый воздух с рециркулирующим сушильным агентом. Для транспортировки сушильного агента установлены мельничные вентиляторы ВМ-17 с характеристикой при рабочем режиме: производительность с запасом 5% - 52000 м3/час, полный напор при температуре рабочей среды 60С и указанной производительности Н=1000 мм.вд.ст., число оборотов 1480 об/мин.

После мельницы аэросмесь поступает в сепаратор типа СП-2-П 3000. В сепараторе из потока аэросмеси отделяются крупные фракции пыли и возвращаются в мельницу.

После сепаратора аэросмесь поступает в циклон типа ЦН15-2240, где пыль отделяется от сушильного агента и по течке поступает в бункер пыли. Сушильный агент отсасывается из циклона мельницы вентилятором ВМ-17.

Пыль из бункера пыли подается в пылепроводы лопастными питателями пыли ППЛ-1 (каждый с максимальной производительностью до 5 т/час). Транспорт пыли в топку осуществляется сушильным агентом.

Для увеличения вентиляции барабана мельницы предусмотрена линия рециркуляции сушильного агента.

Тягодутельная установка

Котельный агрегат оборудован двумя вентиляторами типа ВДН-18П с характеристикой при рабочем режиме: производительность с запасом 5%-80103 м3/час, полный напор при температуре рабочей среды 30С и указанной производительности - 264 кгс/м2(25,9Мпа), число оборотов 980/740 об/мин.

Регулирование производительности вентилятора осуществляется направляющим аппаратом осевого типа и переключением скорости электродвигателя.

Для поддержания необходимой температуры воздуха на входе в воздухоподогреватель предусмотрена установка паровых калориферов типа КФСО-II. Для подогрева воздуха при пуске котла предусмотрена также рециркуляция горячего воздуха для всех вентиляторов. Для отсоса газов на котле установлены два дымососа типа Д18*2 с характеристикой при рабочем режиме: производительность с запасом 10% - 180*103 м3/г, полный напор при температуре рабочей среды 152С и указанной производительности 243кгс/м2 (полное давление), число оборотов 780об/мин. Регулирование производительности дымососа осуществляется направляющим аппаратом осевого типа. Для очистки дымовых газов от золы предусмотрены золоулавливающая установка типа (электрофильтры) ПГД-38, КПД очистки достигает 98%.

Турбины

В машзале установлены две турбины, типа ПР-25/30-90/10/0,9 и ПГ-50-90/13. Паровая турбина типа ПР-25/30-90/10/0,9 номинальной мощностью 25000кВт при 3000 об/мин., с регулируемым производственным отбором пара и регулируемым противодавлением, предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВС-30 с водородным охлаждением.Турбина снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды. Турбина рассчитана для работы свежим паром при давлении 90 ага и температуре 535С, измеренным перед входом в стопорный клапан. Подогрев питательной воды осуществляется в 3-х подогревателях: одном низкого давления, питающемся паром из нерегулируемого отбора после 19 ступени и двух высокого давления, питающихся паром из нерегулируемых отборов после 13 и 9 ступеней.

Деаэраторные установки ТЭЦ

Металл, из которого изготовлено оборудование ТЭЦ, подвергается разрушению под влиянием электрохимических процессов, носящих название коррозии металлов.

Для защиты оборудования от кислородной и углекислотной коррозии применяется деаэрация, т.е. удаление газов растворенных в воде.

Принцип термической деаэрации заключается в том, что с увеличением температуры воды, растворимость газов в ней сжигается и при кипении воды равна нулю.

Аппараты, работающие по этому принципу, называются термическими деаэраторами. Они представляют собой смешивающие подогреватели.

Схема работы деаэратора заключается в том, что вода, разбиваясь на мелкие струи, одновременно подогревается паром до температуры кипения. В таких случаях удается довести количество свободного кислорода и углекислоты до нормы.

Деаэратор состоит из деаэрационной колонки, прикрепленной к закрытому питательному баку. Питательную воду подают в верхнюю часть колонки, откуда, проходя последовательно через дырчатые противни, она сливается в бак. Пар подается снизу колонки, и направляясь вверх, подогревает воду до состояния кипения, сам одновременно конденсируясь. Выделившиеся газы, вместе с остатком пара, выбрасываются в атмосферу.

Величина выпара достигает 3% от количества пара подаваемого в деаэратор.

На ТЭЦ установлены вакцинные деаэраторы с «головками» типа ДС-200, ДСА-200., ДСП-225 с емкостью деаэраторного бала соответственно, 65 и 75 м3, и рабочим давлением 0,12МПа.

Также, деаэраторы, работающие под давлением 0,6 МПа, с баками емкостью 65 м3. Деаэраторные колонки типа ДСП-225.

Деаэраторы рассчитаны на работу среды с температурами равными 104 и 185 0С с производительностью 200 и 225 т/ч.

Схема теплофикационной установки

Потребителями пара в горячей воде являются:

собственно комбинат;

промбаза;

жилищно-коммунальный сектор города.

Схема горячего водоснабжения для города и промплощадки принята открытая. Теплофикационная установка включает в свой состав:

три основных сетевых подогревателя;

пять сетевых насосов;

четыре конденсатных насоса;

три основных бойлеров;

два пиковых бойлера.

Подпиточная установка теплосети включает в себя:

два деаэратора теплосети ст. № 4 и 4 «А»;

один аккумуляторный бак емкостью 1000 м3;

пять насосов подпитки теплосети;

водяной теплообменник;

три регулирующих насоса.

Для подогрева сетевой воды в основных бойлерах используется пар 6 кгс/см2, в пиковых бойлерах пар 13 кгс/см2.

Счетчики теплового потребления установлены на трубопроводах теплосети города, «Промбаза», ЦПО, собственные нужды ТЭЦ. На прямой и обратной магистралях теплосети (на выходе с ТЭЦ) установлены расходомеры

Схема технического водоснабжения

Вода на ТЭЦ подается с заводской насосной первого подъема по двум водоводам диаметром 900 мм. Вода поступает на всас насосов сырой воды, откуда распределяется потребителям.

Система технического водоснабжения масло и газоохладителей турбогенераторов прямоточная, с подачей охлаждающей воды из контура замкнутого водооборота (см. схему приложение № 2).

Вода на охлаждение оборудования турбинного цеха подается из контура замкнутого водооборота. Охлаждение оборудования других цехов ТЭЦ на данном этапе запитано непосредственно из трубопроводов сырой воды.

Вода в схеме замкнутого водооборота делится на условно чистую и чистую воду. Вода из охлаждения подшипников, маслоохладителей турбин поступает в бак насосов технической воды (НТВ), откуда насосами обратно подается на охлаждение того же оборудования. Подпитка бака НТВ осуществляется от трубопровода сырой воды.

Вода из газоохладителей ПЭНов высокого давления, газоохладителей турбин, опорожнение бака нижних точек поступает в насосную сбора стоков (НСС) и насосами подается на всас насосов сырой воды (НСВ).

Вода из охлаждения оборудования других цехов ТЭЦ (котельный № 1, котельный цех № 2, ЦТП) частично сбрасывается в каналы гидрозолоудаления, частично поступает на всас насосов сырой воды.

Схема водоподготовки

Возможность длительной бесперебойной эксплуатации ТЭЦ в большей степени определяется тем, как протекают процессы накипеобразования на поверхностях нагрева, уноса солей, кремниевой кислоты и окислов металлов паром из испаряемой воды и образования отложений их в проточной части турбины, а также коррозии металла энергетического оборудования и трубопроводов. Поэтому к качеству питательной воды предъявляются высокие требования.

Поскольку ТЭЦ промышленного значения, то на ней имеют место потери пара и конденсата как внутристанционные, так и внешние - потери в производственных цехах комбината. Восполнение потерь пара и конденсата производится в основном обессоленной водой, получаемой на обессоливающей установке ХВО ТЭЦ.

Схема обессоливающей установки включает последовательно следующие друг за другом стадии обработки сырой воды:

удаление катионов на водород - катионовых фильтрах первой ступени;

декарбонизация;

водород - катионирование на фильтрах второй ступени;

обессоливание воды на анионитовых фильтрах.

Описание технологического процесса энергетической химводоочистки

Вода из озера подается с насосной первого подъема. Вода поступает на всас насосов сырой воды, откуда поступает на теплообменники ХВО, где подогревается до 30-35?С производственным конденсатом.

Недостаток свежей воды с ТЭЦ восполняется со станции свежей воды, которая также проходит подогрев в теплообменниках.

Подогретая сырая вода подается на Н-катионитовые фильтры первой ступени, загруженные Ку-2-8, затем поступает в декарбонизатор. Из декарбонизатора вода сливается в бак емкостью 200 м3, откуда насосами подается на Н-катионитовые фильтры второй ступени, Н-катионитовай вода поступает на анионитовые фильтры загруженные сильно-основным анионитом АВ-17-8.

Обессоленная вода после анионитовых фильтров самотеком поступает в баки обессоленной воды № 1 и 2 емкостью 1500 м3 каждый, откуда насосами подается в турбинный цех в атмосферные деаэраторы (см. приложение № 10 «Схема подготовки обессоленной воды).

Газоочистка

Очистка дымовых газов котлов БКЗ-160-100 и СРК-380 производится в электрофильтрах, очистка дымовых газов котлоагрегата КМ-50-40 производится в батарейных циклонах.

Принцип работы электрофильтра

Газы, содержащие взвешенные частицы, проходят через систему, состоящую из заземленных осадительных электродов и размещенных между ними на некотором расстоянии коронирующих электродов, к которым подведен выпрямленный ток высокого напряжения. Возникающая разность потенциалов вызывает электрический разряд у коронирующих электродов, который называется коронным из-за своего внешнего проявления. Особенность этого разряда состоит в том, что он не распространяется на весь газовый промежуток. Образующиеся в зоне коронного разряда положительные газовые ионы движущиеся под действием сил электрического поля к коронирующим электродам, а отрицательные ионы - к осадительным электродам и на этом пути они сталкиваются с частицами пыли, которые заряжаются отрицательно. Затем частицы движутся к осадительным электродам и осаждаются на них. По мере накопления слоя частиц они удаляются с осадительных электродов встряхиванием и попадают в гидрозатворы электрофильтра, откуда смываются в каналы гидрозолоудаления.

Важнейшими характеристиками электрофильтра являются прилагаемое напряжение Uр и потребляемый ток i. Зависимость i=f(Uр), называется вольт-амперной характеристикой электрофильтра, используется для оценки условий его работы. Рост напряжения, прилагаемого к электродам, ограничен пробойным напряжением Uпр, при котором происходит дуговой разряд и электрофильтр отключается от питания. Поэтому практически рабочее напряжение на электрофильтре должно обеспечивать условие Uкр<Uр<Uпр (Uкр - критическое напряжение, при котором возникает дуговой разряд). Необходимо стремится, чтобы Uр было как можно ближе к Uпр, так как при этом достигаются наилучшие условия для зарядки и осаждения частиц. Сложность соблюдения этого условия состоит в том, что пробойное напряжение не является постоянной величиной и зависит от количества и температуры очищаемых газов, их запыленности и влажности, толщины слоя пыли на электродах, эффективности работы механизмов встряхивания. Поэтому достижение высокой эксплуатационной степени очистки зависит от возможности автоматического регулирования оптимального рабочего напряжения на электрофильтре.

Принцип работы батарейного циклона

Дымовые газы подводятся в секции золоуловителя одним общим потоком равномерно по всему входному сечению во входную камеру. Из входной камеры дымовые газы поступают в элементы и получают вращение от лопаток завихрителя. Твердые частицы золы, двигаясь по инерции, прижимаются к корпусу циклона и вместе с газовым потоком, опускаются в коническую часть циклона и далее в золовой бункер, откуда конвейерами подаются в каналы гидрозолоудаления. При спирально-вихревом движении газов в центре циклона образуется пониженное давление. В зону пониженного давления устремляются очищенные от частиц золы дымовые газы. Изменив осевое направление движения на противоположное, очищенные дымовые газы направляются в выхлопную трубу циклонного элемента. Из выхлопных труб циклонных элементов дымовые газы собираются в общую выходную камеру и отсасываются дымососом котла.

Прием и подача топлива к котлам. Мазут

Поставка мазута осуществляется железнодорожными цистернами. Поступающая цистерна устанавливается на сливной площадке. Одновременно на сливной площадке может находиться до 16 цистерн.

Перед сливом мазут разогревают открытым паром 13 кгс/см2 до температуры 80°С, затем в днище цистерны открывается люк и мазут сливается в межрельсовый бетонный блок. Далее самотеком через распределительный лотки мазут поступает в одно из подземных мазутохранилищ. В распределительных лотках предусмотрены гидрозатворы, препятствующие сообщению подземных резервуаров с атмосферой.

Мазутохранилище представляет собой резервуар из сборных железобетонных элементов. Днище резервуара толщиной 200 мм выполнено из монолитного железобетона. Под днищем имеется бетонная подушка толщиной 100 мм. Кровля резервуара 2-х слойная на битумной мастике по цементной стяжке. Крыша резервуара обваловывается грунтом. Наружные поверхности стенок резервуара и днища обмазаны битумом.

В резервуарах предусмотрены штуцеры: для ввода пара, ввода мазута рециркуляции, отвода мазута к насосам с двух уровней.

В перекрытии подземного резервуара имеются люки: сливной, смотровой, для направляющих блоков тросов от поплавка. Все люки имеют герметические крышки. В перекрытии резервуара имеется атмосферная труба с встроенной в нее сеткой.

Отстой воды из резервуара находящегося в резерве может быть откачан в систему ГЗУ забором воды со дна бака.

Из мазутохранилища мазут по трубам подается во всасывающий коллектор мазутонасосной, проходит через фильтры грубой очистки и одним из центробежных насосов подается в напорный коллектор мазутонасосной. Из него мазут, пройдя последовательно мазутные подогреватели и фильтры тонкой очистки, поступает в напорный мазутопровод, направляющий его в котельные цеха с температурой 95°С.

В мазутохранилище температура мазута поддерживается за счет рециркуляции горячего мазута, подогреваемого в поверхностных подогревателях. Рециркуляция для разогрева мазута в хранилищах производится по контуру: резервуар - насос - поверхностный подогреватель - резервуар.

Схема мазутохозяйства предусматривает следующие возможные режимы работы:

рабочий режим: мазут по всасывающей трубе через фильтр грубой очистки подается к насосам и затем через подогреватель и фильтр тонкой очистки по трубе d=108 мм подается в котельную.

Из котельных цехов по обратной линии мазута сбрасывается в мазутохранилище через один из трех размещенных в нем сбросных коллекторов. На каждом коллекторе имеется по 2 сопла с эжектирующими насадками, что создает интенсивное перемешивание мазута в баках, препятствуя тем самым расслоению мазута и воды. Тепловой баланс баков поддерживается за счет тепла рециркулируемого мазута и может регулироваться соответствующим выбором сбросного коллектора, а именно: при необходимости поднять температуру во всасывающем трубопроводе сброс следует вести через коллектор наиболее близко расположенный к месту забора мазута;

режим разогрева ведется по схеме: хранилище - фильтр грубой очистки - насос - подогреватель - фильтр очистки баков - хранилище.

Перед включением насоса мазут должен быть разогрет вблизи места забора, предусмотренными для этой цели змеевиковым подогревателем, находящимся в хранилище;

режим механизированной очистки бака ведется путем рециркуляции мазута по той же схеме, что и разогрев, при уровне мазута в баках 0,4-0,5 метра. Забор мазута при этом предусмотрен с боле низкого уровня (примерно 0,25 м от дна), а сброс через специальные коллекторы, расположенные вдоль стен бака и имеющие сопла от смыва отстоя со дна бака.

Конденсат из коллекторов мазутослива и обогревательных труб мазутных лотков отводится в дренажный колодец мазутослива. В него же поступает конденсат подогревателей, дренаж, продувка паропроводов и техническая вода. Сброс в этот колодец загрязненных мазутом вод не предусмотрен. Слив воды из колодца производится в общую систему промканализации ТЭЦ.

Здание мазутонасосной располагается между мазутохранилищами и состоит из подвальной и надземной частей, связанных между собой лестничной клеткой. В подвальной части под отметкой -5,35 м расположены всасывающие мазутные насосы, а на отметке -5,35 - фильтры грубой очистки и мазутные насосы. В мазутонасосной установлено два центробежных насоса. Один из насосов является резервным. Возможна одновременная работа обеих насосов в режиме подачи мазута в котельные цеха и одновременной прокачки мазута для очистки второго мазутохранилища.

На отметке -2,76 м имеется площадка с выходом на лестничную клетку для обслуживания подогревателей мазута и трубопроводов. Всё остальное оборудование мазутонасосной - подогреватели, фильтры тонкой очистки и прочее установлено в надземной части мазутонасосной.

В мазутонасосной имеется дренажный мазутный приямок, в который производится опорожнение мазутопроводов, фильтров и подогревателей. Перекачка мазута из приямка мазутонасосной производится в мазутохранилище при ремонтах электронасосом. В схеме предусмотрена паровая продувка мазутопроводов, для чего на трубопроводах предусмотрены штуцеры для присоединения гибких шлангов. Продувка производится в металлическую ёмкость, расположенную вне насосной.

Вне здания насосной на уровне земли располагаются фильтры очистки баков и дренажная бадья. Мазутонасосная связана с резервуарами переходными тоннелями, в которых размещаются трубопровода с арматурой. Паропроводы на мазутослив и обогревательные линии сливных лотков проложены в подземном не проходном канале. Арматура этих трубопроводов расположена в мазутонасосной.

Мазут под давлением 2,0 МПа с температурой 95°С поступает в кольцевую магистраль мазутопровода и направляется потребителям: котельные цеха № 1 и № 2, ЦКРИ, ЦПО. Мазутопровод имеет пароспутник с давлением 1,3 МПа и температурой 200°С.

Уголь

Схема топливоподачи предусматривает следующие возможные режимы работы:

выгрузка угля из полувагонов с подачей в бункеры котлов;

выгрузка угля из полувагонов с подачей на открытый склад;

подача угля с открытого склада в бункеры котлов.

Все устройства и механизмы выполнены в две технологические линии (сторона «А» и «Б») с возможностью последовательного перехода в узлах пересыпа. Поставка угля осуществляется железнодорожными полувагонами. Поступившие полувагоны устанавливаются в здание БРУ (безъемкостное разгрузочное устройство). Одновременно под выгрузку может быть установлено 4 полувагона угля. После осмотра полувагонов отбираются пробы угля. При отсутствии замечаний приступают к разгрузке угля. Бригада грузчиков открывает люка полувагонов равномерно с обеих сторон. Для выгрузки зависшего угля применяются вагонные вибраторы ВНВ-2. после выгрузки вагоны зачищаются вручную, при помощи электротельферов закрывают люка полувагонов, производится осмотр полувагонов, и начальник смены цеха топливоподачи списывает их.

Из полувагонов уголь через решетку с ячейкой размером 240?240 мм попадает в установку пластинчатых питателей (УПК-30), оставшиеся на решетках негабаритные фракции угля дробятся вручную. При работе УПК-30уголь дозируется и по узлу пересыпа поступает в диско - зубчатую дробилку (ДДЗ). С помощью ДДЗ уголь дробится до размера не менее 25?25 мм. После ДДЗ уголь поступает на конвейеры первого подъема (КЛ1 «А» и КЛ1 «Б»).

Режимы работы подачи угля:

подача угля на производство с полувагонов;

с первого подъема конвейерными лентами КЛ1 «А» и КЛ1 «Б» через узлы пересыпа уголь подается на второй подъем на конвейеры КЛ2 «А» и КЛ2 «Б», далее на третий подъем на конвейеры КЛ3 «А» и КЛ3 «Б» и в бункерное отделение на конвейеры КЛ4 «А» и КЛ4 «Б». С конвейеров бункерного отделения при помощи плужковых сбрасывателей поочередно наполняются бункеры котлов БКЗ-160-100.

выгрузка угля из полувагонов на открытый склад;

поступая с ДДЗ на КЛ1 «А» и КЛ1 «Б» плужковым сбрасывателем уголь высыпается на открытый склад. Бульдозерной техникой уголь укладывается в штабели в следующих вариантах:

с первого подъема на карты «А» и «Б»;

со второго подъема только на карту «Б».

подача угля в бункеры котлов с открытого склада;

бульдозерной техникой уголь перемещается по штабелям и подается в качающие питатели (КП-10). В качающихся питателях уголь дозируется и поступает на конвейеры КЛ1 «А» и КЛ1 «Б»,далее по технологии описанной в абзаце «подача угля на производство с полувагонов».

Устройства и приборы, применяемые на тракте топливоподачи:

магнитные сепараторы - установлены на ленточных конвейерах первого подъема, служат для удаления из угля металлических предметов;

радиационные приборы - установлены на пересыпе УПК-30 на ДДЗ, служат для аварийной остановки УПК в случае переполнения бункера ДДЗ

Гидрозолоудаление

Для смыва шлака со шлаковых комодов и золы из гидрозатворов электрофильтров котлов БКЗ-160-100 используется оборотная вода гидрозолоудаления. Использованная оборотная вода системы гидрозолоудаления (ГЗУ) в котельном цехе № 1 собирается в каналы ГЗУ и поступает в приямок багерной насосной. Туда же поступает вода от технологических цехов комбината (ЦКРИ и ЦПО). В целях предотвращения попадания в багерные насосы инородных предметов на их всасах установлены металлоуловители. Из приямка вода забирается багерными насосами и транспортируется в карту-накопитель № 11.

В дальнейшем работа схемы гидрозолоудаления возможна по двум режимам работы: зимний и летний режимы.

Зимний режим работы: золошлаковая пульпа багерными насосами транспортируется на карту-накопитель № 11. В целях равномерного заполнения карты шлаком и золой по периметру карта оборудована четырьмя сбросами золошлаковой пульпы. В карте происходит осаждение шлака и золы. Осветленная вода поступает в насосную осветленной воды и насосами осветленной воды подается в котельный цех № 1 на всас смывных насосов, которые подают воду на смыв гидрозатворов электрофильтров, шлаковые комоды котлов БКЗ-160-100 и на смывные сопла каналов гидрозолоудаления.

Излишки осветленной воды самотеком подаются на очистные сооружения комбината.

Летний режим работы: в летний период в целях увеличения свободного объема карты № 11, для обеспечения работы в зимний период, в работу системы гидрозолоудаления включается земснаряд.

Злошлаковая пульпа, поступающая от багерных насосов котельного цеха № 1 подается в сгуститель I-го подъема промежуточного золотвала и насосами первого подъема перекачивается на золоотвал (карта № 14). Оттуда насосами осветленной воды подается на всасы смывных насосов.

Земснаряд предназначен для выемки золы и шлака из карты-накопителя № 11 и транспортирования золошлаковой пульпы на шламонакопитель № 5 и 6 золошламоотвала. Отстоявшаяся в шламонакопителе вода подается насосом осветленной воды золоотвала в карту № 11 для поддержания рабочего уровня

Более подробные правила эксплуатации и описание технологических схем и оборудолвания изложены в инструкциях, регламентах и других руководящих документах подразделений ТЭЦ.

Система энергосбережения

Энергобаланс предприятия является основным обобщающим документом для оценки фактического состояния энергоиспользования и выявления величины резервов экономии топлива и энергии, а также разработки планов организационно-технических мероприятий направленных на рациональное использование энергоресурсов. Энергетический баланс отражает существующий уровень энергоиспользования применительно к заданной производственной программе предприятия и плановым нормам расхода топлива и энергии, так - как ТЭЦ является цехом комбината и энергобаланс ТЭЦ входит составной частью в энергобаланс предприятия, который после утверждения плановых норм расхода топлива, энергии, химикатов, сырья составляется на год с разбивкой по месяцам.

Исходная информация необходимая для разработки и анализа энергоресурсов собирается и систематизируется в отделе главного энергетика (ОГЭ) и в отделе экономического анализа и прогнозирования (ОЭА и П) комбината. Данные о фактическом использовании сырья, материалов, топлива, тепловой и электрической энергии анализируются ежедекадно и помесячно.

На основе анализа фактического годового баланса предыдущего года разрабатывается энергобаланс применительно к запланированному объему выпуска продукции.

Оценка резервов экономии энергоресурсов производится путем сопоставления фактического и планового балансов предприятия.

После утверждения плановых норм расхода топлива, энергии составляется плановый энергобаланс предприятия, представляющий совокупность взаимно увязанных плановых балансов сырья, топлива, тепловой и электрической энергии и воды.

Исходной информацией служат данные об используемой энергии, водопотреблении:

Виды используемого топлива и его характеристики (рабочая теплотворная способность, влажность, зольность.

Годовой расход топлива по видам.

Годовой расход тепловой энергии в паре различных параметров и в горячей воде.

Температурный график горячего водоснабжения.

Годовой расход электрической энергии.

Годовой расход используемых вторичных ресурсов: кора, черный щелок.

Баланс свежей и оборотной воды и водосбора по комбинату.

Схема сбора и возврата конденсата пара от технологических установок.

Режим работы оборудования: характер изменения производительности во времени (обсчет диаграмм), число часов работы в месяц, год, число пусков и остановов за календарное время, расход мазута на растопку котлов.

Все данные сводятся в единые таблицы, которые предоставляются подекадно, помесячно в ОГЭ и ОЭА и П для обработки и анализа. На основании месячных отчетов по электроэнергии, расходу топлива и водопотреблении составляется фактический энергобаланс предприятия в целом, так - как по существующей структуре ТЭЦ является одним из цехов комбината. При этом, главной задачей ТЭЦ является бесперебойное обеспечение основного производства тепловой энергией в горячей воде и паре, электроэнергией и хим. обессоленной водой для производства, регенерации щелоков, при запланированных, обеспечивающих рентабельность вырабатываемой целлюлозы затратах, выполнение температурного графика теплосети.

Плановые нормы расхода топлива на отпускаемую тепловую и электрическую энергию утверждаются управляющей компанией, а тарифы расхода топлива на энергию, отпускаемую энергетической котельной, кроме того, утверждаются районным комитетом по ценам.

В целях снижения затрат на потребляемую воду на комбинате и в том числе на ТЭЦ вводится в работу замкнутая схема водооборота.

Расчет валового выброса вредных веществ в атмосферу

Расчет выбросов в атмосферу частиц золы и недожога.

Мтв = 0,01 В ( бун*Ар + qун*Qн32680) (1 - Юзу),

где:

В - расход топлива, т/год;

Ар - зольность топлива, %

бун - доля зольных частиц и недожога, уносимых из котла;

qун - потери теплоты с укосом от механической неполноты сгорания топлива, %

Юзу - КПД золоуловителя, %;

Qн - теплота сгорания топлива, кДж/кг.

Мтв = 0,01 х 169200 (0,95 х 7 + 0,5 х 15670/32680)(1 - 0,97) = 116,6 т/год.

Расчет выбросов в атмосферу оксидов серы.

М sо2=0,02*В*Sp*(1- Юsо2)*(1- Юsо2)*(1- Юsо2*nон/nк)

где:

Sр - содержание серы в топливе на рабочую массу;

Юсо2 - доля оксидов серы, связываемых летучей золой в газоходах парогенератора, зависит от зольности топлива;

Юsо2 - 0,2

Юsо2 - доля оксидов серы, улавливаемых в золоуловителе;

Юsо2 = 0;

Юsо2 - доля оксидов (азота) серы, улавливаемых в сероочистной установке;

Юsо2 = 0, т.к. установка сероочистки отсутствует.

МSO2 = 0,01 х 169200 (1 - 0,2) х 0,25 = 676,8 т/год

Расчет выбросов в атмосферу оксидов углерода

Мсо= 0,001*Ссо*В*( 1-0,01*qн)

где:

Ссо -выход оксидов углерода при сжигании твердого топлива, кг/т

Ссо= qз*R* Qн/1013

где:

qз - потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива %

qз =0 т. к. камерное сжигание.

Мсо==0 т.к. Ссо=0.

Расчет выбросов в атмосферу оксидов азота.

МNO2 =10-3*К*В (1-0,01* q4)*?1*?2*?3

где:

К- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота кг/т.у.т.;

В -годовой расход условного топлива т.у.т./год.

?1 - коэффициент учитывающий влияние Np на выход оксидов азота и качества сжигаемого топлива.

?2 - коэффициент учитывающий конструкцию горелок.

?2=0,85 т.к. установлены прямоточные горелки.

?3 - коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления.

?3= 1,0

Коэффициент К вычисляется по формуле:

К= 7,5*Дф/50+Дн

где:

Дн, Дф - номинальная и фактическая производительность котла, т/ч.

К=7,5*160/50+160=5,71

Перевод топлива на условное переводится по формуле:

оборудование тепловая электростанция химводоочистка котел

Ву.т.=В* Qн/29320

Ву.т=169200*15670/29320=90428 т.у.т./год.

МNO2=5.71*90.43(1-0.01*0.5)*0.836*0.85*1.0=365.1 т./год.

Расчет содержания бензапирена в продуктах сгорания ТЭЦ.

МБП= 10-6*В VСГ*СБП*10-3

где:

VСГ -объем сухих дымовых газов при Ь=1,4, м3/кг.

СБП- концентрация БП в сухом дымовом газе приведенная к Ь=1,4, мкг/м3.

VСГ= V0+0.984* (Ь-1)*V0-VH2O

V0, V0,VH2O - соответственно объем дымовых газов, воздуха и водяных паров при стехиометрическом сжигании 1 кг (м3) топлив в м3/кг.

VСГ= 6,02+0,984*(1,4-1)-0,93 = 5,48

Концентрация БП в сухих дымовых газах котлов за золоуловителями при факельном сжигании углей Ст(мкг/м3), приведенная к избытку воздуха в газах Ь=1,4,рассчитывается по формуле:

Ст= А*Q рН/е1,5 Ьт*Кq*Кзу

где: А-коэффициент, характеризующий конструкцию нижней части топки:

при жидком шлакоудалении А=0,378;

при твердом шлакоудалении А=0,521;

Q рН - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

Ьт - коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки;

Кq -коэффициент, учитывающий нагрузку котла (кg=1)

Кq=(Дф/Дн)1,1

Кзу- коэффициент, учитывающий степень улавливания БП золоуловителями

Кзу= 1- Юзу*Z/100

Дф,Дн - фактическая и номинальная нагрузка котла, кг/с;

Юзу -КПД золоуловителя (по золе), в %;

Z - коэффициент, учитывающий снижение улавливающей способности БП золоуловителями:

Для сухих золоуловителей Z=0,7

Для мокрых золоуловителей Z=0,8

Кзу= 1- 98*0,7/100= 0,314

Ст= 0,378*15,670/6,05*1*0,314= 0,307 мкг/м3

Объем теоретически необходимого воздуха

Vв- 0,0889*(Сp+0.375Sp)+0,265S*Hp-0.0333Op

Vв=0.0889(36.1+0.375*0.25)+0.265*4.16-0.0333*18.65

Vв= 3.69 м3/кг

Расчет теоретического объема продуктов сгорания:

а) азота

VN2 = 0.79*Vв+0,8Np/100

VN2 = 0.79*3.69+0.8*0.847/100=2.952м3/кг.

б) трехатомных газов

VRO2= 1.866 *(Cp+0.375Ор)/100

VRO2= 1.866*(36.1+0.375*0.25)/100=0.675 м3/кг

в) водяных паров

VH2O=0.111Нр+0,0124Wp+0.0161VB

VH2O= 0.111*4.16+0.0124*33+0.0161*3.69=0.93 м3/кг.

Расчет объема дымовых газов при б=1,4

VГ= VRO2+VNO2+ VH2O+( б-1)* Vв+0.0161*( б-1)* Vв

VГ= 0.675+2.92+0.93+(1.4-1)*3.69+0.0161*(1.4-1)*3.69

VГ= 6.02м3/кг

М БП= 10-6*169200*5,48*0,314*10-3= 2,911*10-4 т/год.

Размещено на Allbest.ru