![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Годовой расход золы и шлака. Выбор оборудования золоулавливания золошлакоудаления ⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 4
Потребные ёмкости золоотвалов на 1000 кВт установленной мощности принимаем по таблице 9 [4, 17]: с = 16 м3/год Ёмкость площадок для шлако- и золоотвалов (из расчёта работы электростанции не менее 25 лет):
Потери тепла с механическим недожогом q4, % из таблицы 3.25 [5, 183] q4=1, 5%. Доля золы в уносе aун=0, 95% из таблицы 3.25 [5, 183]. Доля шлака в уносе aшл =1-aун=1-0, 95= 0, 05 %. Зольность топлива в пересчете с сухой массы на рабочую: Wр=10, 0 %, Ас=35 % по таблице 2.3 [5, 108-109];
Приведённая зольность топлива:
Коэффициент золоулавливания в зависимости от мощности электростанции и приведённой зольности сжигаемого топлива принимаем из [1, 106-107]: Для КЭС мощностью 1000-2400 МВт не менее 98 % при приведённой зольности до 4 Объём дымовых газов поступающих в электрофильтры на одном блоке:
По таблице 10.5 [12, 181] определяем критерий электрофизических свойств: Gt; 100. Выбираем скорость дымовых газов
Необходимое сечение корпуса электрофильтра:
где:
По таблице 10.4 [12, 178] выбираем двухсекционный четырёхпольный электрофильтр ЭГА 2-88-12-6-4 с высотой электрода 12 м, поверхностью осаждения А = 33000 м2, средняя напряжённость поля Е = 240 кВ/м ( Поверхность осаждения одного поля электрофильтра:
где:
Расчётная мощность электроагрегата на каждое поле:
где:
Выбираем агрегат АТПОМ-1600 [12, 177], принимая среднее напряжение U = 80 кВ. Расчётная мощность агрегата питания поля электрофильтра:
Расчётная мощность одного электрофильтра (полностью):
Часовое количество шлака, удаляемое на станции системой шлакоудаления, определяется по формуле:
Часовое количество золы, удаляемое на станции системой золоудаления, определяется по формуле:
Годовой расход шлака на станции:
Годовой расход золы на станции:
Найдём часовое количество шлака, удаляемое на блоке:
Часовое количество золы, удаляемое на блоке:
Котлы оборудуются механизированными шлакоудаляющими установками непрерывного действия. По данным таблицы 8.24 [5, 578] выбраны шнековые транспортёры, предназначенные для удаления твёрдого и жидкого шлака, с выходом шлака до 2 т/ч, максимальной производительностью 4-8 т/ч, удельные затраты электроэнергии на привод шлакоудаляющего устройства 0, 5¸ 0, 8 кВт× ч/т. Таким образом, на каждом блоке исходя из расчёта, необходимо установить по одной установке такого типа. Для удаления золы под золоуловителями устанавливаются золосмывные аппараты непрерывного действия с открытым переливом. На основании данных таблицы 8.25 [5, 578] выбран аппарат АЗ-750 с производительностью по сухой золе 10 т/ч. Потребность – 3 установки на 1 блок. На электростанции применяется главным образом гидравлическое золошлакоудаление преимущественно по совместной схеме и осуществляется оно безнапорным транспортом по открытым каналам до багерных насосных и напорным транспортом от багерных насосных до золоотвала. Система гидрозолоудаления применяется оборотная с возвратом осветлённой воды для повторного использования [5, 576]. Безнапорный гидротранспорт золы и шлака до насосов осуществляется по открытым каналам, проложенным в полу зольного помещения с некоторым уклоном в сторону движения потока. Внутри здания ТЭС невозможно, как правило, создать уклон дна открытых каналов, достаточный для самотёчного движения гидросмеси, поэтому применяется дополнительное воздействие струй воды из побудительных сопел. Побудительные сопла устанавливаются по длине канала до багерной распределительной насосной станции.
Находим кратность смыва золы для выбранного золосмывочного аппарата: uв.з=3, 7 м3 воды/т золы из таблицы 8.25 [5, 578]. Расход воды на золосмывные аппараты:
Для мощных котлов с большим выходом шлака устанавливается одно сопло в торце магистрального канала и два под первой шлаковой ванной на расстоянии между ними
Давление воды в побудительных соплах: Р=0, 5 МПа. Рекомендуемый диаметр побудительного сопла в зависимости от давления dс=0, 018 м по таблице 8.26 [5, 579]. Коэффициент расхода сопла в зависимости от dс mс=0, 75 по таблице 8.28 [5, 580].
Расход воды подаваемой на сопло:
Общее количество побудительных сопел для совместного гидротранспорта золы и шлака: nс=60 (принимаем).
Расход воды на сопла:
Агрегатная плотность золы заданного топлива rз=2, 15-1.95кг/м3× 10-3=2, 15 т/м3 по таблице 8.23 [5, 577]. Агрегатная плотность шлака: rшл=2.2-2.1 т/м3 по таблице 8.23 [5, 577].
Суммарный расход пульпы подлежащий удалению насосами:
Багерные насосы устанавливаются с одним резервным и одним ремонтным. Для данного расчёта по таблице 8.31 [5, 583] выбираем три насоса 16ГруЛ-8, производительностью 2140 м3/ч, с давлением 5, 8 МПа, с номинальной мощностью электродвигателя 800 кВт. Эти насосы выпускаются Бобруйским машиностроительным заводом им. Ленина. Для перекачивания смывочной воды и промывки золошлакопровода на насосной станции устанавливаем 1 насос. Для данного расчёта по приложению 16 [11, 38] выбираем насос Д2000-34, производительностью 1600-2400 м3/ч, с номинальной мощностью Nном=200-240 кВт. 5. Годовой расход электроэнергии на удаление золы шлака Годовой расход электроэнергии на шлаковые транспортёры при номинальной нагрузке блока:
где:
Годовой расход электроэнергии на багерные насосы:
где:
Годовой расход электроэнергии на перекачивание смывной воды:
где:
Суммарный годовой расход электроэнергии на удаление шлака и золы:
6. Выбор числа и мощности питательных насосов Для электростанций с блочными схемами: производительность питательных насосов блока определяется максимальным расходом питательной воды на питание котла с запасом не менее 5%. На блоках с закритическим давлением свежего пара на каждый блок применяются насосы с турбоприводами – либо один на полную (100%) производительность котла, либо два, каждый на половинную (50%) производительность котла; пусковые и резервные электронасосы не устанавливаются в том случае, если обеспечивается автономная работа турбонасоса при остановленной турбине и предусматривается резервный подвод пара к приводной турбине. В других случаях дополнительно к основным турбонасосам устанавливается пускорезервный питательный электронасос с гидромуфтой производительностью не менее 30 % от максимального расхода питательной воды в котёл [2, 49].
Необходимое давление в нагнетательном патрубке питательного насоса:
где: ро=25, 5 МПа – давление за пароперегревателем котла при расчётной нагрузке. МПа. Необходимое давление во всасывающем патрубке питательного насоса: . Тогда повышение давления воды, создаваемое питательным насосом определяем:
где:
Необходимая подача питательной воды с учётом 5 % запаса
Находим расчётную мощность насоса:
где:
Обеспеченный запас по производительности:
По давлению в нагнетательном патрубке и производительности из таблицы 7.4 [5, 485] выбираем 1 насос типа ПГН-1150-340 производительностью 1150 м3/ч, с давлением в нагнетательном патрубке 33, 4 МПа, с приводом от приводной паровой турбины. Частота вращения 6000 об/мин. Номинальная потребляемая мощность 12, 5МВт. Количество питательных насосов на станции n=6 (1 на блок). Суммарная мощность питательных насосов всей станции:
7. Выбор числа и мощности конденсатных насосов Конденсатные насосы турбин выбирают с резервом, при одном конденсаторе на турбину устанавливают один рабочий насос на полный расход конденсата и второй, такой же, резервный. При двух и трёх конденсаторах устанавливают два рабочих насоса, каждый на 50 % полного расхода конденсата, и третий, такой же насос, резервный.
Определим полный расход конденсата:
Давление в деаэраторе: Рд=0, 69 МПа(ДП-2000-1) по таблице 5.23 [5, 411]. Давление в конденсаторе: Рк=0, 00343 МПа (300-КЦС-1) по таблице 5.10 [5, 374]. Расчётный напор насоса:
где:
Расчётная мощность насоса:
где:
По полученным результатам из таблицы 7.5 [5, 486] выбираем конденсатные насосыпо два на блок [1-рабочий, 1 – резервный] КсВ-500-150 (II ст.), с подачей 500 м3/ч, напор - 2, 2 МПа, мощностью на валу 400 кВт, КПД – 75 %. 8. Выбор числа и мощности циркуляционных насосов Циркуляционные насосы подают охлаждённую воду в конденсатор турбины; их производительность выбирается по максимальному расходу охлаждающей воды, то есть при работе турбогенератора с полной нагрузкой в летнее время. При выборе производительности циркуляционных насосов нужно учитывать расход воды на маслоохладители, но охлаждение генератора и возбудителя. Обычно для каждой турбины устанавливают один насос на 100 % производительности или два насоса, каждый из которых даёт 50 % производительности от расчётного расхода воды без резерва [2, 53].
Оптимальная кратность охлаждения конденсатора:
Номинальный расход охлаждающей воды:
Расчётная подача охлаждающей воды:
где:
Расчётный напор насоса:
где:
Расчётная мощность насоса:
где:
Из таблицы каталога ООО «ГорноСтроительная Компания» (интернет страница- https://www.gs-comp.ru/production/pomps/27.html) для полученного расчёта подачи охлаждающей воды и учитывая подачу на маслоохладители, на охлаждение генератора и возбудителя выбираем насос ОВ(ОПВ)2-145, с характеристиками: напор 14, 7м (0, 14МПа), подача 30500 м3/ч, частота вращения 365 об/мин, потребляемая мощность эл. двигателя 1700 кВт. На станциях с блочными схемами принято устанавливать насосы на блочных береговых насосных станциях. Насосы, устанавливаемые на блочных береговых насосных станциях, принимаются в количестве не менее четырёх. Для нашей станции устанавливаем 1 циркуляционный насос на блок, поэтому достаточно одной береговой станции [2, 53]. 9. Выбор числа и мощности дымососов (без учёта рециркуляции) По таблице 2.3 [5, 108-109] определяем содержание в рабочей массе заданного топлива:
- серы органической - серы перитной - азота - углерода - водорода - кислорода - влажность рабочего топлива
Пересчётный коэффициент
Содержание в пересчёте на сухую горючую массу:
- серы органической - серы перитной - азота - углерода - водорода - кислорода
Теоретическое количество сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топлива:
Теоретический объём азота:
Объём трёх атомных газов:
Теоретический объём водяных паров:
Теоретический объём продуктов сгорания:
Абсолютная температура газов перед дымососом:
Объёмный расход дымовых газов перед дымососом:
Коэффициент запаса дымососа по производительности: b1=1, 1 по [2, 62]. Коэффициент запаса дымососа по напору: b2=1, 15 по [2, 62]. Расчётная производительность дымососа:
Расчётный напор дымососа:
По расчётной производительности и напору из таблицы 7.12 [5, 503] выбираем дымосос ДОД-41 с характеристиками: - подача 1080/1220 тыс. м3/ч, - напор 3, 2/4, 2 кПа, частота вращения 370 об/мин, - мощность 1140/1880 кВт, - КПД 82, 5 %. На каждый блок устанавливаем по 2 дымососа выбранного типа. Расчётная потребляемая мощность выбранного дымососа:
где:
Количество дымососов на станции n=2´ 6=12 шт. по два дутьевых вентилятора на блок. Суммарная потребляемая мощность дымососов всей станции:
10. Выбор числа и мощности дутьевых вентиляторов Коэффициент запаса вентилятора по производительности: b1=1, 1 по [2, 62]. Коэффициент запаса вентилятора по напору: b2=1, 15 по [2, 62]. Абсолютная температура холодного воздуха:
Объёмный расход холодного воздуха перед вентилятором:
Расчётная производительность вентилятора:
Расчётный напор вентилятора:
По расчётной производительности и напору из таблицы 28 [2, 64] выбираем дутьевой вентилятор ВДН-24-II с характеристиками: производительность 275 тыс. м3/ч, напор На каждый блок устанавливаем по 5 дутьевых вентиляторов выбранного типа. Расчётная потребляемая мощность выбранного дутьевого вентилятора:
где:
Количество дутьевых вентиляторов на станции n=5´ 6=30 шт. по пять дутьевых вентилятора на блок. Суммарная потребляемая мощность дутьевых вентиляторов:
Определение общей установленной мощности двигателей собственных нужд и доли мощности электростанции расходуемой на привод оборудования собственных нужд при номинальном режиме работы станции 1) Мощность двигателя приводного устройства выбранного конвейера топливоподачи Тип КЛК 120100-120 Nдв=181, 9 кВт (из расчёта) n1=3 шт. 2) Мощность выбранной дробилки тип ДДЗ-4М Nдр=35 кВт. Число дробилок в работе при комплексной нагрузке станции n2=12 шт. 3) Удельные затраты электроэнергии на привод выбранного шлакоудаляющего устройства: w=0, 7 кВт× ч/т по таблице 8.24 [5, 578]. Мощность выбранных шлаковых (шнековых) транспортёров:
Число шлаковых транспортёров при номинальном режиме работы станции: 4) Мощность выбранного электрофильтра ЭГА 2-88-12-6-4Nд= Число электрофильтров ЭГА 2-88-12-6-4 при работе станции на номинальной нагрузке: 5) Мощность выбранного багерного насоса гидрозолошлакоудаления 16ГруЛ-8 Nгзшу=800 кВт по таблице 8.31 [5, 583]. Число багерных насосов при номинальной нагрузке станции: n5=1 шт. 6) Мощность выбранного насоса перекачивания смывочной воды и промывки золошлакопровода Д2000-34 Nн.см=220 кВт по приложению 16 [11, 41]. Число насосов Д2000-34 в работе при номинальной нагрузке станции: n6=1 шт. 7) Мощность выбранного питательного насоса ПГН-1150-340Nп.н= Число насосов ПГН-1150-340 в работе при номинальной нагрузке станции: n7=6 шт. 8) Мощность выбранного конденсатного насоса КсВ-500-150 (II ст.) Nк.н= Число насосов КсВ-500-150 (II ст.) при работе станции на номинальной нагрузке: n8=6 шт. 9) Мощность выбранного циркуляционного насоса ОВ(ОПВ)2-145791, 5 кВт (из расчёта). Число насосов ОВ(ОПВ)2-145 при работе станции на номинальной нагрузке: n9=6 шт.
10) Мощность выбранного дымососа ДОД-41 Nд= Число дымососов ДОД-41 при работе станции на номинальной нагрузке: n10=12 шт. 11) Мощность выбранного дутьевого вентилятора ВДН-24-II Nд.в= Число дутьевых вентиляторов ВДН-24-II при работе станции на номинальной нагрузке: n11=30 шт.
Коэффициент затрат на неучтённые механизмы x=1, 15 [3, 15].
Установленная мощность двигателей собственных нужд:
Доля мощности электростанции, расходуемая на двигатели собственных нужд:
12. Выбор высоты дымовой трубы Одним из основных средств уменьшения загрязнения атмосферы вредными примесями, выбрасываемыми через дымовые трубы тепловых электростанций, является улучшения рассеивания дымовых газов. Этому способствует уменьшение числа дымовых труб на электростанции (источников выбросов) и увеличение их высоты, а также скорости газов на выходе из устья трубы, что препятствует отклонению потока дымовых газов вниз.
Вид топлива: Экибастузский, марка СС; Низшая удельная теплота сгорания заданного топлива: Qнр=18.88МДж/кг; Зольность: Ар=35 %; Содержание серы Sр=0, 6 %.
Выброс золы на энергоблок определяем по формуле (11.1) [12, 190]:
где:
В(1) =28, 08 кг/с – расход топлива энергоблок
Выброс SO2 на энергоблок определяем по формуле (11.2) [12, 191]:
где:
Выброс NO2 на энергоблок определяем по формуле (11.3) [12, 191]:
где: K – коэффициент, характеризующий выход NO2 на 1 тонну сожженного условного топлива;
Расход дымовых газов на энергоблок:
где:
Температура окружающего воздуха (средняя наиболее холодного месяца): tвозд= -20°С (принимаем). Разность температур:
Предположим скорость газов на выходе из трубы: Предполагаемая высота трубы Н=270 м принята по рекомендации [12, 196]. Предполагаемое количество дымовых труб на станции: n=2 [12, 194], Расчётный диаметр устья трубы для 3 энергоблоков:
Параметр, учитывающий аэродинамическое всплытие газового факела из устья трубы:
Безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости выхода газов из трубы:
Суммарное количество выбросов газообразных примесей (МSO2, МNO2) с энергоблока:
Высота трубы, при которой обеспечивается необходимое рассеивание газообразных примесей (МSO2, МNO2) определяем по формуле (11.4) [12, 191]:
где: А – коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы для неблагоприятных метеорологических условий, определяющих условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных веществ в атмосфере. Для северо-запада европейской части России А=160 [6, 30]. F – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примесей вредных веществ в атмосфере воздуха (для газообразных примесей F=1) ПДК для SO2 – 0, 05 мг/м3.
Расчёт:
Высота трубы, при которой обеспечивается необходимое рассеивание золы (
где: ПДК для золы – 0, 05 мг/м3; М(1)З=95, 66 г/с – суммарный выброс золы на энергоблок; F=2 – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примесей вредных веществ в атмосфере воздуха (для частиц пыли, золы).
Расчёт:
Из двух значений - для трубы на 3 энергоблока Н=180 м;
Оптимальная скорость выхода газов 30-35 м/с.
Диаметр устья железобетонной дымовой трубы выбираем по таблице 11.5 [12, 197]: - для трубы на 3 энергоблока Н=8, 6 м. Количество одноствольных дымовых труб – 2, к одному стволу дымовой трубы присоединяется – 3 блока по 300 МВт, 13. Основные экономические показатели электростанции Определяем количество электроэнергии отпущенное станцией за год:
Определяем удельный расход топлива при заданной нагрузке блока:
Стоимость топлива:
=703 руб./т (приблизительно соответствует значению таблицы 3 [16]). Годовые издержки на топливо:
Стоимость головного блока мощностью 300 МВт: Таблица 1 (из курса лекций)
Стоимость последующего блока:
где: a =2, 06 – коэффициент для блока мощностью 300 МВт по таблице 2.11 [9, 28];
Стоимость всей станции:
=15901, 58 млн. рублей (из курса лекций).
Коэффициент амортизации: pa = 0, 08 по [10, 30]. Амортизационные годовые отчисления:
Затраты на текущий ремонт (принимаются в пределах 10-20% от амортизационных годовых отчислений) принимаем 10%:
Составляющая капитальных вложений в годовых издержках определяется:
Средняя заработная плата работника электростанции за год Согласно данным официального сайта территориального органа Федеральной службы государственной статистики по городу Санкт-Петербургу и Ленинградской области среднемесячная начисленная зарплата в расчёте на одного работника в сфере производства и распределения электроэнергии, газа и воды составляет 26 527 рублей (данные от 23.12.2010).
Годовая заработная плата персонала:
где: n=0, 9 штатный коэффициент интерполирован из таблицы 2. Таблица 2 (из курса лекций)
Определим прочие общестанционные расходы:
Эксплуатационные издержки:
Годовые издержки производства:
Норматив приведённых разновремённых затрат (норма Дисконта) Ен по [10, 31-32]: Для условий рыночной экономики коэффициент приведения разновременных затрат Ен принимается равным коэффициенту эффективности капиталовложений Е. Для расчета задаемся значением Е=0.11(из курса лекций).
Годовые затраты:
Себестоимость отпущенной электроэнергии по [10, 30]::
Стоимость электроэнергии:
Годовой экономический эффект:
Срок окупаемости электростанции:
Вывод
Рассчитав курсовой проект можно сказать следующее, чем выше затраты при сооружении ТЭС, чем более сложные, а следовательно, и дорогостоящие технологические решения закладывают в её проект, тем выше эксплуатационные показатели действующей электростанции, тем больше экономия топлива и других ресурсов, достигаемая за срок её службы.
При сооружении энергоблоков капитальные вложения должны использоваться с максимальным эффектом. Этому способствуют: · использование реконструкции по сравнению с новым строительством; · сокращение объёмов незавершенного строительства, т.е. недопущение «замораживания» капитала; · применение более совершенных, технологически прогрессивных проектов;
На современном этапе при сооружении энергоблоков наметилась тенденция к росту удельных капитальных вложений. Причинами этого являются: · увеличение объёмов работ по охране окружающей среды, связанное с ужесточением экологических нормативов; · растущая тенденция к автоматизации и разукрупнению энергопроизводств в связи с процессами приватизации.
Капиталовложения при сооружении электростанций зависят от ряда факторов: · типа и мощности электростанции; · числа и параметров энергоблоков; · вида топлива; · условий строительства и экологических требований.
Дополнительные капиталовложения в энергоустановку (усложнение схемы, удорожание оборудования, увеличение теплообменных поверхностей и т.д.) могут быть оправданы в следующих случаях: · при повышении экономичности (КПД) установки; · при удорожании топлива; · при увеличении числа часов использования установленной мощности (переход в базовый режим). Список литературы
1. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика – М.: Энергоатомиздат, 1984 г. 2. Пискарёв А.А. Выбор тепломеханического оборудования при проектировании тепловых электрических станций – Л.: СЗПИ, 1977 г. 3. Технико-экономические основы проектирования ТЭС и АЭС. Рабочая программа. Методические указания. Задание на курсовой проект. – СПб.: СЗПИ, 2005 г. 4. Пискарёв А.А. Проектирование тепловых электрических станций – Л.: СЗПИ, 1978 г. 5. Григорьев В.А. и Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. – М.: Энергоиздат, 1982 г. 6. Лабейш В.Г. Природоохранные технологии в теплоэнергетике. Письменные лекции. – СПб.: СЗПИ, 2002 г. 7. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1984 г. 8. Стерман Л.С., Тевлин С.А., Шарков А.Т. Тепловые и атомные электростанции. Учебник для вузов. М.: Энергоиздат, 1982 г. 9. Качан А.Д., Муковозчик Н.В. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций. – Минск: Высшая школа, 1983 г. 10. Кругликов П.А. Технико-экономические основы проектирования ТЭС и АЭС. – СПб.: СЗТУ, 2003 г. 11. Основы централизованного теплоснабжения. Методические указания по курсовому проектированию. – СПб.: СЗПИ, 2004 г. 12. Рихтер Л.А., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987 г. 13. Каталог энергетического оборудования для ТЭС. Паровые котлы. М.: ЦНИИ информации и технико-экономических исследований по тяжёлому и транспортному машиностроению, 1998. 14. Паровая турбина К-500-240 ХТГЗ. Под ред. Саввина В.Н. М.: Энергоатомиздат, 1984 г.
|