Файл: Реферат Содержание Характеристика района размещения проектируемой станции 9.docx

, (305)

где f – безразмерный параметр, определяемый по формуле :

, (306)

.

.

Коэффициент n зависит от параметра , который определяется по формуле:

, (307)

.

Поскольку V_M>2, то n = 1.

Определяем высоту дымовой трубы:

м.

Принимаем ближайшее к полученному значение высоты дымовой трубы из стандартного ряда Н = 180 метров, что совпадает с ранее принятым значением. Выбираем железобетонную конструкцию дымовой трубы с противодавлением в зазоре. В ней между кирпичной футеровкой и железобетонной оболочкой имеется канал, в который подается нагретый воздух под давлением, препятствующим поступлению газов через футеровку, разрушительно действующих на железобетонную оболочку. Эти трубы более надежны.

Определим максимально возможную приземную концентрацию диоксида азота по формуле :

, (308)

где К_Р – безразмерный коэффициент , учитывающий рельеф местности (для ровной местности К_Р = 1);

мг/м³.

Проверим соблюдения условий экологической безопасности по концентрации вредных веществ в атмосфере. Проверить можно с помощью двух формул:

1. 
   С_М + С_Ф <= ПДК, (309)
   

0,352+0,1 = 0,402;

0,402<0,5, условие соблюдается;

2. 
   , (310)
   

;

0,704 < 1, условие соблюдается.

Таким образом, сооружение двух дымовых труб высотой 180 метров позволит обеспечить содержание диоксида азота и сернистого ангидрида в рамках ПДК.

Расстояние от дымовой трубы, на котором достигается значение максимальной приземной концентрации, определим по формуле :

---

, (311)

где d – безразмерный коэффициент, определяемый по формуле :

, (312)

,

Тогда

м.

Построим таблицу изменения приземной концентрации вредных веществ в зависимости от расстояния.

Для этого возьмем несколько различных значений расстояния от дымовой трубы Х и вычислим концентрацию вредных веществ на этих расстояниях по формуле :

С = С_М ∙ S, (313)

где S – параметр, зависящий от соотношения Х и Х_М.

Вычислим приземные концентрации вредных веществ на следующих расстояниях Х от дымовой трубы:

100; 1500; 4138,699; 8500; 11000; 13500; 16000; 18500; 21000; 23500; 26000; 28500; 31000; 32000 метров.

При S вычисляется по формуле :

, (314)

При параметр S вычисляется по формуле :

, (315)

При параметр S вычисляется по формуле :

, (316)

Результаты вычисления S и С при различных значениях Х сведены в таблЬцу 27.

Таблица 27. – Приземные концентрации оксида азота на различных расстояниях от дымовой трубы

Расстояние x, м	Отношение x/xм	Параметр, s	Концентрация c, мг/м3
100	0,024162	0,003391	0,001195
1500	0,362433	0,459043	0,161792
4138,699	1	1	0,352455
8500	2,053785	0,729812	0,257226
11000	2,65784	0,589053	0,207614
13500	3,261895	0,474154	0,167118
16000	3,865949	0,383972	0,135333
18500	4,470004	0,314105	0,110708
21000	5,074058	0,25995	0,091621
23500	5,678113	0,217671	0,076719
26000	6,282167	0,184323	0,064966
28500	6,886222	0,15772	0,055589
31000	7,490276	0,13625	0,048022
32000	7,731898	0,04421	0,015582

---

Построим график изменения приземной концентрации вредных веществ:



Рисунок 6. – Изменение приземной концентрации вредных веществ

---

4. Экономическая часть дипломного проекта

4. 1.Расчёт капиталовложений и динамика их освоения по годам инвестиционного периода

Для расчета капиталовложений используется метод определения капитальных затрат, основанный на использовании нормативных значений капитальных затрат в отдельные агрегаты электростанции. Станция работает на угле. Топливо ПВК-уголь.

Так как была выбрана компоновка станции с поперечными связями с 1×ПТ-140/165-130/9-4 , 4×ПТ-150/165-130/15-3М турбинами, капитальные затраты можно определить:

=z + 4+ 2+ 7 ; (317)

z – коэффициент приведения затрат к уровню текущего года;

=23,47 млн.р.- капитальные затраты на турбину ПТ-140/165-130/9-4

в первую очередь;

=11,64 млн.р.- капитальные затраты на турбину ПТ-150/165-130/15-3М во вторую очередь;

=16,32 млн.р. – капитальные затраты в первый парогенератор Е-500-13,8-560 КТ;

=10 млн.р. – капитальные затраты в последующий парогенератор Е-500-13,8-560 КТ;

=3,5 млн. р. – капитальные затраты на водогрейный котел КВГМ-180-150;

=1,20 – районный коэффициент учитывающий территориальные особенности строительства;

=100 (23,47+11,64 4+16,32 2+10 7+3,5

---

3) 1,20=21980,4 млн. р.

Строительство будем осуществлять в две очереди:

1. Установка головных агрегатов 1×ПТ-140/165-130/15-3М, 2×Е-500-13,8-560 КТ, 3×КВГМ-180-150. Капиталовложения в первую очередь – 7993,2 млн. руб.(36,36 %).

2. Установка 4×ПТ-150/165-130/9-4, 2×Е-500-13,8-560 КТ. Капиталовложения во вторую очередь – 13987,2 млн. руб.(63,63 %);

4. 2. Расчет показателей работы проектируемой ТЭЦ

Уточним расход топлива и его распределение по видам энергии с учетом динамики объемов выработки и полезного отпуска энергии с шин и коллекторов станции.

Годовая выработка электроэнергии:

, (318)

где – суммарная электрическая мощность ТЭЦ;

часов – продолжительность отопительного периода;

– коэффициент использования электрической мощности ТЭЦ в летний период (0,7-0,8);

– продолжительность летнего периода.

МВт·ч.

Расход электроэнергии на собственные нужды:

, (319)

где % – коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды.

МВт·ч.

Годовой отпуск электроэнергии с ТЭЦ:

. (320)

МВт·ч.

Годовой отпуск тепла от ТЭЦ:

Гкал – годовой расход тепла на отопление, согласно температурного графика;

Гкал – годовой расход тепла на производство.

Тогда годовой отпуск тепла от ТЭЦ составит:

Гкал.

Годовой расход топлива на выработку электроэнергии:

, (321)

тыс. т.у.т.

---