
- •Пояснительная записка
- •Введение
- •Характеристика турбоустановки
- •1.3 Пути повышения эффективности и корозионной устойчивости лопаток последних ступеней цсд и цнд
- •1.3.2.2. Использование саблевидных лопаток
- •1.3.3 Некоторые рекомендации по повышению экономичности теплофикационных турбин
- •1.3.3.1 Т-100-130 и пт-135-130 на Красноярской тэц-2
- •1.3.4 Выводы по аналитическому обзору
- •Утверждаю Зав. Кафедрой
- •Задание
- •Гост р 15.001-96
- •Отчёт о поиске
- •1.4.2 Регламент патентного поиска
- •1.3.6 Подведение итогов патентного поиска
- •1.5 Постановка задачи на дипломный проект
- •8Тэ1.1.12.00.00.00.Пз
- •5.1 Параметры пара и воды турбоустановки
- •8Тэ1.1.12.00.00.00.Пз
- •5.2 Тепловые балансы подогревателей
- •5.2.1 Сетевая подогревательная установка
- •5.2.2 Регенеративная подогревательная установка высокого давления
- •5.2.3 Деаэратор питательной воды
- •5.2.4 Регенеративная подогревательная установка низкого давления
- •5.3 Энергетический баланс турбоагрегата.
- •5.4 Энергетические показатели турбоустановки
- •Расчет тепловой схемы
- •5.6 Зависимость к. П. Д. От температуры
- •7.1 Расчет на максимальнозимнем режиме
- •Энергетическое уравнение
- •7.2 Расчет на максимальнолетнем режиме.
- •Энергетическое уравнение.
- •7.3 Расчет электрической мощности турбины на режимах противодавления.
- •8.1 Выхлопная часть турбины.
- •8Тэ1.1.12.00.00.00.Пз
- •8.2 Вибрация турбины
- •8.3 Аксиальные и радиальные зазоры
- •9.1 Анализ и допустимые уровни (нормы) вредных производственных факторов При работе турбоагрегата на человека действуют следующие опасные и вредные производственные факторы по гост 12.0.0.003-74:
- •9.2 Мероприятия, обеспечивающие безопасность ремонтных работ
- •9.2.1 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность ремонтных
- •9.2.2 Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность ремонтных работ.
- •9.2.3 Допуск к работе
- •9.2.4 Надзор во время работы
- •9.3 Инструкция по технике безопасности по ремонту турбоустановок
- •9.3.1 Меры безопасности при ремонте турбин
- •9.3.2 Разборка устройств регулирования
- •9.3.3 Ремонт масляной системы
- •9.3.4 Ремонт теплообменных аппаратов
- •9.4 Экологичность проекта.
- •8Тэ1.1.12.00.00.00.Пз
- •8Тэ1.1.12.00.00.00.Пз
- •Список использованных источников
9.4 Экологичность проекта.
Увеличение отпуска теплоты для покрытия возросших тепловых нагрузок на базе комбинированной выработки тепловой и электроэнергии позволяет на 20 – 25 % сократить расход топлива и снизить капиталовложения путем отказа от строительства неэкономичных мелких отопительных установок, являющихся источниками загрязнения воздушного бассейна. Снижение технологических потерь тепла с охлаждающей водой в конденсаторах паровых турбин является одним из эффективных методов уменьшения удельных расходов топлива на отпущенных киловатт-час и экономии топливно-энергетических ресурсов.
Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу выполнен для угля хоронорского месторождения.
Расчет сделан в сравнительной форме, с целью показать количество выбросов на котлах работающих с турбиной до и после модернизации:
Расчетные данные (среднее по штабелю за 1997):Ар= 20%, Wр= 29.3%, Qн = 3169 ккал/кг, Sр= 0.2 %, Op= 12.5 %, Cp= 37.5 %, Nг= 0.5 %.
Тепловые потери: q2, q3, q4, q5 (данные взяты из испытаний котлоагрегатов).
Расчеты производится для котла БКЗ - 220 для вариантов :
a). до модернизации;
b). после модернизации.
Расчет выбросов в атмосферу частиц золы и недожога.
Мтв= В (Ар/(100-Гун) аун) (1-)
a). 7917 (20/(100-4.9) 1) (1-0.97) = 50 г/с;
b). 7848 (20/(100-4.9) 1) (1-0.97)= 48 г/с;
где :
- В - расход натурального топлива на парогенератор, г/с;
- Ар - зольность топлива на рабочую массу, %;
- аун - доля золовых частиц и недожога, уносимых из котла = 1.00;
- - доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях = 0.97;
- Гун – содержание горючих в уносе, %.
Расчет выбросов в атмосферу окислов серы.
Количество окислов серы, поступающих в атмосферу с дымовыми газами в пересчете на SO2, г/с
Мso2 = 0.02 В Sp ( 1 - so2 ) =
a). 0.02 7917 0.2 ( 1- 0.2 ) = 26 г/с;
b). 0.02 7848 0.2 ( 1 - 0.2 ) = 25 г/с;
где:
- В - расход натурального топлива на парогенераторы, г/с;
- Sp - содержание серы в топливе на рабочую массу, % ;
- so2 - доля оксидов серы, связываемых летучей золой в газоходах парогенераторов, зависит от зольности топлива и содержания окиси кальция в летучей золе = 0.2.
Расчет выбросов в атмосферу окислов азота.
Количество окислов азота поступающих в атмосферу с дымовыми газами в пересчете на NO2, г/с
МNO2 = 0.34 10-7 К В Qн ( 1- 0.01 q4 ) =
a). 0.34 10-7 6 7917 13.2 0.413 0.85 ( 1 - 0.01 3.5) = 0.007 г/с;
b).0.34 10-7 6 7848 13.2 0.413 ( 1 - 0.01 3.5 ) = 0.007 г/с;
где:
- Qн - теплота сгорания натурального топлива, МДж / кг;
- - коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для прямоточных = 0.85);
- В - расход натурального топлива на парогенераторы, г/с;
- q4- потери теплоты с уносом от механической неполноты сгорания топлива, %;
- К - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота, кг/т условного топлива;
К=12 Dф/(200+D)
К=12 210/(200+220)=6
где:
- DиDф- номинальная и фактическая паропроизводительность котла, т/ч;
- - коэффициент, учитывающий содержание азота в топливе на выход оксидов азота;
Nг
0.5=0.413
где:
- Nг- содержание азота в топливе, %;
Расчет выбросов в атмосферу оксидов углерода.
Расчет выбросов оксидов углерода производится по формуле, г/с:
Мсо = 0.001 В Ссо ( 1- 0.01 q4 ) =
a). 0.001 7917 0.13 ( 1- 0.01 2.87 ) = 0.10 г/с;
b). 0.001 7848 0.13 ( 1- 0.01 3.5 ) = 0.99 г/с;
где:
- В - расход натурального топлива на парогенераторы, г/с;
- q4 и q3 – потери тепла от механического и химического недожога, %;
- Ссо – выход оксидов углерода при сжигании твердого, кг/т;
Ссо= q3 R Qн/1000
Ссо= 0.01 1 13278/1000=0.13
где:
- Qн – теплота сгорания низшая топлива, кДж/кг;
- R – коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленной содержанием оксида углерода в продуктах сгорания =1.0.
Вывод:
И так, расчет показал, что перевод турбины на режим работы с постоянным противодавлением дает снижение выбросов загрязняющих веществ по всем показателям. Это связано с экономией топлива на данном режиме работе. Таким образом модернизация позволяет не только повысить технико-экономические показатели ТЭЦ, но и благоприятно сказывается на экологической обстановке окружающей среды.
Перевод турбины на работу с противодавлением без пропуска пара через ЧНД в конденсатор позволяет повысить экономичность установки за счет:
1) полного исключения потерь тепла в конденсаторе с циркуляционной водой;
2) уменьшения расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ (на привод циркуляциионных и конденсатных насосов);
3) исключения подачи рабочего пара на основной эжектор;
4) сокращения объема работ по ремонту и обслуживанию турбоустановки (в связи с отключением из работы конденсатора, эжектора, насосов и др.).
Расчет экономической эффективности выполнен по методике / 1/ путем сравнения годовых приведенных затрат на выработку одинакового количества тепловой и электрический энергии в вариантах до и после модернизации турбины. Расчетная формула имеет вид:
;
(1)
где 31, З2- годовые приведенные затраты на выработку тепловой и электрической энергии в сравниваемых вариантах;
И1, И2 - годовые издержки производства в сравниваемых вариантах (годовые расходы на топливо в денежном выражении, затраты на текущие и средние ремонты, амортизационные отчисления, общестанционные расходы и др.);
К1, К2 - капитальные затраты в сравниваемых вариантах;
- годовая экономия
на издержках производства после
модернизации;
- дополнительные
капитальные затраты в варианте
модернизации;