Курсовая. 1 Исходные данные 4

• Название: 1 Исходные данные 4
• Дата: 19.08.2022
• Размер: 1.07 Mb.
• Имя файла: Курсовая.docx
• Тип: Реферат; #649020

Министерство образования и науки Российской Федерации

Содержание

Введение 3

1 Исходные данные 4

2 Определение КПД котельного агрегата брутто по данным испытаний. 5

2.1 Коэффициент полезного действия котельного агрегата брутто 5

2.2 Расход топлива, подаваемого в топку котельного агрегата 7

2.3 Определение удельного расхода условного топлива на выработанный ГДж тепла 8

2.4 Температура точки росы 8

2.5 Мощности электродвигателя тягодутьевых машин (дутьевого вентилятора и дымососа) 9

2.6 Мощность электродвигателя питательного насоса 10

2.7 Расчет КПД котельного агрегата нетто 11

2.8 Расход топлива при неточных показаниях термопары 12

3 Определение зависимости расхода топлива от нагрузки котла 14

3.1 Расход топлива при 75% нагрузке от номинальной 14

3.2 Расход топлива при 60% нагрузке от номинальной 14

3.3 Графическое отображение зависимости 14

14

Заключение 15

Список использованных источников 16

Введение

Основные задачи, поставленные в этой работе, это определение массовых выбросов различных веществ, таких как частицы золы, окислы серы, оксиды азота, бенз(а)пирен, негативно влияющие на окружающую среду. Также здесь определяется высота дымовой трубы, и рассматриваются некоторые мероприятия, с помощью которых можно снижать вредные выбросы на ТЭС.

Из вредных веществ, выбрасываемых ТЭС неблагоприятное действие на окружающую среду оказывают оксиды азота и серы. Диоксид азота оказывает раздражающее действие на дыхательные пути слизистую оболочку глаза, приводит к хлорозу растений. Оксиды азота, поглощая естественную радиацию, снижают прозрачность атмосферы и способствуют образованию фотохимического тумана и смога. Бенз(а)пирен способствует развитию злокачественных заболеваний.

1 Исходные данные

В таблице 1 и таблице 2 указаны данные для расчета курсового проекта[1].
Таблица 1 – Исходные данные

№ варианта

Марка парогенератора

Параметры парогенератора, 0С

Содержание кислорода на выходе из топки

Вид сжигаемого топлива

Содержание горючих, %

Содержание в уходящих газах продуктов неполного сгорания топлива, %

t0

tПВ

tух. г

tХВ

В шлаке Гшл+пр

В уносе, Гун.

СО

СН4

Н2

14

Е-210-140

545

215

138

49

4,1

Черемховский уголь

9

5

6,5

3,5

1,0

Таблица 2 – Характеристики сжигаемого топлива

Вид сжигаемого топлива	Характеристики топлива
	Wr, %	Ar, %	Sr, %	Cr, %	Hr, %	Nr,%	Or, %	t3, 0С	, кДж/кг
Черемховский уголь	13,0	27,0	1,1	45,9	3,4	0,7	8,9	1430	17891,3

2 Определение КПД котельного агрегата брутто по данным испытаний.

2.1 Коэффициент полезного действия котельного агрегата брутто

Определяется по обратному балансу, %:

= 100- =100- (q2 + q3 + q4 + q5 + q6).

Потери тепла от механического недожога определяются по формуле, %:

где А^r = 27 – зольность топлива на рабочую массу, %;

а_шл+пр = 0,05 – доля золы топлива в шлаке и в провале (для твердого топлива при твердом шлакоудалении);

а_ун = 0,95 – доля золы топлива в уносе (для твердого топлива при твердом шлакоудалении);

Г_шл+пр – содержание горючих в шлаке, % (см. таблицу 1);

Г_ун – содержание горючих в уносе, % (см. таблицу 1);

Q - располагаемое тепло на 1 кг твердого или жидкого топлива, кДж/кг.

Для технических расчетов Q определяется как Q = Q +i _тл,

где Q - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;

i_тл- физическое тепло топлива, кДж/кг;

i_тл = С_тл t_тл,

где С_тл – теплоемкость топлива, кДж/(кг К);

t_тл = 20 ⁰С (293 К) (для твердых топлив).

Стл = ,

где W^r = 13 – влажность топлива на рабочую массу, %;

= 1,09 кДж/кг·К - теплоемкость сухой массы топлива для каменных углей.







Потери тепла с уходящими газами определются, %

,

где - энтальпия уходящих газов при соответствующем коэффициенте избытка воздуха α_ух.г и температуре t_{ух. г}, кДж/кг;

=301,68 кДж/кг – энтальпия холодного воздуха при температуре холодного воздуха (приложение 1 таблица 1)[1];

- располагаемое тепло на 1 кг твердого или жидкого топлива, кДж/кг.

Iух.г = ,

где =1006,9 кДж/кг и =864,8 кДж/кг (приложение 1 таблица 1)[1];

, = (0,15 ÷ 0,2);

- коэффициент избытка воздуха на выходе из топки;

- содержание кислорода на выходе из топки определяется по данным газового анализа (задано), %.









Потери тепла от химического недожога, %

q3 = ,

где V_сг – объем сухих газов, м³/кг;

СО, СН₄, Н₂ – содержание в уходящих газах продуктов неполного сгорания топлива (смотри таблицу 1);

,

где V_г – объем дымовых газов, м³/кг;

,

где – объем трехатомных газов, м³/кг;

;

- теоретический объем азота, м³/кг;

;



где V⁰- теоретически необходимый для полного сгорания топлива объем воздуха, м³/кг;

V0=0,0889 (Cr + 0,375·Sr)+0,265 Нr – 0,0333 Оr;

где – объем водяных паров, м³/кг;

;

где – теоретический объем водяных паров, м³/кг;

.

Потери тепла от наружного охлаждения q₅ определяем по рисунку 1[1].



Потери с физическим теплом шлаков для твердого топлива, %

,

где а_шл. - доля золы топлива в шлаке;

- удельная энтальпия золовых частиц, кДж/кг·К.

При твердом шлакоудалении энтальпия золовых частиц определяется при температуре 600 ⁰С.

Значения =560 кДж/кг (приложение таблица 2)[1].

2.2 Расход топлива, подаваемого в топку котельного агрегата

Определяется по формуле, кг/с:

В = ,

где Q₁- тепло полезно-использованное в котельном агрегате, кДж/с:

,

где Д₀ – паропроизводительность котельного агрегата, кг/с;

i₀= 3450,5 кДж/кг – энтальпия перегретого пара при Р₀=13,8 МПа и t₀=545⁰С.

i_n.в = 926,54 кДж/кг– энтальпия питательной воды при Р_п.в=19,2 МПа и t_пв=215⁰С;

р – величина непрерывной продувки, принимаем р = 0,05;

i_пр.в = 1668,7 кДж/кг – энтальпия продувочной воды при Р_пр.в=16,48 МПа и x=0.

2.3 Определение удельного расхода условного топлива на выработанный ГДж тепла

Удельный расход условного топлива на выработанный ГДж тепла определяется по формуле, кгут/ГДж:

,

где В_у – расход условного топлива, кгут/с

,

где - теплотворная способность топлива, кДж/кг;

Q_выр = Q₁ – тепло полезно использованное в котельном агрегате, кДж/с.

2.4 Температура точки росы

Определяется по формуле:

,

где , - соответственно приведенные сернистость и зольность в рабочей массе топлива, ;

t_к – температура, при которой происходит конденсация водяных паров, находящихся в составе дымовых газов, ⁰С, t_к = и определяется по парциальному давлению водяных паров в газах (приложение, таблица 3)[1].

Парциальное давление водяных паров, МПа:

;



Тогда t_к = 43,79 ⁰С.

Приведенная сернистость и зольность:





Температура точки золы:

2.5 Мощности электродвигателя тягодутьевых машин (дутьевого вентилятора и дымососа)

Мощность электродвигателя дутьевого вентилятора и дымососа определяется по формуле, кВт:

,

где = 1,2 – коэффициент запаса мощности;

= 61 ÷ 68% - коэффициент полезного действия электродвигателя;

- напор, развиваемый тягодутьевой машиной, кПа. Напор дутьевого вентилятора – 1,6 кПа. Напор дымососа– 3,4 кПа при сжигании угля;

Q- расчетная подача тягодутьевой машины, м³/с.

Расчетная подача дутьевого вентилятора:

,

где =1,1 – коэффициент запаса;

– расчетный расход топлива, кг/с;

- коэффициент избытка воздуха на выходе из топки;

h_б - барометрическое давление, н/м²;

, , - присосы воздуха в газоходах котельного агрегата (таблица XVI)[2].

Расчетный расход топлива:

;



Расчетная подача дутьевого вентилятора:



Мощность электродвигателя дутьевого вентилятора определяется по формуле:



Расчетная подача дымососа, м³/с:

,

где =1,1;

- коэффициент избытка воздуха за дымососом;

- теоретический объем дымовых газов (α=1);

- присосы воздуха в золоуловителе, определяются по таблице XVI [2].

- температура дымовых газов за дымососом для сухих золоуловителей.









Мощность электродвигателя дымососа определяется по формуле:

2.6 Мощность электродвигателя питательного насоса

Мощность электродвигателя питательного насоса, определяется по формуле, кВт:

_,

где - расчетная подача питательного насоса, м³/с;

Н_пн = - напор питательного насоса, определяется по давлению питательной воды;

- коэффициент полезного действия питательного насоса, находится в диапазоне - 0,74 ÷ 0,8.

Расчетная подача питательного насоса, м³/с:

,

где - коэффициент запаса по производительности котельного агрегата, =1,2;

Д₀ = 58,33 кг/с - паропроизводительность котельного агрегата;

= кг/м³- плотность воды.





Удельный объем воды определяется по давлению и температуре питательной воды по таблице XXIV [2].

2.7 Расчет КПД котельного агрегата нетто

КПД котельного агрегата нетто , который учитывает затраты тепловой и электрической энергии на собственные нужды, определяется по формуле, %:

где Q₁ – тепло полезно использованное в котельном агрегате, КДж/ч; к = 1 кВт·ч = 860 ккал = 3600 КДж;

Расход электроэнергии за час на собственный нужды в котельном цехе W_сн, кВт·ч:

W_сн = (N_дв + N_дс + N_пн) + W_р + W_пл + W_зу,

где N_дв, N_дс, N_пн – мощность дутьевого вентилятора, дымососа и питательного насоса, кВт;

W_р – затраты электроэнергии на разгрузку, складирование и транспортировку топлива с дроблением его на тракте топливоподачи кВт·ч;

W_пл – расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт·ч;

W_зу – расход электроэнергии на золоудаление, кВт·ч.

Значение W^р определяется по формуле, кВт·ч:

W_р = Э_р·В,

где Э_р - удельный расход электроэнергии на разгрузку, складирование и транспортировку топлива с дроблением его на тракте топливоподачи. Значение Э_р = 0,6÷2,5 кВт·ч/т топлива.



Расход электроэнергии на пылеприготовление рассчитывается по формуле, кВт·ч:

W_пл = Э_пл·В,

где Э_пл - удельный расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт·ч/т топлива. Примерные значения Э_пл приведены в таблице 3[1]. Для каменного угля Э_пл=30 кВт·ч/т.



Расход электроэнергии на золоудаление находится из выражения, кВт·ч:

W_зу = Э_зу·Д₀,

где Э_зу - удельный расход электроэнергии на золоудаление, отнесенный к 1 т выработанного пара, изменяется от 0,3 до 1 кВт·ч /т пара в зависимости от вида топлива, системы шлакоудаления и местных условий. Примем Э_зу=1 кВт·ч /т.





Q_сн - расход тепла в котельном агрегате на собственные нужды, кДж/с:

,

где - расход тепла (пара) на деаэратор, кДж/с;

- расход тепла (пара) на мазутное хозяйство, кДж/с;

- расход тепла (пара) на очистку поверхностей нагрева от золошлаковых отложений, кДж/с;

- расход тепла на подогрев воздуха вне котельного агрегата, кДж/с;

– расход тепла (пара) на мазутные форсунки;

- расход тепла (пара) на привод питательных насосов, кДж/с.

Определяем КПД котельного агрегата нетто ( ), который учитывает только затраты электроэнергии на собственные нужды парогенератора по формуле, %

;

2.8 Расход топлива при неточных показаниях термопары

Определим насколько неточно определен расход топлива, подаваемого в топку котельного агрегата, если термопара показывает температуру острого пара (t_o) за котлом на 5 10 ⁰ С выше.

Расход топлива, кг/с:



По условию задания изменим температуру острого пара t₀^ = t₀ + (510)=545+10=555C.

По давлению P₀ и t₀^ определяем энтальпию =3476,3 кДж/кг по таблицам XXIII-XXV [2].

Определяем полезно-использованное тепло, кДж/с:

;



Определяем расход топлива В, кг/с:



Сравниваем с ранее полученным значением и делаем соответствующие выводы, что при неправильной работе термопары, которая показывает температуру острого пара за котлом выше на 10C, расчетный расход топлива, подаваемый в топку котельного агрегата, будет выше на 0,08 кг/с (на 288 кг/ч).
2.9 Типовая схема размещения точек измерений при балансовых испытаниях

Типовая схема размещения точек измерений при балансовых испытаниях котельного агрегата на твердом топливе приведена на рис. 1.


Рисунок 1 - Типовая схема размещения точек измерений по котлу с молотковыми мельницами

t_В,, t_ПВ,, t_П, t_ВП – температура воздуха, питательной воды, пара, воды на впрыск; υ – температура газообразных продуктов сгорания; р – давление; s – разряжение; Q – расход воздуха; G_ПВ,, G_ВП,, D_П – расходы питательной воды, воды на впрыск и свежего пара, R_х – анализ газов; ОПТ, ОПП, ОПШ, ОПУ, ОПЗ – отборы проб топлива, угольной пыли, шлака, уноса, золы; Э_сн – расход электроэнергии на собственные нужды; Д – дымосос; ЗУ – золоуловитель БСУ – бункер сырого угля; ДВ- дутьевой вентилятор

3 Определение зависимости расхода топлива от нагрузки котла

Для определения зависимости сравним три режима работы котельного агрегата: ; ; .

Расход топлива при номинальной нагрузке мы уже посчитали

3.1 Расход топлива при 75% нагрузке от номинальной

Определяется по формуле, кг/с:

В = ,

где Q₁- тепло полезно-использованное в котельном агрегате, кДж/с:



где – паропроизводительность котельного агрегата, кг/с;

i₀= 3450,5 кДж/кг – энтальпия перегретого пара при Р₀=13,8 МПа и t₀=545⁰С.

i_n.в = 926,54 кДж/кг– энтальпия питательной воды при Р_п.в=19,2 МПа и t_пв=215⁰С;

р – величина непрерывной продувки, принимаем р = 0,05;

i_пр.в = 1668,7 кДж/кг – энтальпия продувочной воды при Р_пр.в=16,48 МПа и x=0.

3.2 Расход топлива при 60% нагрузке от номинальной

Определяется по формуле, кг/с:

В = ,

где Q₁- тепло полезно-использованное в котельном агрегате, кДж/с:



где – паропроизводительность котельного агрегата, кг/с;

i₀= 3450,5 кДж/кг – энтальпия перегретого пара при Р₀=13,8 МПа и t₀=545⁰С.

i_n.в = 926,54 кДж/кг– энтальпия питательной воды при Р_п.в=19,2 МПа и t_пв=215⁰С;

р – величина непрерывной продувки, принимаем р = 0,05;

i_пр.в = 1668,7 кДж/кг – энтальпия продувочной воды при Р_пр.в=16,48 МПа и x=0.

3.3 Графическое отображение зависимости

Заключение

В результате расчета мы видим, что ТЭС не превышает выбросов по нормативам, но может существенно снизить платы за счет применения природоохранных технологий. В данной работе было предложено заменить мокрые инерционные золоуловители (скрубберы) на электрофильтры с КПД =98 %, что позволило снизить выбросы твердых веществ на т/год. Также предложено ввести сероочистную установку с КПД=95%, что снизило выбросы окислов серы на т/год. В итоге плата за выбросы снижается на руб/год, и оказывается существенно меньшее влияние на состояние окружающей среды.

Список использованных источников

1. 
   Природоохранные технологии на ТЭС. Методические указания по выполнению курсовой работы. Составители Бочкарев В.А., Самаркина Е.В. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. – 32с.
   
2. 
   Электрофильтр: принцип действия [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://sibac.info/conf/tech/xli/40519 (11 марта 2019).
   
3. 
   Разва А.С. Природоохранные технологии в промышленной теплоэнергетике: конспект лекций. - Томск: НИТПУ, 2010.