Курсовая. 1 Исходные данные 4
![]()
|
![]() ![]() 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 ВведениеОсновные 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 данныеВ таблице 1 и таблице 2 указаны данные для расчета курсового проекта[1]. Таблица 1 – Исходные данные
Таблица 2 – Характеристики сжигаемого топлива
2 Определение КПД котельного агрегата брутто |
![]() ![]() | |
Потери тепла от механического недожога определяются по формуле, %:
![]() | |
где Аr = 27 – зольность топлива на рабочую массу, %;
ашл+пр = 0,05 – доля золы топлива в шлаке и в провале (для твердого топлива при твердом шлакоудалении);
аун = 0,95 – доля золы топлива в уносе (для твердого топлива при твердом шлакоудалении);
Гшл+пр – содержание горючих в шлаке, % (см. таблицу 1);
Гун – содержание горючих в уносе, % (см. таблицу 1);
Q
![](649020_html_d396d619f0c5b9a5.gif)
Для технических расчетов Q
![](649020_html_d396d619f0c5b9a5.gif)
![](649020_html_d396d619f0c5b9a5.gif)
![](649020_html_4f2a05cdaa3f4971.gif)
где Q
![](649020_html_4f2a05cdaa3f4971.gif)
iтл- физическое тепло топлива, кДж/кг;
iтл = Стл tтл,
где Стл – теплоемкость топлива, кДж/(кг
![](649020_html_997b9c16c63b51a6.gif)
tтл = 20 0С (293 К) (для твердых топлив).
Стл = ![]() | |
где Wr = 13 – влажность топлива на рабочую массу, %;
![](649020_html_e6eec042ef4a9b0.gif)
![](649020_html_6920e591da2a2807.gif)
![](649020_html_a1f7444aad0bf04c.gif)
![](649020_html_e2f6cda483c8a21c.gif)
Потери тепла с уходящими газами определются, %
![]() | |
где
![](649020_html_c6cc625487d7eb28.gif)
![](649020_html_b3d3134660078f8c.gif)
![](649020_html_4c1d1845d50401e2.gif)
Iух.г = ![]() | |
где
![](649020_html_d84edd54ee0170c5.gif)
![](649020_html_15334e452e4f3f30.gif)
![](649020_html_e00fd697e3a101e2.gif)
![](649020_html_7e83a080cdd4860d.gif)
![](649020_html_7da11af1a1c210c.gif)
![](649020_html_eb7c8b8609723fc5.gif)
![](649020_html_6aed5c139df61009.gif)
![](649020_html_19d116c517d114f6.gif)
![](649020_html_6bf8f0ab3ec009c4.gif)
![](649020_html_7c99345be7f241ea.gif)
Потери тепла от химического недожога, %
q3 = ![]() | |
где Vсг – объем сухих газов, м3/кг;
СО, СН4, Н2 – содержание в уходящих газах продуктов неполного сгорания топлива (смотри таблицу 1);
![]() | |
где Vг – объем дымовых газов, м3/кг;
![]() | |
где
![](649020_html_4c4d01b68ee71a58.gif)
![]() ![]() | |
![](649020_html_4e11eadf80f7dd57.gif)
![](649020_html_e18838c9516ed3fd.gif)
![](649020_html_93998d2ae095603e.gif)
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
![](649020_html_4388abaf55f28336.gif)
![]() ![]() | |
где
![](649020_html_7d32821e19ccbb20.gif)
![]() ![]() ![]() ![]() ![]() | |
Потери тепла от наружного охлаждения q5 определяем по рисунку 1[1].
![](649020_html_9b98691ed6f2f4f9.gif)
Потери с физическим теплом шлаков для твердого топлива, %
![]() | |
где ашл. - доля золы топлива в шлаке;
![](649020_html_32ee2930649dfdf0.gif)
При твердом шлакоудалении энтальпия золовых частиц определяется при температуре 600 0С.
Значения
![](649020_html_99146bb494856618.gif)
![](649020_html_4a92cc4975a370de.gif)
![](649020_html_6463b36fef3b80f4.gif)
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.
in.в = 926,54 кДж/кг– энтальпия питательной воды при Рп.в=19,2 МПа и tпв=2150С;
р – величина непрерывной продувки, принимаем р = 0,05;
iпр.в = 1668,7 кДж/кг – энтальпия продувочной воды при Рпр.в=16,48 МПа и x=0.
![](649020_html_fdc695f19bcbe40b.gif)
![](649020_html_1ca1823321805e5d.gif)
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 Ву – расход условного топлива, кгут/с
![](649020_html_977297712d24bdbd.gif)
где
![](649020_html_98331c13f2463e39.gif)
Qвыр = Q1 – тепло полезно использованное в котельном агрегате, кДж/с.
![](649020_html_63ba1486abc6db07.gif)
![](649020_html_1098bbf9bba748d7.gif)
2.4 Температура точки росы
Определяется по формуле:
![](649020_html_7bf8ec6565139e43.gif)
где
![](649020_html_3b1580983ccf9420.gif)
![](649020_html_778e848ecd3af0c8.gif)
![](649020_html_6072c18e68cee903.gif)
tк – температура, при которой происходит конденсация водяных паров, находящихся в составе дымовых газов, 0С, tк =
![](649020_html_1a4dd17be74406e1.gif)
Парциальное давление водяных паров, МПа:
![](649020_html_48a06de1f8229b3f.gif)
![](649020_html_eeb6fd4497185b40.gif)
Тогда tк = 43,79 0С.
Приведенная сернистость и зольность:
![](649020_html_b48a2733e15d1c04.gif)
![](649020_html_822dba57532a3409.gif)
Температура точки золы:
![](649020_html_9dcf69e1a29b0177.gif)
2.5 Мощности электродвигателя тягодутьевых машин (дутьевого вентилятора и дымососа)
Мощность электродвигателя дутьевого вентилятора и дымососа определяется по формуле, кВт:
![](649020_html_adc49630773a3b28.gif)
где
![](649020_html_4b938b6e20b9b10b.gif)
![](649020_html_8ce3f83671587a87.gif)
![](649020_html_509e18bd752801e8.gif)
Q- расчетная подача тягодутьевой машины, м3/с.
Расчетная подача дутьевого вентилятора:
![](649020_html_40d5a85d0781ae32.gif)
где
![](649020_html_3d4f1593e27091c9.gif)
![](649020_html_37846186eca2f4aa.gif)
![](649020_html_e21ee618526055f6.gif)
hб - барометрическое давление, н/м2;
![](649020_html_6253c2a8b018ac69.gif)
![](649020_html_b9996bd122c8827b.gif)
![](649020_html_3201f9a44d55a068.gif)
Расчетный расход топлива:
![](649020_html_dfa7c91e0690f216.gif)
![](649020_html_666ca3e42f548834.gif)
Расчетная подача дутьевого вентилятора:
![](649020_html_94cab5c0be1cfd75.gif)
Мощность электродвигателя дутьевого вентилятора определяется по формуле:
![](649020_html_464a719b1fb8e6e6.gif)
Расчетная подача дымососа, м3/с:
![](649020_html_bb45e638307577d6.gif)
где
![](649020_html_3d4f1593e27091c9.gif)
![](649020_html_c8f5bd39cc918a54.gif)
![](649020_html_7d395fbf3dc85830.gif)
![](649020_html_bd7c056d49ea8e1a.gif)
![](649020_html_933c1b26db0336b9.gif)
![](649020_html_75834cb781e8636c.gif)
![](649020_html_5dfbe7fe7790c75.gif)
![](649020_html_9b2791a047b1086f.gif)
![](649020_html_718c7a779bd5d9c2.gif)
Мощность электродвигателя дымососа определяется по формуле:
![](649020_html_4db31610dafe0002.gif)
2.6 Мощность электродвигателя питательного насоса
Мощность электродвигателя питательного насоса, определяется по формуле, кВт:
![](649020_html_46bcbde9c744d91e.gif)
где
![](649020_html_10bef0d77ec194c5.gif)
Нпн =
![](649020_html_b9b7b08ae7d9db9b.gif)
![](649020_html_1fe04b592f53c931.gif)
Расчетная подача питательного насоса, м3/с:
![](649020_html_5e45ef83c553dd38.gif)
где
![](649020_html_3d4f1593e27091c9.gif)
![](649020_html_3d4f1593e27091c9.gif)
Д0 = 58,33 кг/с - паропроизводительность котельного агрегата;
![](649020_html_b9244854d507420a.gif)
![](649020_html_bb1dd2a504777706.gif)
![](649020_html_d32ede5f81b875aa.gif)
![](649020_html_36ce9a8083484aad.gif)
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
![](649020_html_af176d94fe31a80d.gif)
![]() | |
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 Wсн, кВт·ч:
Wсн = (Nдв + Nдс + Nпн) + Wр + Wпл + Wзу,
где Nдв, Nдс, Nпн – мощность дутьевого вентилятора, дымососа и питательного насоса, кВт;
Wр – затраты электроэнергии на разгрузку, складирование и транспортировку топлива с дроблением его на тракте топливоподачи кВт·ч;
Wпл – расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт·ч;
Wзу – расход электроэнергии на золоудаление, кВт·ч.
Значение Wр определяется по формуле, кВт·ч:
Wр = Эр·В,
где Эр - удельный расход электроэнергии на разгрузку, складирование и транспортировку топлива с дроблением его на тракте топливоподачи. Значение Эр = 0,6÷2,5 кВт·ч/т топлива.
![](649020_html_314fb3f44b88b2fc.gif)
Расход электроэнергии на пылеприготовление рассчитывается по формуле, кВт·ч:
Wпл = Эпл·В,
где Эпл - удельный расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт·ч/т топлива. Примерные значения Эпл приведены в таблице 3[1]. Для каменного угля Эпл=30 кВт·ч/т.
![](649020_html_e178b0316745286.gif)
Расход электроэнергии на золоудаление находится из выражения, кВт·ч:
Wзу = Эзу·Д0,
где Эзу - 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 Эзу=1 кВт·ч /т.
![](649020_html_15490e6a095e6796.gif)
![](649020_html_34f3de4bac71e244.gif)
Qсн - расход тепла в котельном агрегате на собственные нужды, кДж/с:
![](649020_html_9702cbbe1fb4453f.gif)
где
![](649020_html_d29571e9070d58cf.gif)
![](649020_html_628223de3f44891f.gif)
![](649020_html_4d51b3a614f57114.gif)
![](649020_html_f16fa82308b92490.gif)
![](649020_html_cfd4f5809a5d23bc.gif)
![](649020_html_10bef0d77ec194c5.gif)
Определяем КПД котельного агрегата нетто (
![](649020_html_1b7d5ae08e989155.gif)
![](649020_html_bc9d097059722222.gif)
![](649020_html_46cdaba764d84000.gif)
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 (to) за котлом на 5 10 0 С выше.
Расход топлива, кг/с:
![](649020_html_8e71f1c547e1a12.gif)
По условию задания изменим температуру острого пара t0 = t0 + (510)=545+10=555C.
По давлению P0 и t0 определяем энтальпию
![](649020_html_b4a16ed605135c5d.gif)
Определяем полезно-использованное тепло, кДж/с:
![](649020_html_e873bd113bf5515a.gif)
![](649020_html_73d2bf0bf27de178.gif)
Определяем расход топлива В, кг/с:
![](649020_html_1beb15508fadd231.gif)
Сравниваем с ранее полученным значением и делаем соответствующие выводы, что при неправильной работе термопары, которая показывает температуру острого пара за котлом выше на 10C, 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
tВ,, tПВ,, tП, tВП – температура воздуха, питательной воды, пара, воды на впрыск; υ – температура газообразных продуктов сгорания; р – давление; s – разряжение; Q – расход воздуха; GПВ,, GВП,, DП – расходы питательной воды, воды на впрыск и свежего пара, Rх – анализ газов; ОПТ, ОПП, ОПШ, ОПУ, ОПЗ – отборы проб топлива, угольной пыли, шлака, уноса, золы; Эсн – расход электроэнергии на собственные нужды; Д – дымосос; ЗУ – золоуловитель БСУ – бункер сырого угля; ДВ- дутьевой вентилятор
![](649020_html_41d542f9a07fef0d.gif)
3 Определение зависимости расхода топлива от нагрузки котла
Для определения зависимости сравним три режима работы котельного агрегата:
![](649020_html_86908494c645b9c0.gif)
![](649020_html_f28643c501b74841.gif)
![](649020_html_cc1ab54c771e94f9.gif)
Расход топлива при номинальной нагрузке
![](649020_html_86908494c645b9c0.gif)
![](649020_html_457c06bf0d42f292.gif)
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:
![](649020_html_e5522a92a6cab592.gif)
где
![](649020_html_5c08cecac2e26b3d.gif)
i0= 3450,5 кДж/кг – энтальпия перегретого пара при Р0=13,8 МПа и t0=5450С.
in.в = 926,54 кДж/кг– энтальпия питательной воды при Рп.в=19,2 МПа и tпв=2150С;
р – величина непрерывной продувки, принимаем р = 0,05;
iпр.в = 1668,7 кДж/кг – энтальпия продувочной воды при Рпр.в=16,48 МПа и x=0.
![](649020_html_e5a4cabe2b0b9888.gif)
![](649020_html_2c3929b5eb3efdb8.gif)
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:
![](649020_html_e5522a92a6cab592.gif)
где
![](649020_html_82cbf8e394798883.gif)
i0= 3450,5 кДж/кг – энтальпия перегретого пара при Р0=13,8 МПа и t0=5450С.
in.в = 926,54 кДж/кг– энтальпия питательной воды при Рп.в=19,2 МПа и tпв=2150С;
р – величина непрерывной продувки, принимаем р = 0,05;
iпр.в = 1668,7 кДж/кг – энтальпия продувочной воды при Рпр.в=16,48 МПа и x=0.
![](649020_html_672a598ac4f7270f.gif)
![](649020_html_efce17a7ff6fc769.gif)
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
![](649020_html_b647df2340b42c3.gif)
![](649020_html_4a38d0afe7ed65c8.gif)
![](649020_html_973e32077edb0745.gif)
Список использованных источников
Природоохранные технологии на ТЭС. Методические указания по выполнению курсовой работы. Составители Бочкарев В.А., Самаркина Е.В. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. – 32с.
Электрофильтр: принцип действия [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://sibac.info/conf/tech/xli/40519 (11 марта 2019).
Разва А.С. Природоохранные технологии в промышленной теплоэнергетике: конспект лекций. - Томск: НИТПУ, 2010.