Расчет тепловой схемы энергоблока с теплофикационной турбиной Т-175/210-130, расположенного в городе Красноярске, страница 6

B_р – расчетная производительность мельниц,

,      (3.20)

где k_з – коэффициент запаса.

Принимаем согласно рекомендациям [1,стр.43] для ММ и МВС k_з=1,1.

 кг/с,

т/ч.

 кВт.

Коэффициент затрат электроэнергии на СН для станции:

,                                                           

 = 175000кВт эл. мощность генератора;

.

КПД по отпуску электроэнергии:

             ,                                                           

             .

КПД по отпуску теплоты:

            

Удельный расход условного топлива по отпускаемой эл/энергии:

             кг у.т./кВт·ч;                                                

Удельный расход условного топлива по отпускаемой теплоте:

              кг у.т./кВт·ч теплоты;                                                                

                     кг у.т./Гкал

       Определим расход натурального топлива:

             ,

где - низшая теплота сгорания условного топлива,

= 12,9 МДж/кг.

         

5. Расчет дымовой трубы.

5.1. В соответствии с рекомендациями [1,стр.47], принимаем скорость газов в

       устье трубы w₀ = 27 м/с.

5.2. Определим суммарный выброс в атмосферу золы и несгоревших частиц

       топлива:

                                                      

       где  - механический недожог для каменных углей в топках с ЖШУ,

              - коэффициент уноса для бурых углей в топках с ЖШУ,

              - КПД электрофильтра.

       = 42,59 г/с.

5.3. Определим максимальное количество оксида серы, выбрасываемого с 

        дымовыми газами в атмосферу без учета улавливания SO₂ золой:

                                                              

  где - ллаааааалевуКПД очистки газов от окислов серы.

         Принимаем = 0,8.

  73,74 г/с.

5.4. Находим (в порядке оценки) суммарное количество окислов азота,

       выбрасываемых в атмосферу (с учётом систем подавления окислов азота):

       ,                               

где b₁ – поправочный коэффициент, учитывающий вид топочного процесса, 

       при сжигании бурых углей в топках с ЖШУ b₁ =0,6.

       b₂ - коэффициент, учитывающий вид топлива,

       для твердого топлива он равен 0,01.

  - КПД систем подавления окислов азота,

  при сжигании твёрдого топлива .

       Параметр К определяется как:

      ,                                                                        

       где – паропроизводительность парогенератора,

    .

г/с.

5.5. Определим минимально допустимую высоту дымовой трубы (при которой

        максимальная концентрация каждого вредного вещества не должна

        превышать соответствующую ПДК приведенные в табл.3.3.[1,стр.51]):

При выбросах золы и недогоревших частиц топлива:

,                                                          

где ПДК_А – предельно-допустимая концентрация недогоревшего топлива и

                     золы,

      по табл.3.3. [1, стр.51] ПДК_А = 0,5 мг/м³.

      - фоновая концентрация, которая учитывается для ТЭС, сооружа-

             ющихся в городах,

      принимаем =0,25×ПДК_А=0,25×0,5=0,125 мг/м³.

      Параметр М рассчитывается как:

      ,                                                     

 где z – суммарное число стволов,

                    А – коэффициент, учитывающий район строительства,

                     для Сибири A=200.

       F – коэффициент, учитывающий загрязнение,

        для выбросов золы F=2.

   m и n – коэффициенты, учитывающие скорость выхода дымовых   

                газов,

    для принятой скорости выхода дымовых газов m = 0,9; n = 1.

    t_г - температура газов на выходе из устья трубы,

    по рекомендациям [1, стр.51] принимаем при сжигании углей:

    t_г =127+0,5×(t_пв -270)=127+0,5×(232-270)=108 ⁰С.

    t_* – средняя температура окружающего воздуха самого холодного

          месяца,