Проект реконструкции Кемеровской ГРЭС
|
Реферат 2
ВВЕДЕНИЕ 6
1 Описание реконструкции 7
1.1 Характеристика КемГРЭС. Основное оборудование 7
1.2 Конструкция и характеристика котельного агрегата ТП-87-1 9
1.2.1 Основные параметры котла 9
1.2.2 Топочная камера 9
1.2.3 Горелочные устройства 13
1.2.4 Барабан и сепарационное устройство 14
1.2.5 Система пароперегревателей 14
1.2.6 Воздухоподогреватель 15
1.2.7 Водяной экономайзер 16
1.3 Система пылеприготовления. Вспомогательное оборудование котла ... 16
1.4. Обоснование варианта реконструкции 19
1.4.1 Технологии сжигания топлива 19
1.4.1.1 Использование топок с кипящем слоем 19
1.4.1.2 Использование топок с циркуляционным кипящем слоем 20
1.4.2 Газификация топлива 21
1.4.3 Анализ топлива 22
1.4.4 Вариант перевода котла с ЖШУ на ТШУ 25
2 Расчетная часть 27
2.1 Расчет котла до реконструкции 27
2.1.1 Расчет коэффициентов избытка воздуха в верхней части топки и
присосы воздуха в отдельных поверхностях нагрева 27
2.1.2 Расчет объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания 29
2.1.2.1 Объемы теоретического количества воздуха и продуктов сгорания
при коэффициенте воздуха больше единицы 29
2.1.2.2 Действительные объемы продуктов сгорания 30
2.1.3 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания 31
2.1.4 Экономичность работы парового котла. Расход топлива на котел 33
2.1.4.1 Коэффициент полезного действия и потери теплоты 33
2.1.4.2 Определение расхода топлива на котел 36
2.1.5 Тепловой расчет топочной камеры 37
2.1.5.1 Конструктивные характеристики топочной камеры 37
2.1.5.2 Расчет теплообмена в топке 38
2.1.6 Расчет тепловосприятия радиационного пароперегревателя 43
2.1.7 Расчет тепловосприятия ширмовой поверхности пароперегревателя 46
2.1.8 Расчет конвективного пароперегревателя 55
2.1.9 Расчет хвостовых поверхностей нагрева 58
2.1.9.1 Расчет воздухоподогревателя первой ступени 58
2.1.9.2 Расчет водяного экономайзера первой ступени 60
2.2 Расчет котла после реконструкции 63
2.2.1 Тепловой расчет после реконструкции котла 63
2.2.2 Очистка поверхностей нагрева котла 67
2.3 Выбор и расчет системы пылеприготовления и горелочных устройств 68
2.3.1 Тепловой расчет системы пылеприготовления 68
2.3.1.1 Выбор сушильного агента и схемы пылеприготовления 68
2.3.1.2 Выбор мельничного устройства 69
2.3.1.3 Тепловой баланс сушильно-мельничной системы 70
2.3.2 Пересчет производительности углеразмольных мельниц на другое топливо 73
2.3.2.1 Пересчет производительности мельницы 73
2.3.2.2 Определение сушильной производительности мельницы 75
2.3.3 Расчет горелочных устройств 77
2.3.3.1 Выбор типоразмера горелочных устройств 77
2.3.3.2 Определение проходных сечений 78
2.3.3.3 Расчет конструктивных размеров горелок 80
2.4 Аэродинамический расчет котла 81
2.4.1 Расчет газового тракта 82
2.4.1.1 Расчет сопротивления ширмового пароперегревателя 82
2.4.1.2 Расчет сопротивления конвективного пароперегревателя 83
2.4.1.3 Расчет сопротивления водяного экономайзера второй ступени 83
2.4.1.4 Расчет сопротивления трубчатого воздухоподогревтаеля второй
ступени 84
2.4.1.5 Расчет сопротивления водяного экономайзера первой ступени 85
2.4.1.6 Расчет сопротивления трубчатого воздухоподогревтаеля первой
ступени 86
2.4.1.7 Расчет сопротивления газоходов 87
2.4.1.8 Расчет гидравлического сопротивления золоуловителя 91
2.4.1.9 Расчет сопротивления дымовой трубы 91
2.4.1.10 Расчет самотяги 92
2.4.1.11 Расчет перепада полных давлений по газовому тракту 93
2.4.1.12 Выбор типоразмера дымососа. Определение его
производительности, напора и мощности привода 95
2.4.2 Расчет воздушного тракта 96
2.4.2.1 Расчет сопротивления воздухопроводов холодного воздуха 97
2.4.2.2 Расчет сопртовиления калориферов 98
2.4.2.3 Расчет сопротивления воздухоподогревателя первой ступени 98
2.4.2.4 Расчет сопротивления воздухоподогревателя второй ступени 99
2.4.2.5 Расчет сопротивления воздухопроводов горячего воздуха 100
2.4.2.6 Расчет сопротивления топочных и горелочных устройств 101
2.4.2.7 Расчет самотяги 101
2.4.2.8 Расчет перепада полных давлений по воздушному тракту 102
2.4.2.9 Выбор типоразмера дутьевого вентилятора. Определение его
производительности, напора и мощности привода 103
2.5 Расчет естественной циркуляции средней секции фронтального экрана 105
3 Расчет вредных выбросов 117
3.1 Расчет вредных выбросов до реконструкции 117
3.2 Расчет вредных выбросов после реконструкции 121
4 Экономическая часть 124
4.1 Исходные данные 124
4.2 Расчёт себестоимости единицы тепловой и электрической энергии ... 124
4.3 Расчёт экономической эффективности капитальных вложений 125
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 128
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 129
ВВЕДЕНИЕ 6
1 Описание реконструкции 7
1.1 Характеристика КемГРЭС. Основное оборудование 7
1.2 Конструкция и характеристика котельного агрегата ТП-87-1 9
1.2.1 Основные параметры котла 9
1.2.2 Топочная камера 9
1.2.3 Горелочные устройства 13
1.2.4 Барабан и сепарационное устройство 14
1.2.5 Система пароперегревателей 14
1.2.6 Воздухоподогреватель 15
1.2.7 Водяной экономайзер 16
1.3 Система пылеприготовления. Вспомогательное оборудование котла ... 16
1.4. Обоснование варианта реконструкции 19
1.4.1 Технологии сжигания топлива 19
1.4.1.1 Использование топок с кипящем слоем 19
1.4.1.2 Использование топок с циркуляционным кипящем слоем 20
1.4.2 Газификация топлива 21
1.4.3 Анализ топлива 22
1.4.4 Вариант перевода котла с ЖШУ на ТШУ 25
2 Расчетная часть 27
2.1 Расчет котла до реконструкции 27
2.1.1 Расчет коэффициентов избытка воздуха в верхней части топки и
присосы воздуха в отдельных поверхностях нагрева 27
2.1.2 Расчет объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания 29
2.1.2.1 Объемы теоретического количества воздуха и продуктов сгорания
при коэффициенте воздуха больше единицы 29
2.1.2.2 Действительные объемы продуктов сгорания 30
2.1.3 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания 31
2.1.4 Экономичность работы парового котла. Расход топлива на котел 33
2.1.4.1 Коэффициент полезного действия и потери теплоты 33
2.1.4.2 Определение расхода топлива на котел 36
2.1.5 Тепловой расчет топочной камеры 37
2.1.5.1 Конструктивные характеристики топочной камеры 37
2.1.5.2 Расчет теплообмена в топке 38
2.1.6 Расчет тепловосприятия радиационного пароперегревателя 43
2.1.7 Расчет тепловосприятия ширмовой поверхности пароперегревателя 46
2.1.8 Расчет конвективного пароперегревателя 55
2.1.9 Расчет хвостовых поверхностей нагрева 58
2.1.9.1 Расчет воздухоподогревателя первой ступени 58
2.1.9.2 Расчет водяного экономайзера первой ступени 60
2.2 Расчет котла после реконструкции 63
2.2.1 Тепловой расчет после реконструкции котла 63
2.2.2 Очистка поверхностей нагрева котла 67
2.3 Выбор и расчет системы пылеприготовления и горелочных устройств 68
2.3.1 Тепловой расчет системы пылеприготовления 68
2.3.1.1 Выбор сушильного агента и схемы пылеприготовления 68
2.3.1.2 Выбор мельничного устройства 69
2.3.1.3 Тепловой баланс сушильно-мельничной системы 70
2.3.2 Пересчет производительности углеразмольных мельниц на другое топливо 73
2.3.2.1 Пересчет производительности мельницы 73
2.3.2.2 Определение сушильной производительности мельницы 75
2.3.3 Расчет горелочных устройств 77
2.3.3.1 Выбор типоразмера горелочных устройств 77
2.3.3.2 Определение проходных сечений 78
2.3.3.3 Расчет конструктивных размеров горелок 80
2.4 Аэродинамический расчет котла 81
2.4.1 Расчет газового тракта 82
2.4.1.1 Расчет сопротивления ширмового пароперегревателя 82
2.4.1.2 Расчет сопротивления конвективного пароперегревателя 83
2.4.1.3 Расчет сопротивления водяного экономайзера второй ступени 83
2.4.1.4 Расчет сопротивления трубчатого воздухоподогревтаеля второй
ступени 84
2.4.1.5 Расчет сопротивления водяного экономайзера первой ступени 85
2.4.1.6 Расчет сопротивления трубчатого воздухоподогревтаеля первой
ступени 86
2.4.1.7 Расчет сопротивления газоходов 87
2.4.1.8 Расчет гидравлического сопротивления золоуловителя 91
2.4.1.9 Расчет сопротивления дымовой трубы 91
2.4.1.10 Расчет самотяги 92
2.4.1.11 Расчет перепада полных давлений по газовому тракту 93
2.4.1.12 Выбор типоразмера дымососа. Определение его
производительности, напора и мощности привода 95
2.4.2 Расчет воздушного тракта 96
2.4.2.1 Расчет сопротивления воздухопроводов холодного воздуха 97
2.4.2.2 Расчет сопртовиления калориферов 98
2.4.2.3 Расчет сопротивления воздухоподогревателя первой ступени 98
2.4.2.4 Расчет сопротивления воздухоподогревателя второй ступени 99
2.4.2.5 Расчет сопротивления воздухопроводов горячего воздуха 100
2.4.2.6 Расчет сопротивления топочных и горелочных устройств 101
2.4.2.7 Расчет самотяги 101
2.4.2.8 Расчет перепада полных давлений по воздушному тракту 102
2.4.2.9 Выбор типоразмера дутьевого вентилятора. Определение его
производительности, напора и мощности привода 103
2.5 Расчет естественной циркуляции средней секции фронтального экрана 105
3 Расчет вредных выбросов 117
3.1 Расчет вредных выбросов до реконструкции 117
3.2 Расчет вредных выбросов после реконструкции 121
4 Экономическая часть 124
4.1 Исходные данные 124
4.2 Расчёт себестоимости единицы тепловой и электрической энергии ... 124
4.3 Расчёт экономической эффективности капитальных вложений 125
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 128
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 129
Российский энергетический сектор - один из основных источников загрязнения окружающей среды, на его долю приходится более 50 процентов выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух. Основной причиной этому являются действующие угольные электростанции, выбрасывающие большое количество вредных веществ вместе с продуктами сгорания топлива.
В связи с этим, основной целью государственной энергетической политики в сфере обеспечения экологической безопасности энергетики является последовательное ограничение нагрузки топливно-энергетического комплекса на окружающую среду и климат путем снижения выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду.
В настоящее время, большое количество котельных агрегатов электростанций оснащены топочными камерами с жидким шлакоудалением. У таких котлов, работающих на твердом топливе, имеется ряд серьезных проблем: уменьшенная паропроизводительность из-за сильного шлакования и загрязнения поверхностей нагрева котла, и как следствие этого - повышенные затраты на эксплуатацию; низкие показатели экологичности таких топок, в связи с повышенным образованием оксидов азота; большие показатели механического недожога и уноса несгоревших частиц топлива и как вывод - низкая экономичность работы котла, неудовлетворительный коэффициент полезного действия.
Кемеровская ГРЭС является главным источником электрической и тепловой энергии города Кемерово и близлежащих населенных пунктов. На данной электростанции установлено 5 котлов ТП-87-1, работающих на каменном угле кузнецкого месторождения марки «СС». По опытным данным концентрация оксидов азота на данных котлах превышает предельно- допустимую. Для одного такого котла концентрация NOx составляет порядка 1100-1200 мг/м3, в то время как, в соответствии с ГОСТ Р 50931-95, ПДК NOx для котлов производительностью 420 т/ч и более при сжигании каменных углей, с системой жидкого шлакоудаления, должна составлять не более 570 мг/м3.
Таким образом, перевод на ТШУ, будет обоснованным решением для проекта реконструкции данных котлов на КемГРЭС. Такой проект поможет решить задачи по уменьшению выбросов вредных веществ в атмосферу, а также повышению экономичности работы станции и усовершенствованию технологических процессов ТЭС.
Объектом исследования является котельный агрегат ТП-87-1 с ЖШУ КемГРЭС, при сжигании кузнецкого каменного угля.
Предметом исследования являются процессы, свойства и показатели работы данного котельного агрегата.
Цель работы - уменьшение выбросов оксидов азота на выходе из котла до предельно допустимых, повышение экономичности работы котла и электростанции, выявление необходимых изменений и комплекса работ.
В связи с этим, основной целью государственной энергетической политики в сфере обеспечения экологической безопасности энергетики является последовательное ограничение нагрузки топливно-энергетического комплекса на окружающую среду и климат путем снижения выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду.
В настоящее время, большое количество котельных агрегатов электростанций оснащены топочными камерами с жидким шлакоудалением. У таких котлов, работающих на твердом топливе, имеется ряд серьезных проблем: уменьшенная паропроизводительность из-за сильного шлакования и загрязнения поверхностей нагрева котла, и как следствие этого - повышенные затраты на эксплуатацию; низкие показатели экологичности таких топок, в связи с повышенным образованием оксидов азота; большие показатели механического недожога и уноса несгоревших частиц топлива и как вывод - низкая экономичность работы котла, неудовлетворительный коэффициент полезного действия.
Кемеровская ГРЭС является главным источником электрической и тепловой энергии города Кемерово и близлежащих населенных пунктов. На данной электростанции установлено 5 котлов ТП-87-1, работающих на каменном угле кузнецкого месторождения марки «СС». По опытным данным концентрация оксидов азота на данных котлах превышает предельно- допустимую. Для одного такого котла концентрация NOx составляет порядка 1100-1200 мг/м3, в то время как, в соответствии с ГОСТ Р 50931-95, ПДК NOx для котлов производительностью 420 т/ч и более при сжигании каменных углей, с системой жидкого шлакоудаления, должна составлять не более 570 мг/м3.
Таким образом, перевод на ТШУ, будет обоснованным решением для проекта реконструкции данных котлов на КемГРЭС. Такой проект поможет решить задачи по уменьшению выбросов вредных веществ в атмосферу, а также повышению экономичности работы станции и усовершенствованию технологических процессов ТЭС.
Объектом исследования является котельный агрегат ТП-87-1 с ЖШУ КемГРЭС, при сжигании кузнецкого каменного угля.
Предметом исследования являются процессы, свойства и показатели работы данного котельного агрегата.
Цель работы - уменьшение выбросов оксидов азота на выходе из котла до предельно допустимых, повышение экономичности работы котла и электростанции, выявление необходимых изменений и комплекса работ.
В данной выпускной квалификационной работе была рассмотрена и проработана реконструкция Кемеровской ГРЭС, в виде перевода котельного агрегата ТП-87-1 на твердое шлакоудаление, и как следствие произведено уменьшение выбросов оксидов азота.
В ходе работы был проведен анализ технологий по уменьшению выбросов вредных веществ, разработано техническое решение по реконструкции котла. Произведен тепловой расчет котла до реконструкции, а также выполнен укрупненный расчет котла после реконструкции. В результате перевода котла на ТШУ наблюдается снижение температуры дымовых газов на выходе из топки на 88,874 °C, снижается тепловое напряжение топочных экранов. Как следствие меняется и температурный режим поверхностей нагрева котла, а также их конструктивные особенности. Для очистки ширмовых поверхностей нагрева, с целью улучшения теплообменных процессов, был выбран обдувочный аппарат ОГП 221ЭОБ081 завода «КрасМаш». В расчете пылесистемы котла была выбрана и рассчитана газовоздушная сушка топлива с прямым вдуванием, выбрано новое мельничное устройство ММТ 1500/1910/740 с производительностью на эталонное топливо = 23,4 т/ч. Также был выбран новый тип горелочных устройств - прямоточно-щелевая горелка с односторонней подачей пылевоздушной смеси, рассчитаны ее основные размеры, выбрана встречно¬фронтальная компоновка горелок. Далее был произведен расчет аэродинамического тракта котла, по найденным значениям напоров и производительности тягодутьевого оборудования, были выбраны новые марки данного вспомогательного оборудования: для дымососа - Д-20х2 с числом оборотов п =740 об/мин, для дутьевого вентилятора - ВДН-20-II У с числом оборотов п =740 об/мин. Затем необходимо было провести гидравлический расчет средней секции фронтального контура котельного агрегата, с целью проверки циркуляции на запас и опрокидывание. В результате расчета коэффициент запаса по застою составил 11,57, коэффициент запаса по опрокидыванию 2,21.
Далее был осуществлен расчет вредных выбросов, в частности оксидов азота, оксидов серы и твердых частиц, до и после реконструкции. Результаты показывают, что наблюдается уменьшение оксидов азота до значения меньше нормативных.
Экономическая часть проекта отражает капитальные затраты, внесенные для реконструкции, сроки окупаемости данного проекта составили: простой срок оккупаемости 7,44 лет, дисконтированный срок окупаемости 11,69 лет.
В результате выполнения данного проекта была достигнута цель по уменьшению вредных выбросов оксидов азота, а также ряд других эффектов, которые благоприятно влияют на работу котельного агрегата и станции в целом.
В ходе работы был проведен анализ технологий по уменьшению выбросов вредных веществ, разработано техническое решение по реконструкции котла. Произведен тепловой расчет котла до реконструкции, а также выполнен укрупненный расчет котла после реконструкции. В результате перевода котла на ТШУ наблюдается снижение температуры дымовых газов на выходе из топки на 88,874 °C, снижается тепловое напряжение топочных экранов. Как следствие меняется и температурный режим поверхностей нагрева котла, а также их конструктивные особенности. Для очистки ширмовых поверхностей нагрева, с целью улучшения теплообменных процессов, был выбран обдувочный аппарат ОГП 221ЭОБ081 завода «КрасМаш». В расчете пылесистемы котла была выбрана и рассчитана газовоздушная сушка топлива с прямым вдуванием, выбрано новое мельничное устройство ММТ 1500/1910/740 с производительностью на эталонное топливо = 23,4 т/ч. Также был выбран новый тип горелочных устройств - прямоточно-щелевая горелка с односторонней подачей пылевоздушной смеси, рассчитаны ее основные размеры, выбрана встречно¬фронтальная компоновка горелок. Далее был произведен расчет аэродинамического тракта котла, по найденным значениям напоров и производительности тягодутьевого оборудования, были выбраны новые марки данного вспомогательного оборудования: для дымососа - Д-20х2 с числом оборотов п =740 об/мин, для дутьевого вентилятора - ВДН-20-II У с числом оборотов п =740 об/мин. Затем необходимо было провести гидравлический расчет средней секции фронтального контура котельного агрегата, с целью проверки циркуляции на запас и опрокидывание. В результате расчета коэффициент запаса по застою составил 11,57, коэффициент запаса по опрокидыванию 2,21.
Далее был осуществлен расчет вредных выбросов, в частности оксидов азота, оксидов серы и твердых частиц, до и после реконструкции. Результаты показывают, что наблюдается уменьшение оксидов азота до значения меньше нормативных.
Экономическая часть проекта отражает капитальные затраты, внесенные для реконструкции, сроки окупаемости данного проекта составили: простой срок оккупаемости 7,44 лет, дисконтированный срок окупаемости 11,69 лет.
В результате выполнения данного проекта была достигнута цель по уменьшению вредных выбросов оксидов азота, а также ряд других эффектов, которые благоприятно влияют на работу котельного агрегата и станции в целом.
Подобные работы
- Реконструкция релейной защиты линии 220кВ Новосибирской энергосистемы
Магистерская диссертация, электротехника. Язык работы: Русский. Цена: 6400 р. Год сдачи: 2017