Проектирование тепловых электрических станций
.pdf, |
860 |
а = — —— |
— -------— . |
( h ] - h ) 'r \oi'4M '4 r |
|
|
\ |
Оценим численное значение d.
При высоких параметрах пара величина энтальпии перегретого пара составляет около 830 ккал/кг, а величина h2 около 550 ккал/кг. Произведение ЩЩм'Чг ориентировочно составляет 0,85-0,98-0,99 = 0,82.
В этом случае
d = -------- — — - 3,7 (кг/ч)/кВт. ("830-550;-0,82
1
Рис.7.1. Схема для определения величин d и q:
ПК - паровой котел; ПТ - паровая турбина; ЭГ - электрический генератор; К - конденсатор; ПВ - питательная вода; ПП - перегретый пар;
D - расход пара; N - мощность генератора
Для современных турбоагрегатов с |
параметрами свежего |
пара около |
24 МПа (240 кгс/см2) и 540 °С величина d |
« 3,2 (кг/ч)/кВт. Зная |
d, нетрудно |
приближенно оценить расход пара на турбину по значению её мощности N. Для энергоблока 300 МВт получим D = d’N ~ 3,2-300-103 кг/ч = 960 т/ч. Отсюда по величине d, заведомо известной для данной ТЭС или энергоагрегата, оперативный персонал всегда может оценить необходимую величину, на которую следует поднять паропроизводительность котельного отделения станции для увеличения её мощности на ожидаемую величину N. Таким образом, удельный расход пара d является не только одним из важнейших технико-экономических показателей ТЭС, но й величиной, постоянно используемой оперативным персоналом в своей работе. Правда, при этом
42
обычно пользуются величиной d размерностью (т/ч)/МВт, численно равной (кг/ч)/кВт.
Теплота Q, выделяемая в котле и передаваемая затем воде и пару и затрачиваемая в турбоусгановке (турбине и конденсаторе), в соответствии со схемой 7.1 с учётом потерь в самом котле и трубопроводах равна
0 = D '( h j~ hnB) Лтр ' Лпк
Соответственно удельный расход теплоты
Q = |
. |
hi ~ h n.B_ = d |
. Oh ~ нпв) ' |
(7 4) |
N |
N |
r}Tp - 7]ш |
7j TP •г}п к |
|
или
_ h1 - hm |
1__________ |
^Л м ‘"Hoi 'Л г ' Лтр ' Лп к
Обычно удельный расход теплоты на ТЭС составляет около 2200 ккал/(кВт*ч).
Значение q жестко связано с КПД ТЭС. Действительно, в выражении (по
определению) q - |
Q / |
N величина |
N - не |
что иное, как |
вырабатываемая |
|
(полезная) |
энергия, |
Q - |
затраченная |
энергия, |
т.е. обратное |
отношение этих |
величин (N /Q ) есть КПД ТЭС, а |
|
|
|
|||
? = — |
• |
|
|
|
|
(7.5) |
Птэс‘ |
|
|
|
|
|
|
Или (если <у, в ккал/(кВт-ч)) q = 860/цгэс- Действительно, при )]гэс = 0,4 860/0,4 = 2150 ккал/(кВт-ч), как и указано выше.
Удельный расход топлива можно определить, исходя из полного расхода топлива 2?, затрачиваемого на обеспечение электрической мощности N
(7.6)
QH 'VTOC
где <2я - низшая теплота сгорания рабочего топлива.
— ■ |
<7-7> |
™ QH ‘'Птэс |
|
43
Для сопоставимости экономичности электростанций с различными видами топлива в СНГ принято определять удельные расходы условного топлива в у с теплотой сгорания 7000 ккал/кг (29308 кДж/кг). В этом случае удельный расход условного топлива, кг/(кВт-ч), при измерении Q, ккал, a N, кВт,
860 |
_ |
860 |
ОД23 |
QH *Лтэс 1 |
Ш 'г!тэс |
Лтэс |
|
При У]тэс~ 0,4 |
|
ву = 0,123/0,4 = 0,307 кг/(кВт* ч) = 307 г/(кВт-ч). |
|
В среднем по ТЭС СССР в 1970 г. величина в у составляла 470, в 1980 - 328, а в 1985 - 326,2 г/(кВт-ч).
Удельный расход условного топлива удобен для определения расхода топлива на КЭС:
для часового периода, кг/ч:
By - ey'N;
для любого промежутка времени, кг (или т):
В у = |
в$ * Э , |
|
|
|
|
|
где Э - количество выработанной электроэнергии. |
|
|
||||
Так, |
для |
энергоблока мощностью |
500 МВт |
(500-103 |
кВт) при |
|
ву = 320 г/(кВт-ч) Ву = 320-500-103-10’6 - |
160 т/ч. |
|
|
|||
Снижение |
удельного расхода в у |
на 1 |
г/(кВт-ч) в |
масштабе |
народного |
|
хозяйства всей страны может дать годовую экономию условного топлива около 7 1 млн. т. Сегодня только в Японии уровень в у ниже, чем в России (около 318
г/(кВт-ч)).
8. РАСЧЁТ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ ТЭС
Предлагаемый расчёт направлен на определение высоты дымовой трубы Н, либо на проверку экологического состояния системы ТЭС - атмосфера. Расчёт предполагает определение концентрации токсичных газов или золы в зоне дыхания человека (у поверхности земли) и сравнение её с предельно допустимой концентрацией (ПДК) этих веществ, утвержденной главной санитарной инспекцией страны.
В случае, если реальная концентрация вредных веществ при рассеянии их с дымовым газом ТЭС окажется выше ПДК, следует дать рекомендации к снижению этой концентрации (изменить режим сжигания топлива, поставить более эффективные золоуловители, увеличить высоту дымовой трубы и т.п.).
Изучением механизма рассеяния в атмосфере твёрдых частиц и вредных газов из дымовых труб электростанций в последнее время занимаются многие специалисты как в нашей стране, так и за рубежом. Предложены различные методики расчёта концентраций газов и пыли в воздухе в зависимости от высоты дымовой трубы, метеорологических условий атмосферы и суммарного выноса вредных примесей. Важные исследования в этой области проведены в Московском энергетическом институте группой сотрудников кафедры тепловых электрических станций под руководством д-ра. техн. наук, проф. Л.А.Риххера.
В настоящее время в России расчет концентрации вредных примесей в приземном слое воздуха при неблагоприятных метеорологических условиях ведут по методике, разработанной Главной геофизической обсерваторией им. А.И.Воейкова. Согласно этой методике максимальная разовая концентрация вредных веществ у поверхности земли при выбросах из одиночной дымовой трубы и неблагоприятных метеорологических условиях определяется по формуле
c M= A -M F : m n . \ - L . , |
(8.1) |
|
В 2 |
W - A T |
|
где А - безразмерный коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния вредных веществ в атмосфере воздуха (конвективной диффузии). Значения А принимаются: для Сибири, Дальнего Востока - 200; для Севера и Северо-Запада европейской части России, Среднего Поволжья и Урала - 160; для Центральной европейской части РФ - 120; М ~ выброс вредных веществ от ТЭС, г/с.
Анализ показывает, что при степени очистки газов в золоуловителях пылеугольных котлов 98-99% высота дымовых труб определяется газообразными выбросами (двуокиси азота NO2 и сернистого газа SO2). Поэтому для большинства тепловых электростанций определяют только MS02 и
MNQ2:
Ms02 = 5,56-Яр ■Sp; |
Mm 2 = V- Мт2. |
(8.2) |
|
Здесь |
- содержание серы в рабочей массе топлива; ВР - |
расчётный |
|
расход топлива, т/ч; V - |
объём дымовых газов, м3/с, на выходе из дымовой |
||
трубы. |
|
|
|
Объём дымовых газов при температуре уходящих газов |
|
||
. _ Vг |
Вр ( tyx |
|
|
44
45
Здесь Vr - удельный объём дымовых газов, полученный от сжигания 1 кг твёрдого и жидкого или 1 м3 газообразного топлива в секунду (с учётом коэффициента избытка воздуха на выходе из котла); MN02 ~ концентрация N 0 2 в дымовых газах, берётся по результатам замеров на ТЭС либо рассчитывается по [2, 6, 7].
Далее, в формуле (8.1): F —безразмерный коэффициент, принимаемый для расчёта концентраций газообразных вредных примесей равным единице, а для расчёта концентраций золы равным двум при КПД золоуловителей rj3y>90%; F~2,5 при rj3y<90%; т и п ~ безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газообразных выбросов из устья трубы.
Коэффициент т определяется по формуле
т = -----—— - * |
— —== ,(8.4) |
0,65 + 0,34 ‘I f f |
+ 0,1 - 4 J |
где
(8.5)
Н * -А Т
Безразмерный коэффициент п определяется в зависимости от параметра:
VM= 0,65-з V -AT |
|
(8.6) |
Н |
|
|
Так, при VM £ 0,3 |
п = 3, |
|
при0,3 < Vm<2 |
п ~ 3 - ^ ( Г и - 3 ) - ( 4 3 6 - Г и ) , |
(8.7) |
при VM > 2 |
п - 1. |
|
В формуле (8.1) А Т -разность между температурой выбрасываемых газов и средней температурой окружающего воздуха в 14 часов самого жаркого месяца, °С; Н - геометрическая высота трубы, м; D - диаметр устья трубы, м; со - средняя скорость выхода дымовых газов из устья трубы, м/с.
Максимальная концентрация вредных выбросов у поверхности земли при неблагоприятных (опасных) метеорологических условиях достигается на оси факела (по направлению ветра) на расстоянии от основания трубы
х м - d Н у |
(8 .8) |
где ^-безразмерная величина, определяемая по формулам:
при Vm<2 d =4,25K„(l+0,28 3/7);
(8.9)
при Гм > 2 |
d = 7 ^ ( 1 + 0 ,2 8 3 /7 ) . |
Если безразмерный коэффициент F > 2, величина хм определяется по формуле
хм '' |
5 - F |
(8Л0) |
|
Опасная скорость ветра UM на уровне флюгера (Ю м над поверхностью земли), при которой достигается наибольшее значение приземной концентрации вредных веществ в воздухе, находится из соотношений:
при VM < 0,5 |
UM= 0 ,5 ; |
|
|
при 0,5 <Vm £ 2 |
UM= VM; |
г |
(8.11) |
при VM> 2 |
£/„=(1+0,12 |
47 ). |
|
. В итоге концентрация токсичных примесей |
в дымовых газах находится по |
||
выражениям: |
|
|
|
A ‘M so2 -m -F |
|
(8.12) |
|
Cs0 2 z |
VV 'AT ’ |
|
|
|
|
|
|
• (8.13)
V-AT
Ещё раз следует отметить, что V - секундный расход дымовых газов на выходе из рассчитываемой дымовой трубы.
В связи с введением Министерством здравоохранения страны требований учёта суммарного действия сернистого ангидрида S 0 2 и двуокиси азота N 0 2 при их совместном действии в атмосфере, проверка эффективности рассеивания вредных веществ дымовой трубой производится по формуле
'S02 |
'NQ2 |
(8.14) |
|
н д к 502 |
п д к ы02 |
||
|
Значение ПДК выбирается по табл.8.1 из колонки максимально-разовых концентраций.
46 |
47 |
|
Таблица 8 Л
Предельно допустимые концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе
Вид вредного вещества |
Предельно-допустимая концентрация, мг/м3 |
|
|
максимально разовая |
среднесуточная |
Пыль нетоксичная |
0,5 |
0,15 |
Сернистый ангидрид |
0,5 |
0,05 |
Окись углерода |
3,0 |
1,00 |
Двуокись азота |
0,2 |
0,04 |
Сажа |
0,15 |
0,05 |
Сероводород |
0,008 |
0,008 |
Втабл. 8.1 максимально-разовая концентрация относится к случаю отбора проб воздуха в течение 20 минут, среднесуточная - в течение суток.
Вслучае если коэффициент улавливания золоуловителей не превышает 88%, определяется количество выбрасываемой золы и концентрация золы в атмосфере, которая также сравнивается с ПДК золы. При этом зола приравнивается к нетоксичной пыли (табл.8.1).
Библиографический список
I .?ыжкин В.Я. Тепловые электрические станции/ В.Я. Рыжкин. М.:
Энергоатомиздат, 1987.
2. Промышленные тепловые электростанции/ М.И. Баженов [и др.]; под ред. Е.Я. Соколова. М.: Энергия, 1979.
3.Берг Б.В. Методическое пособие по курсу «Тепловые электрические станции», Ч 1/ Б.В. Берг, А.В. Соколов. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1997.
4.Стерман JI.C. Тепловые и атомные электрические станции/ Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. М.: МЭИ, 2000.
5.Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети/ Е.Я. Соколов. М.: МЭИ, 2001.
6.Рихтер Л.А. Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов ТЭС/ Л.А. Рихтер, Э.П. Волков, В.Н. Покровский. М.: Энергоатомиздат, 1981.
7.Вожов Э.П. Газоотводящие трубы ТЭС и АЭС/ Э.П. Волков, Е.И. Гаврилов, Ф.П. Дужих. М.: Энергоатомиздат, 1987.
8.Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции/ Т.Х. Маргулова. М.: Высшая школа, 1984.
9.Гаврилов Е.И. Топливно-транспортное хозяйство и золошлакоудаление на ТЭС/Е.И. Гаврилов. М.: Энергоатомиздат, 1987.
Ю.Рихтер Л.А. Вспомогательное Оборудование тепловых электрических станций/ Л.А. Рихтер, Д.П. Елизаров, В.М. Лавыгин. М.: Энергоатомиздат, 1987.
II .Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры/ В.М. Черкасский. Киев: Одесса, 1985.
12.Стерман Л.С. Тепловые и атомные. электрические станции/ Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. М.: МЭИ, 2004 г.
13.Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций, ВНТП-Т-88. М.: Энергия, 1988.
14.Поморцева А.А. Выбор тепломеханического оборудования ТЭС: методические указания/ А.А. Поморцева, В.Н. Потапов. Свердловск: УПИ, 1991.
15.Кутявина Т.А. Организация и планирование энергетики: методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Тепловые электрические станции»/ Т.А. Кутявина, В.Ф. Никифоров, Ю.Б. Клюев. Екатеринбург: издательство УГТУ-УПИ, 2002.
16.Тепловые и атомные электрические станции. Дипломное проектирование/ под ред, А.М. Леонкова, А.Д. Качана. Минск: Высшая школа, 1991.
17.Справочная книжка энергетика/ сост. А.Д. Смирнов. М.: Энергия, 1978.
18.Буров В.Д. Тепловые электрические станции/ В.Д. Буров, Е.В. Дорохов,
Д.П. Елизаров. М.: МЭИ,2005.
48 |
49 |
Приложение 1
Задание на выполнение курсового проекта
(бланк задания можно скопировать с сайта кафедры ТЭС - www.tes.ustu.ru)
1
Федеральное агентство по образованию ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ»
|
«УТВЕРЖДАЮ» |
Зав. кафедрой ТЭС |
подпись/Фамилия И.О. |
“ 10 |
” сентября 2007 г. |
|
Задание № |
|
15 |
|
по курсовому проектированию |
||
Студент группы |
Т-592___________ специальность 140101 - тепловые электрические станции_______ |
||
Фамилия_____________ Иванов________Имя__________ Василий_______Отчество______ Петрович_____ |
|||
Руководитель курсового проектирования_______доц. к.т.н, |
Николаев А.Е.________________;______ |
||
Срок проектирования с________ 25 сентября 2007 г. |
по____________ 15 декабря 2007 г._____________ |
||
1. |
Тема курсового проекта |
Спроектировать отопительную ТЭИ для города с населением |
|
250 тысяч жителей, расположенного на Среднем Урале. Топливо - экибастузский у го л ь .________________
2. Содержание проекта (какие графические работы и расчеты должны быть выполнены) Обосновать выбор и выбрать турбины, электрогенераторы: разработать и рассчитать принципиальную тепловую схему ТЭС: выбрать паровые и водогрейные котлы, вспомогательное оборудование: рассчитать дымовые трубы. Графическая часть: тепловая схема ТЭС, план и поперечный разрез главного корпуса (3 чертежа формата АП._______________________________________________________________________
3. Особые дополнительные сведения Литература: 1. Стсрман Л.С. Тепловые и атомные электрические станции/ Л.С. Стерман. В.М. Лавьггин. С.Г. Тишин. М.: МЭИ. 2004 г.: 2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции/ ВЛ . Рыжкин. М.: Энергоатомиздат. 1987.3. Н о рм ы технологического проектирования тепловых электрических станций. ВНТП-Т-88. М.: Энергия. 19S8.4. Поморпева А.А. Выбор тепломеханического оборудования ТЭС: методические указания/ А.А. Поморцева. В.Н. Потапов. Свердловск: УПИ. 1991.________________________________________________________________________
4. План выполнения курсового проекта |
|
|
||
Наименование |
Сроки |
Примечания(объем |
Отметка о выполнении |
|
элементов проектной |
||||
разделов в процентах) |
||||
работы |
|
|
||
20 октября |
|
|
||
1. Выбор турбины и |
5% |
|
||
электрогенераторов, |
|
|
|
|
разработка тепловой |
|
|
|
|
схемы ТЭС |
5 ноября |
|
|
|
2. Расчет тепловой |
30% |
|
||
схемы |
20 ноября |
|
|
|
3. Выбор котлов и |
30% |
|
||
вспомогательного |
|
|
|
|
оборудования, расчет |
|
|
|
|
дымовой трубы |
|
|
|
|
4. Графическая часть |
10 декабря |
35% |
|
|
5. Защита курсового |
15-20 декабря |
- |
|
|
проекта |
|
|
|
|
5.Курсовое проектирование закончено |
подпись студента______ дата_______ |
|||
б.Оценка проекта______________________________________________________
Руководитель Николаев А.Б._________ подпись_______ дата
Приложение 2
Титульный лист пояснительной записки
(бланктитульного листа можно скопировать с сайта кафедрыТЭС - www.tes.ustu.ru)
Федеральное агентство по образованию ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ»
Теплоэнергетический факультет кафедра «Тепловые электрические станции»
Специальность 140 101 - Тепловые электрические станции
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции»
ТЕМА: Спроектировать отопительную ТЭЦ для города с населением
250 тысяч жителей, расположенного на Среднем Урале
Студент группы:_______________________________ _________________
(№ группы) |
(Ф.И.О) |
(подпись идата) |
Руководитель:_________________________________ _________________
(должность, ученая степень Ф.И.О) |
(подпись и дата) |
Екатеринбург
2007
52 |
53 |
Приложение 5 Примеры принципиальных и развернутой тепловых схем ТЭС с установкой
различных паровых турбин
12,7 МПа, 540 вС (565 ’С)
В бак грязного конденсата
~ Рис.П.5.1. Принципиальная тепловая схема конденсационного блока с турбиной К-200-130: ПК-паровой котёл; Пе, ПП-пароперегреватель и промежуточный пароперегреватель ПК; ЦВД, ЦСД, ЦНД-цилиндры высокого, среднего низкого давления соответственно; Т-турбина; Г-генератор; К - конденсатор; КН-конденсатный насос; ПЭ~подогреватель эжекторной установки; ПУ1 ПУ2-
подогреватели, использующие пар уплотнений; Иь Иг-испарители; Д-деаэратор; ДН-дренажный насос; ПНИ-питательный насос испарительной установки; KHj, КИт-конденсаторы вторичного пара испарителей; П].. ЛГгрегенеративные подогреватели низкого давления: ОД-охладитель дренажа. СЩ, СПг-сетевые подогреватели; ДНС-дренажный насос сетевой; ПН-питательный насос; П5, П 7 -
регенеративные подогреватели высокого давления; Pi, Р2-расширители продувки; ХОВ-химически очищенная вода
57
РисЛ.5.2. Принципиальная тепловая схема конденсационного блока с турбиной К-300-240: БН-бустерный насос; ТП-турбопривод питательного насоса; ОВ-обессоленная добавочная вода (остальные обозначения см. на рис.П.5.1)
Рис.П.5.3. Принципиальная тепловая схема конденсационного блока с турбиной К-800-240: (обозначения те же, что и на рис.П.5.1, П.5.2)
58
Рис.П.5.4. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбиной Т-100-130: ПВК-пиковый водогрейный котёл; CHj, СН2-сетевые насосы; ОТ-отопительная тепловая нагрузка; ОВ-обессоленная добавочная вода (остальные обозначения см. на рнс.П.5.1)
59
Рис.П.5.5. РТС блока мощностью 800 МВт; 1-паровой котёл; 2-турбина. 3-генератор; 4—РОУ для сброса пара на обдувку воздухоподогревателя и пароперегревателя; 5-пускосбросное устройство;
6-БРОУ; 7, 8-редукционное устройство и РОУ собственных нужд; 9, IS-конденсатор; 10-расширитель дренажей; 11,13,16-конденсатные насосы соответственно первой, второй ступеней и турбопривода; 12-БОУ; 14-дутьевой вентилятор первого котла с турбоприводом; 17-теплообменник эжекторной установки турбопривода; 18-бустерный насос; 19-нитательный насос с турбоприводом; 20-деаэратор; 21-растопочный расширитель; А - общестанционная магистраль; Б-сбросные циркуляционные водоводы; В—сбросы в конденсатор; Г-сбросы в дренажные баки; Д-дренаж; Ж, Е-линии подвода пара к уплотнениям турбины; 3-паровоздушная смесь из уплотнений; И-пар на сетевые подогреватели; Кь К2-конденсат из сетевого подогревателя и калориферов; Ли Л2-вода на заполнение блока и конденсаторов турбин питательных насосов и воздуходувок; М, Н-линии подвода
пара к эжекторным установкам от коллектора собственных нужд электростанции; ВЭ-водяной экономазер; ВРЧ, НРЧ-верхняя и нижняя радиационные части котла; КПП, ШПП-конвективный и ширмовый пароперегреватели; ПСКШ-подвесные секции конвективной шахты; БЗК, БГКбаки запаса конденсата и грязного конденсата; ЭКШ-экраны конвективной шахты; РБ-расширительный бак; ОГК-охладитель конденсата контура генератора.
Приложение 6 Примеры чертежей общего вида главного корпуса ТЭС —
план и поперечный разрез
i2Q,aа
Рис.П.6.1. Компоновка главного корпуса пылеугольной электростанции 1200 МВт блочной структуры: а-поперечный разрез; б-план; 1—турбоагрегат типа К-200-130 с параметрами пара 13 МПа, 565/565 °С; 2 - паровой котёл производительностью 640 т/ч, 14 МПа, 570/570 °С; 3-шаровая барабанная мельница; 4 - сепаратор пыли; 5-пылевой циклон; 6-мельничный вентилятор; 7—утьевой вентилятор; 8-конвейеры топлнвоподачн; 9-золоуловитель типа МП-ВТИ; 10-дымосос; l l -повышающий трансформатор; 12,19распределительные устройства собственного расхода; 13-питательные насосы 14-испарители; 15основной деаэратор; 16-подогреватели низкого давления; 17-подогреватели высокого давления; 18блочный щит управления
61