(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей
136
Введение
Энергетика Республики Беларусь вступила в непростой шаг собственного развития, определяющийся предстоящим значимым ростом употребления электроэнергии. При всем этом происходит удорожание первичных энергоресурсов, ужесточение экологических требований к генерирующим источникам. сразу с выработкой оборудованием почти всех ТЭС собственного расчетного ресурса, имеется кризис в строительстве атомных электростанций, недопустимое сокращение резерва мощностей энергосистем, также понижением их маневренности.
В этих критериях во избежание серьезнейших срывов энергоснабжения, в том числе в коммунально-бытовой сфере, нужно вместе с используемыми мерами по экономии энергоресурсов, переосмысление стереотипных принципов развития энергетики, реализация новейшего подхода к достижению экономии горючего на выработку электроэнергии, увеличению маневренности, продлению сроков службы, обеспечению нужной надежности оборудования термических электростанций.
Важной задачей энергетики является увеличение эффективности на базе совершенствования имеющегося оборудования, режимов его использования, сотворения новейших укрупненных технологических установок и методов их эксплуатации. Современные энергосистемы характеризуются широким применением крупноблочных генерирующих агрегатов. Энергетический комплекс — одно из главных базисных звеньев экономики республики, обеспечивающий устойчивое социально-экономическое развитие нашего страны. Имеющееся состояние и технический уровень работающих мощностей стают критичными. Израсходывали собственный проектный ресурс 53% оборудования электроэнергетики. Согласно прогнозу электропотребления в Белоруссии к 2005 году достигнет уровня 1990 года. Исходя из этого, генерирующие источники для нужд республики следует вводить с учетом необходимости замещения 3 млн кВт выбывающих мощностей.
На сегодняшнем шаге, при ограниченном инвестировании развития электроэнергетики, ветвь в более непростой период до 2002г. обязана идти на самый дешёвый метод реконструкции электростанций и котельных — продление срока их эксплуатации методом подмены отдельных узлов и деталей, увеличивающий продолжительность службы сплава и т.п. Экономически оправданной является не подмена отдельных узлов и частей, а полная подмена основного оборудования улучшенными эталонами с усовершенствованными экономическими показателями.
Для сложившейся структуры топливного баланса в электроэнергетике республики, где толика использования газа повсевременно вырастает и к 2005 году достигнет практически 80%, приоритетным направлением обязано стать применение более действенных и экологически незапятнанных парогазовых и газотурбинных установок с высочайшим КПД.
В течение рассматриваемого периода ожидаются конфигурации и в структуре ввода мощностей, существенно возрастет толика реконструкции. По сопоставлению с новеньким строительством: в суммарном вводе мощностей вырастет толика теплофикационных установок. Чтоб достигнуть наиболее действенного горючее использования, доминирующим обязано стать комбинированное Создание термический и электронной энергии.
Способности использования нестандартных и возобновляемых источников энергии в Белоруссии весьма ограничены, в совокупы они сумеют обеспечить не наиболее 5% всей расчетной потребности горючего республики.
Тем не наименее такие энергоисточники для республики весьма важны, так как в отличие от остальных мощностей они дают настоящую просто учитываемую экономию горючего, являются экологически незапятнанными и обеспечивают переход к кропотливому энергосбережению и заботливой экономике. Главными направлениями развития нестандартной энергетики на ближайшую перспективу должны стать освоение гидроэнергетических ресурсов, также внедрение древесной массы, бытовых отходов, биогаза и потенциала ветра.
Предстоящая тарифная и ценовая Политика топливно-энергетического комплекса Беларуси ориентирована на установление таковых цен на горючее и энергию, которые будут отражать в полном объёме Издержки на Создание и распределение топливно-энергетических ресурсов. При всем этом на ближайшую перспективу главными упорами тарифной политики должны стать отмена перекрестного субсидирования и понижения тарифов для индустрии в республике.
Для реализации намеченной энергетической политики нужно решение последующих первоочередных задач:
Предстоящее понижение энергоемкости внутреннего валового продукта;
Нормализация расчетов потребителей за энергоресурсы;
Улучшение законодательно-правовой базы для отраслей в критериях имеющихся монополий;
Создание критерий гос поддержки компаниям;
Вербование зарубежных инвесторов;
Улучшение управления отраслями.
Последовательное и успешное воплощение энергетической политики нашего страны обеспечит не только лишь действенное и надежное энергоснабжение народного хозяйства республики, да и решающим образом убыстрит экономическое возрождение Белоруссии, дозволит повысить актуальный уровень ее населения.
1. Обоснование строительства ТЭЦ и выбор основного оборудования
1.1 Величины термических нагрузок
Строим ТЭЦ для обеспечения городка с популяцией 190 тыщ обитателей. Выбираем оборудование три блока Т-250/300-240 с котлоагрегатами ТГМП-314.
Номинальная термическая перегрузка теплофикационных и технологических отборов для турбин /11/ приведена в таблице 1:
Таблица 1. Величины отборов турбин.
Тип турбоагрегата
количество
QТФО, Гкал/ч
QТХО, Гкал/ч
Т-250-240
3
330
—
Количество теплоты, отдаваемое термическому пользователю на теплофикацию из отборов турбин:
Qчтфо=3Qтфо т-250=3.330=990 Гкал/ч.
Принимаем коэффициент теплофикации: aтф=0,6./11/
Общее количество теплоты, отпускаемой от ТЭЦ на теплофикацию:
QТЭЦтф=Qчтфо/aтф=9900,6= 1650 Гкал/ч;
1.2 Обоснование термических нагрузок
Определим число обитателей, снабжаемых теплом. Для этого примем тс=0,9. Удельный расход тепла на 1-го обитателя и число часов использования максимума перегрузки составляет/11/:
для отопления и вентиляции qОВГОД=13,1 Гкал/годчел; hОВMAX=2500 час.
для жаркого водоснабжения qГВГОД=8,1 Гкал/годчел; hГВMAX=3500 час.
час.
тогда число обитателей определяем как:
zрасч =QТЭЦтф. т.с.hmaxтф/qгодуд=1650..0,9.2800/21,2=196000обитателей
Население городка к началу расчетного периода
zнач=zрасч/(1+i/100)Трасч=196132/(1+1,5/100)5=182000обитателей
где i-ежегодный прирост населения городка; Трасч-время, через которое ТЭЦ достигнет проектной перегрузки.
Термическая перегрузка к началу расчетного периода
Qтф.нач=QТЭЦтф.zнач/zрасч=1650.182000/196000=1531,6 Гкал/ч
Определим годичную отопительную нагрузку к расчетному периоду:
отопление и вентиляция
QГОДО+В=zрасч.qГОДО+В=196132. 13,1=2569329,2 Гкал/год
горячее водоснабжение
QГОДГ.В=zрасч. qГОДГ.В=196132.8,1=1588669,2 Гкал/год
Наибольшие часовые перегрузки для расчетного года:
отопление и вентиляция
QPО+В= QГОДО+В/ hО+ВMAX=2569329,2/2500=1027,7 Гкал/час
горячее водоснабжение
QPГ.В= QГОДГ.В/ hГ.ВMAX=1588669,2/3500=453,9 Гкал/час
Тогда суммарный годичный отпуск тепла от ТЭЦ к расчетному году:
QТЭЦтф.год=( QГОДО+В+ QГОДГ.В)/т.с=(2569329,2+1588669,2)/0,9=
=4619998,2 Гкал/год
Суммарный часовой отпуск тепла от ТЭЦ:
QТЭЦтф=(QPО+В +QPГ.В)/т.с=(1027,7+453,9)/0,9=1646,2 Гкал/час
Годичный отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ
QТЭЦтф.о.год= QТЭЦтф.год. aтфГОД=4619998,2.0,89=4111798,4 Гкал/год
где aтфГОД — годичный коэффициент теплофикации
1.3 Выбор основного оборудования ТЭЦ
В согласовании с величиной и структурой термических нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем последующий состав основного оборудования: 3Т-250-240. За конкурирующий вариант строительства ТЭЦ принимаем 4Т-180-130.
1.4 Выбор пиковых водогрейных котлов
Исходя из теплофикационной перегрузки в номинальном режиме и суммарного номинального отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин, часовой отпуск тепла от ПВК определяется:
Qпвк=Qтэцтф-Qтэцтфо=1650-990= 660 Гкал/ч.
n=QПВК180=660180=3,67
Принимаем 4 пиковых водогрейных котла типа КВГМ-180 производительностью по 180 Гкал/ч./17/
1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии
Разглядим и сравним два варианта состава основного оборудования ТЭЦ:
вариант I — 3хТ-250-240;
вариант II — 4хТ-180-130.
1.5.1 Расчёт финансовложений в ТЭЦ
Финансовложения в основное оборудование ТЭЦ /11/ приведены в таблице 2
Таблица 2. Финансовложения в основное оборудование (вариант 1)
Тип
Издержки на 1 ед. оборудования (млн. у.е.)
оборудования
головной
следующий
Т-250/300-240+1000 т/ч
96
60
КВГМ-180
—
3,5
Найдём финансовложения в термо сети и ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока). Принимаем среднюю протяжённость термических сетей ТС=15км, а ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)=25км.
Удельные финансовложения: в термо сети —
kТС=4106 у.е./км /11/, в ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — kЛЭП=0,56 у.е./км.
Полные финансовложения:
в ТС —
KТС= kТС lТС=410615=60 млн у.е.,
в ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) —
KЛЭП= kЛЭП lЛЭП=0,5610625=14 млн у.е..
Тогда общие финансовложения в ТЭЦ:
КТЭЦ= К1Т-250+2.К 2Т-250+4КПВК= 6+2.60+43,5=230 млн у.е..
Удельные финансовложения в ТЭЦ:
kТЭЦ=КТЭЦ/NТЭЦ=230/750=0,307 млн у.е./МВт;
Произведем аналогичный расчет для второго варианта. Состав основного оборудования ТЭЦ для второго варианта приведен в таблице 3
Таблица 3. Состав основного оборудования (вариант 2)
Тип турбоагрегата
количество
QТФО, Гкал/ч
QТХО, Гкал/ч
Т-180/210-130+670 т/ч
4
270
—
Номинальный часовой отпуск тепла от турбин:
QТФОТ-180=270 Гкал/ч /17/;
QТФО =4270=1080 Гкал/ч;
Часовой отпуск тепла от ТЭЦ:
QТФ=QТФО/ТФ=1080/0,6= 1800 Гкал/ч
Годичный отпуск тепла от ТЭЦ:
QгТФ= QТФОhТФ/ГОДТФ =10803500/0,89= 4247191 Гкал/год
Нужный отпуск теплоты от ПВК
Qпвк=Qтф-Qтфо=1800-1080= 720 Гкал/ч.
n=QПВК180=720180=4 шт.
Ставим четыре ПВК КВГМ-180, стоимостью 3,5 млн.у.е. любой /11/; финансовложения показаны в таблице 4
Таблица 4. Финансовложения в основное оборудование (вариант 2)
Тип
Издержки на 1 оборудования (млн.у.е. )
оборудования
головной
следующий
Т-180/210-130+670 т/ч
70
50
КВГМ-180
—
3,5
Финансовложения в термо сети и ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) принимаем таковыми же как и в варианте I:
в ТС —
KТС= kТС lТС=410615=60 млн.у.е.,
в ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) —
KЛЭП= kЛЭП lЛЭП=0,5610625=14 млн.у.е..
Общие финансовложения в ТЭЦ:
КТЭЦ= К1Т-180+4К2Т-180+5КПВК=70+350+43,5=234 млн. у.е.
Удельные финансовложения в ТЭЦ:
kТЭЦ=КТЭЦ/NТЭЦ=235,2/720=0,325 млн.у.е./МВт
1.5.2 Определение годичного расхода горючего на ТЭЦ
Определим годичный расход горючего для первого варианта состава оборудования.
Годичный расход горючего на ТЭЦ определяется на базе энергетических черт турбо- и котлоагрегатов (см. таблицу 5)./11/
Таблица 5. Энерго свойства турбин Т-250/300-240, МВт/МВт
Турбина
rk
r
WТХО
WТФО
c
а
Т-250
1,98
1.32
—
0.63
40,7
39,6
Qтгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо;
Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT,
где a — расходы теплоты на холостой ход,МВт;
c — утраты в отборах,МВт;
T — число часов работы турбины в году, ч/год;
h — годичное число часов использования электронной мощности, ч/год;
rк — относительный прирост для конденсационного потока;
Dr — уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;
Wтхо -удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;
Wтфо — удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.
Принимаем /11/:
T=6000 ч/год; h=5500 ч/год; hтфо=3500 ч/год.
Этт-250=0,63.384.3500-40,7.6000=602520 МВт-ч/год;
Qтгод т-250=39,6.6000+1,98.250.5500-1,32.602520+384.3500=
=3508773,6 МВт-ч/год;
Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
Этэц=SNihi(1-DЭс.н./100)
Эсн=6%
Этэц=750.5500(1-6/100)=3,88106 МВт-ч/год.
Общая Потребность в теплоте от паровых котлов:
Qка=1,02(SQт+Qроу);
Qроу=(1-aтх)Qтх,
где Qтх=0; Qроу=0
Qка=1,02(33508773,6)=10,53.106 МВт-ч/год.
Годичный расход условного горючего на паровые котлы:
Bка=Qка/(КАКП)=10,53106/(0,93.8,14)=1,39106 т у.т./год,
где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.
Расход горючего на ПВК:
пвк=Qпвкhтфо(1-aтф год)/(hпвкKп)=660.3500(1-0,89)/(0,86.8,14)=
=36297,9 т у.т./год,
где aтф год— годичный коэффициент теплофикации при часовом aтф=0,6 /11/.
Годичный расход условного горючего на ТЭЦ:
Bтэц=Bка+Bпвк=1,39106+36297,9=1,426.106 т у.т./год.
Определим годичный расход горючего для второго варианта состава оборудования.
Энерго свойства /11/ для турбин приведены в таблице 6.
Таблица 6. Энерго свойства турбин Т-180/210-130, МВт/МВт
Турбина
rk
r
WТХО
WТФО
c
а
Т-180
2.316
1.3
—
0.6
24,4
29,89
Qтгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо;
Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT,
Этт-180=0,6.314.3500-24,4.6000=513000 МВт-ч/год;
Qтгод т-180=29,89.6000+2,316.180.5500-1,3.513000+314.3500=
=2904280 МВт-ч/год;
Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
Этэц=SNihi(1-DЭс.н./100);
Эсн=8%
Этэц=720.5500(1-8/100)=3,64.106 МВт-ч/год.
Общая Потребность в теплоте от паровых котлов:
Qка=1,02(SQт+Qроу);
Qроу=(1-aтх)Qтх,
где Qтх=0; Qроу=0
Qка=1,02(42904280)=11,62.106МВт-ч/год Bка=Qка/(КАКП)=11,62106/(0,93.8,14)=1,53106 т у.т./год,
где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.
Расход горючего на ПВК:
Bпвк=Qпвкhтфо(1-aтф год)/(hпвкKп)=720.3500(1-0,89)/(0,86.8,14)=
=39597,7 т у.т./год,
Годичный расход условного горючего на ТЭЦ:
Bтэц=Bка+Bпвк=1,53106+39597,7 =1,57.106 т у.т./год.
1.5.3 Определение издержек и приведенных издержек на ТЭЦ
Произведем расчет для первого варианта оборудования.
Неизменные Издержки:
Ипост=1,3(1,2КТЭЦРа/100+kштNТЭЦзсг),
где Ра =4,3 % — норма амортизации (/11/),
зсг=2500 у.е./год — зарплата, среднегодовая,
kшт=0,45 чел./МВт — штатный коэффициент (/11/),
Ипост=1,3(1,2229,2 1064,3/100+0,457502500)= 16,47106 у.е./год
Переменные Издержки:
Ипер=ВТЭЦЦтут=1,426 10670= 85,56106 у.е./год,
где Цтут=70 у.е./здесь — стоимость тонны условного горючего.
Приведенные Издержки на ТЭЦ:
где Ен-нормативный коэффициент эффективности финансовложений, равный 0,12; Кt0-капиталовложения в t-й год(по графику); Иtпост-постоянные годичные Издержки в t-й год(по графику; Епр-нормативный коэффициент приведения разновременных издержек, равный 0,08.
Третье и 4-ое слагаемое учитываются только в том способе, где их величины больше.
Построим графики конфигурации К, Э и В зависимо от времени.
Для определения динамики освоения финансовложений рассчитываются сроки ввода головного агрегата Тгол, сроки строительства Тстр, сроки освоения проектной мощности Трасч и финансовложения в главный агрегат К*гол:
Трасч=Тстр+2=4+2=6 лет
Тстр=Тввод+4мес=4 года
где Тввод-сроки ввода крайнего агрегата.
С учетом задела по следующим агрегатам находятся инвестиция в головной агрегат:
К*гол=1,25.Кгол=95,6.1,25=119,5 млн у.е./год
Финансовложения К*гол распределяются меж первым, вторым и частью третьего года в отношении
К1:К2:К3 t/12=1:1,7:2,7t/12
t=5, число месяцев с начала третьего года до ввода головного агрегата.
К1=31,24 млн у.е./год; К2=53,11 млн у.е./год; К3=35,15 млн у.е./год
Неизменные Издержки в 3-ем году:
Выработка электронной энергии в 3-ем году:
Отпуск тепла от ТЭЦ коммунально-бытовым пользователям в 3-ем году:
Расход горючего в 3-ем году на ТЭЦ:
ИТС= 0,075КТС=0,07560=4,5106 у.е./год,
ИЛЭП= 0,034КЛЭП=0,03414=0,476106 у.е./год
— Издержки на эксплуатацию термических сетей и ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока).
ЗТЭЦ=59,8 млн.у.е./год
Аналогичный расчет для второго варианта приведен ниже.
Неизменные издержки:
Ипост=1,3(1,2КТЭЦРа/100+kштNТЭЦзсг),
где Ра =4,3 % — норма амортизации (/11/);
зсг=2500 у.е./год — среднегодовая зарплата;
kшт=0,45 чел./МВт — штатный коэффициент(/11/).
Ипост=1,3(1,2235,21064,3/100+0,457202500)= 16,8106 у.е./год
Переменные Издержки:
Ипер=ВТЭЦЦтут=1,5710670= 94,2106 у.е./год,
где Цтут=70 у.е./здесь — стоимость тонны условного горючего.
Приведенные Издержки на ТЭЦ:
Для определения динамики освоения финансовложений рассчитываются сроки ввода головного агрегата Тгол, сроки строительства Тстр, сроки освоения проектной мощности Трасч и финансовложения в главный агрегат К*гол:
Трасч=Тстр+2=5+2=7 лет
Тстр=Тввод+6мес=5 года
где Тввод-сроки ввода крайнего агрегата.
С учетом задела по следующим агрегатам находятся инвестиция в головной агрегат:
К*гол=1,25.Кгол=70,3.1,25=87,88 млн у.е./год
Финансовложения К*гол распределяются меж первым, вторым и частью третьего года в отношении
К1:К2:К3 t/12=1:1,7:2,7t/12
t=5, число месяцев с начала третьего года до ввода головного агрегата.
К1=23 млн у.е./год; К2=39 млн у.е./год; К3=25,85 млн у.е./год
Неизменные Издержки в 3-ем году:
Выработка электронной энергии в 3-ем году:
Отпуск тепла от ТЭЦ коммунально-бытовым пользователям в 3-ем году:
Расход горючего в 3-ем году на ТЭЦ:
ИТС= 0,075КТС=0,07560=4,5106 у.е./год,
ИЛЭП= 0,034КЛЭП=0,03414=0,476106 у.е./год
— Издержки на эксплуатацию термических сетей и ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока).
ЗТЭЦ=61,23 млн у.е./год
1.7 Выбор рационального состава оборудования
Хорошим, т.е. наиболее желаемым для строительства, является вариант с меньшими приведенными затратами. Разность приведенных издержек в 3 … 5% гласит о равной экономичности вариантов, в этом случае при выбирании следует учесть доп суждения (освоенность оборудования, перспективность схемы, охрана окружающей среды, топливно-энергетический баланс и др.).
Соотношение рассчитанных приведенных издержек Зпр для 3-х вариантов сопоставления показано на диаграмме на рисунке 1.
Зпр
50
25
0 1 2 N
Набросок 1 — Приведенные Издержки
Как видно из диаграммы, лучшим является 1-ый вариант, приведенные Издержки для него малы. Но, для наиболее четкого сопоставления произведем сопоставление вариантов оборудования по NPV.
1.8 Расчёт NPV
I вариант.
Балансовая стоимость главных фондов:
Сбосн.ф=КТЭЦ+КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта).С.+КЛЭП=229,2+60+14=303,2 млн у.е.
Принятые тарифы на термическую и электронную энергию:
1 кВт. ч=0,045у.е., 1ГДж/ч=13 у.е.
Срок службы станции принимаем Тсл=25лет.
Норма амортизации:
Ра=(1/Тсл).100%=(1/25).100%=4%
Прибыль:
П=Q.Ц-И?+Иа
где: Q-колличество выпускаемой продукции;
Ц-цена продукции;
И?-суммарные годичные Издержки.
И?=ИпостТЭЦ+ИперТЭЦ+ИТС+ИЛЭП=16,47+85,56+4,5+0,48=107 млн у.е.
П=45.3,88+13.1,65..1,16-107+12,13=98,22у.е./год
Незапятнанная дисконтированная стоимость:
I=Cбосн.ф-Са=303,2-15,16=288,04 млн у.е.
Принимаем процентную ставку r =30%
Принимаем процентную ставку r =20%
Принимаем процентную ставку r =10%
II вариант.
Балансовая стоимость главных фондов:
Сбосн.ф=КТЭЦ+КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта).С.+КЛЭП=235,2+60+14=309,2 млн у.е.
Принятые тарифы на термическую и электронную энергию:
1 кВт. ч=0,045 у.е., 1ГДж/ч=13 у.е.
Срок службы станции принимаем Тсл=25лет.
Норма амортизации:
Ра=(1/Тсл).100%=(1/25).100%=4%
Прибыль:
П=Q.Ц-И?+Иа
где: Q-колличество выпускаемой продукции;
Ц-цена продукции;
И?-суммарные годичные Издержки.
И?=ИпостТЭЦ+ИперТЭЦ+ИТС+ИЛЭП=16,8+94,2+4,5+0,48=116 млн у.е.
П=45.3,64+13.1,8..1,16-116+12,37=87,3 у.е./год
Незапятнанная дисконтированная стоимость:
I=Cбосн.ф-Са=309,2-15,46=293,74 млн у.е.
Принимаем процентную ставку r =30%
Принимаем процентную ставку r =20%
Принимаем процентную ставку r =10%
NPV
250-
I
II
| | | r,%
10 20 30
-250-
рис.1. Графики NPV для I и II вариантов.
2. Выбор и расчет принципной термический схемы энергоблока
Принципная термическая схема (ПТС) электростанции описывает основное содержание технологического процесса выработки электронной и термический энергии. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав пароводяного тракта.
Принимаем существующую схему турбоустановки Т-250-240 номинальной мощностью 250 МВт, рассчитанной на характеристики свежайшего пара 23,54 МПа и 540 °С и давление в конденсаторе 4,9 кПа. Частота вращения турбины 50 1/с. Турбина имеет двухступенчатый теплофикационный отбор, обеспечивающий термическую нагрузку 1381,4 ГДж/ч.
Принципиальным достоинством турбины является возможность работать с наибольшим расходом пара 1000 т/ч, обеспечивающим мощность 305 МВт при конденсационном режиме. Это дозволяет не только лишь отлично применять турбину в исходный период эксплуатации, когда термо сети еще готовы не на сто процентов, да и интенсивно завлекать ее к покрытию переменной части графика перегрузки в летний период, когда термическая перегрузка мала
Свежайший пар проходит ЦВД, промежный перегреватель котла, ЦСД-I и ЦСД-II. За 26/35-ой ступенью ЦСД-II, параллельно осуществляется верхний теплофикационный отбор на II ступень сетевого подогревателя, давление в каком может изменяться в границах 59—200 кПа.Отбор на I ступень сетевого подогревателя осуществляется параллельно и взят за 28/37 ступенью ЦСД-II.
Из ЦНД пар поступает в конденсатор, разбитый по пару вертикальной перегородкой на две половины. Любая из их присоединяется своим переходным патрубком к соответственному сгустку ЦНД, имеет собственный главный и интегрированный теплофикационный пучок для обогрева сетевой либо подпиточной воды. Обе половины конденсатора по охлаждающей воде соединены поочередно; таковым образом, он является двухсекционным двухходовым конденсатором, обеспечивающим увеличение экономичности турбоустановки на 0,15—0,3 % по сопоставлению с односекционным конденсатором.
Система регенеративного обогрева питательной воды включает, не считая холодильников эжекторов и эжекторов уплотнений 5 ПНД поверхностного типа, деаэратор на 0,7 МПа и три ПВД.
2.1 Начальные данные для расчета
Турбина имеет 8 регенеративных отборов и 2 теплофикационных. Мощность турбины N=250 МВт, исходные характеристики Ро=24 МПа, tо=560 оС, давление в конденсаторе Рк=0,54 кПа, турбоустановка работает в теплофикационном режиме Qт=Qтном, с двухступенчатым обогревом сетевой воды.
2.2 Построение процесса расширения в hs-диаграмме.
Для определения давления в отопительных отборах задаёмся термическим графиком теплосети 150/70.
Для расчёта возьмём точку . В этом случае температура оборотной сети . Рассчитываем температуру за верхним сетевым подогревателем.
,
где — толика покрытия теплофикационной перегрузки турбо установкой;
— температура прямой сети;
— температура оборотной цепи.
Применяем равный обогрев сетевой воды в этом случае
— температура воды за первым подогревателем.
температура насыщения пара в подогревателе:
-температурный напор;
— температура насыщения в ПСН;
температура насыщения в ПСВ.
По таблице термодинамических параметров воды и водяного пара [ ] находим давление насыщения:
;
;
давление в отборах определяем по формуле:
, где
;
.
На отысканные давления в отборах имеются технические ограничения:
пределы конфигурации давления пара в верхнем отопительном отборе (включены оба отопительных отбора) 0,059-0,29;
пределы конфигурации давления пара в нижнем отопительном отборе (верхний отопительный отбор отключён) 0,049-0,196;
Данное ограничение производится, потому что .
давление пара в отборах турбины принимаем по справочным данным.
Таблица 2.1.
Отбор
Р,МПа
I
5,76
II
4,07
ПТН
2,48
III
1,69
IV
1,00
V
0,559
VI
0,28
VII
0,093
VIII
0,027
IX
—
Принимаем утраты в регулирующих клапанах 4%, в перепускных трубах 2%, в диафрагме ЧНД 5%; относительный внутренний КПД: ЦВД — 0,8; ЦСД — 0,84; ЦНД — 0,09.
;
;
;
;
.
Потому что пар на ПНД-3 и ПСВ отбирается из 1-го отбора (т.6), а давление , то давление в регенеративном отборе на ПНД-3 равно 0,251.
Скорректируем давление в 6 отборе:
Потому что турбина работает в номинальном режиме, то можно принять =1.
.
По рассчитанным данным строим процесс расширения в hs-диаграмме (рис. 2.1).
Рис. 2.1. процесс расширения в hs-диаграмме.
2.3 Составление таблицы состояния пара и воды в системе регенерации
Уточняем давление в подогревателях:
,
где: — утраты давления в паропроводах отборов, принимаем 6 %.
Температура воды в подогревателях:
,
где: — температурный напор, принимаем 4 в ПВД, 3 в ПНД.
Принимаем давление воды в ПНД 1,5 МПа, в ПВД:
Рв=1,25·Ро=1,25·23,54=29,43 Мпа.
Состояния пара и воды в системе регенерации.
Таблица 2.2.
N
Пар
Конденсат
Вода
Р, МПа
t (х), оС
h, кДж/кг
tн, оС
h`, кДж/кг
tв, оС
Рв, МПа
hв, кДж/кг
0
23,54
540
3318
—
—
—
—
—
0`
22,6
540
3318
—
—
—
—
—
1
5,76
345
3026
—
—
—
—
—
П1
5,3
3026
266
1172
262
29,43
1180
2
4,07
300
2953
—
—
—
—
—
П2
3,79
2953
246
1073
242
29,43
1053
3
4,03
540
3539
—
—
—
—
—
4
2,48
485
3425
—
—
—
—
—
ПТН
2,31
3425
—
—
—
—
—
5
1,69
435
3329
—
—
—
—
—
П3
1,57
3329
199
853
195
29,43
865
6
1,0
375
3224
—
—
—
—
—
Д-7
0,7
3224
164
697
164
0,7
687
7
0,559
320
3136
—
—
—
—
—
П5
0,52
3136
153
646
150
1,5
641
7′
0,548
320
3136
—
—
—
—
—
8
0,363
285
3036
—
—
—
—
—
П6
0,338
3036
138
580
134
1,5
572
9
0,27
260
2994
—
—
—
—
—
П7
0,251
2994
127
535
124
1,5
531
ПСВ
0,251
2994
127
535
125
10
0,113
190
2847
—
—
—
—
—
П8
0,105
2847
101
417
98
1,5
427
ПСН
0,105
2847
101
417
99
10′
0,091
190
2847
—
—
—
—
—
11
0,027
155
2793
—
—
—
—
—
12
0,0049
120
2722
—
—
—
—
—
2.4 Расчёт теплообменных аппаратов
2.4.1 Расчёт деаэратора подпитки теплосети
Потому что применяется двухступенчатый обогрев сетевой воды, то для деаэрации подпиточной воды употребляется вакуумный деаэратор.
Расход сетевой воды:
,
где кДж/ч;
кДж/(кгoС). кг/ч
Величина подпитки теплосети:
т/ч.
Составим уравнение смешения для определения температуры на входе в ПСН:
,
где для вакуумных деаэраторов.
Определим расход пара в верхний и в нижний подогреватель:
,
где — определяем по давлению в подогревателе; .
т/ч;
,
где — определяем по давлению подогревателей;
т/ч.
2.5 Составление баланса пара и воды.
Принимаем расход пара на турбину Gт=1. Тогда подвод свежайшего пара к стопорным клапанам ЦВД Go=Gт+Gпрупл=1,02·Gт. Паровая перегрузка парогенератора Gпе=Go+Gут=1,012·Go=1,032·Gт, где утрата от утечек через неплотности Gут=0,012·Go=0,01224·Gт. Расход питательной воды Gпв=Gпе=1,032·Gт. Расход дополнительной воды Gдоб=Gут=0,01224Gт.
2.6 Расчет системы ПВД.
Из таблицы 2 находим:
h1=3026 кДж/кг h21оп=1180 кДж/кг
h2=2953 кДж/кг h22оп=1053 кДж/кг
h3=3329 кДж/кг h23оп=865 кДж/кг
hjопп = f (Pпод j, tн j+20) hдр j = f (Pпод j, tв j+1+10)
h1опп=2865 кДж/кг hдр1=1085 кДж/кг
h2опп=2858 кДж/кг hдр2=873 кДж/кг
h3опп=2832 кДж/кг hдр3=719 кДж/кг
Увеличение энтальпии воды в питательных насосах:
кДж/кг.
Энтальпия воды перед ПВД 3 с учетом работы питательных насосов:
h13=h`д+hпн=687+35,9=722,9 кДж/кг.
Расход пара уплотнений, подаваемый на подогреватель:
Энтальпия пара уплотнений:
кДж/кг.
Термический баланс для ПВД 1:
Термический баланс для ПВД 2:
Термический баланс для ПВД 3:
Определяем нагрев воды в ОПП:
кДж/кг.
кДж/кг.
кДж/кг.
Уточняем энтальпии воды за подогревателями.
кДж/кг.
кДж/кг.
кДж/кг.
Составляем уточненные термо балансы.
Для ПВД 1:
Для ПВД 2:
Потому что ПВД-3 включён по схеме Виален, то на этом шаге уравнение для ПВД-3 не изменяется.
нужно уточнить .
кДж/кг, tпв=276 оС.
ПВД-8
ПВД-7
ПВД-6
0,0716
0,0704
0,0592
2.7 Расчет деаэратора питательной воды.
Составим уравнение вещественного баланса:
,
где Gпв=1,04Gт; Gвып=0,002Gок;
Тогда
1,04+0,002 Gок=0,2079Gт+Gд+Gок
Уравнение термического баланса:
Отсюда Gок=0,8148 Gт; Gд=0,0192.
2.8 Расчет системы ПНД.
h4=3136 кДж/кг h24=641 кДж/кг hдр4=646 кДж/кг
h5=3036 кДж/кг h25=572 кДж/кг hдр5=580 кДж/кг
h6=2994 кДж/кг h26=531 кДж/кг hдр6=535 кДж/кг
h7=2847 кДж/кг h27=427 кДж/кг hдр7=417 кДж/кг
h’псв=535 кДж/кг
h’псн=417 кДж/кг
Составим систему уравнений из термических балансов ПНД 4-5-6-7, связанных дренажными насосами:
;
;
;
;
;
;
;
; ;
.
Рассчитаем конденсатор ОУ+СП, ОЭ как один смешивающий подогреватель.
Примем G8=0, Gоэ=0,002 Gт
Расход пара в конденсатор:
Термический баланс для ОУ+СП и ОЭ:
Оценим энтальпию h27.
Принимаем т/ч.
Отсюда кДж/кг, а оС, что меньше 60 оС, означает линия рециркуляции не работает, а как следует ПНД 8 не работает.
2.9 Определение расхода пара на турбину и проверка ее мощности.
Расход пара при теплофикационном режиме:
кг/с,
где — электронная мощность на клеммах генератора; — электромеханический КПД турбогенератора; — соответственно расход пара отбор турбины и коэффициент недовыроботки для этого отбора; — приведенная относительная величина утечек пара через концевые уплотнения турбины:
,
где и — соответственно относительная величина утечки пара через концевое уплотнение и работа этого пара в турбине.
Расход пара на турбину:
Тогда:
т/ч.
т/ч.
т/ч.
т/ч.
т/ч.
т/ч.
т/ч
т/ч
т/ч
т/ч
Мощность турбины:
Погрешность определения мощности составляет 3%.
3. Укрупнённый расчёт котлоагрегата ТГМП-314
Применяемое горючее: основное — газ, запасное — мазут М-100.
3.1 Начальные данные
Паропроизводительность Д0= 1000 т/ч
давление острого пара Р0=25 МПа
Температура перегретого пара t0=545 0C
Состав газа по элементам:
Таблица 3.1
,ккал/м3
CH4,%
C2H6,%
C3H8, %
C4H10, %
C5H12, %
N2, %
CO2, %
,
кг/м3
8570
98,9
0,3
0,1
0,1
0
0,4
0,2
0,712
Состав мазута по элементам:
Таблица 3.2
,ккал/кг
Wр, %
Ар, %
,%
СР,%
HР,%
NР+ОР, %
9260
3,0
0,1
2,8
83,0
10,4
0,7
3.2 Расчёт котлоагрегата при сжигании мазута
3.2.1 Теоретическое количество воздуха для полного сгорания водянистого горючего (при =1):
V0=0,0889(CP+0,375)+0,265HP-0,0333OP=
=0,0889(83,0+0,3752,8)+0,26510,4-0,03330,50,7= 10,21 м3/кг
3.2.2 Теоретические малые объёмы товаров сгорания при полном сгорании горючего с =1:
теоретический объём азота:
=0,79V0+0,8NP/100=0,7910,2+0,80,50,7/100=8,1 м3/кг,
теоретический объём трёхатомных газов:
=1,866=1,866=1,57 м3/кг
теоретический объём водяных паров:
=0,111HP+0,0124WP+0,0161V0=0,11110,4+0,01243,0+0,016110,2=1,36 м3/кг
При излишке воздуха >1 (принимаем =1,03) объём водяных паров:
=+0,0161(-1)V0=1,36+0,0161(1,03-1)10,2 = 1,364 м3/кг
объём дымовых газов:
Vг=+++(-1)V0=1,57+8,1+1,364+(1,03-1)10,21= 11,34 м3/кг
Объёмные толики трёхатомных газов и водяных паров соответственно:
=/Vг =/Vг
Суммарная объёмная толика: rп=+.
Безразмерная концентрация золы:
зл=, где аун=0,06
Gг=1-АР/100 + 1,306V0, кг/кг
— масса дымовых газов.
Результаты расчётов по пт 3.2. сведём в таблицу 3.3.
Таблица 3.3.
Величина
Размерн.
Газоходы
т=1,03
пп=1,06
вэ=1,08
рп=1,28
среднее знач.
в газоходах
—
1,03
1,045
1,07
1,18
(-1)V0
м3/кг
0,306
0,459
0,714
1,836
м3/кг
1,364
1,367
1,371
1,39
Vг
м3/кг
11,34
11,496
11,755
12,896
—
0,138
0,136
0,133
0,122
—
0,12
0,119
0,116
0,106
rп
—
0,258
0,255
0,249
0,288
Gг
кг/кг
14,72
14,92
15,25
16,72
зл
кг/кг
4,110-6
4,0210-6
3,910-6
3,610-6
3.2.3 Термический баланс котлоагрегата
Составим общее уравнение термического баланса:
=Q1+Q2+Q3+Q4+Q5+Q6
3.2.3.1 Располагаемое тепло на 1кг водянистого горючего:
=+Qв.вн.+iтл,
где Qв.вн. = [- ] — тепло внесённое в котёл воздухом,
— отношение количества воздуха на входе в котлоагрегат к теоретическому необходимому,
, — энтальпии на теоретическом уровне нужного количества воздуха на входе в котлоагрегат и прохладного воздуха, определяется соответственно по температуре на входе в воздухоподогреватель и прохладного воздуха по I-t таблице [5].
=т+т+ВП=1,03-0,05+0,2=1,28
=СрV0tв=0,3210,2160=196 ккал/кг
= СрV0tхв=0,3210,2130=98 ккал/кг
Qв.вн.=1,28[196-98]= 115,6 ккал/кг
iтл — физическое тепло горючего.
iтл=Cтлtтл
Cтл=0,415+0,0006tтл=0,415+0,0006120=0,487 ккал/(кг0С)
iтл=0,487120=58,44 ккал/кг,
тогда =9260+115,6+58,44= 9434 ккал/кг
3.2.3.2 Определяем утраты тепла с уходящими газами:
q2=,
где tух=140 0С, Iух=637 ккал/кг, q4=0 (принято), ух=1,28,
тогда
q2== 5,42 %
утраты тепла от хим неполноты сгорания принимаем q3=0,5 %, от механической неполноты сгорания q4=0 утраты тепла в окружающую среду q5=0,4 %, утраты тепла с физическим теплом шлама q6=0.
3.2.3.3. Определяем полезно применяемое тепло:
q1=Q1/==100-q2-q3-q4-q5-q6=100-5,42-0,5-0-0,4-0=93,68 %
3.2.4 Определение часового расхода горючего на котёл
В=100, кг/ч,
где
QКА=Дпе(iпе-iпв)+Дпр(is-iпв)=1000(838,7-259)+12,6(387-259)= =1312,8ккал/т,
тогда
В=100 = 65775,9 кг/ч = 65,8 т/ч
Приобретенный расход горючего используем в последующих расчётах.
3.3 Расчёт котлоагрегата при сжигании газа
3.3.1 Теоретическое количество воздуха для полного сгорания газообразного горючего (при =1):
V0=0,0476[(m+n/4)CmHn+0,5(CO+H2)+1,5H2S-O2]=
=0,0476[(1+4/4)98,9+(2+6/4)0,3+(3+8/4)0,1+(4+10/4)0,1+0,5(0+0) +1,5(0+0)]= 9,52 м3/кг
3.3.2 Теоретические малые объёмы товаров сгорания при полном сгорании горючего с =1:
теоретический объём азота:
=0,79V0+0,01N2=0,799,52+0,010,4= 7,525 м3/кг,
теоретический объём трёхатомных газов:
=0,01(mCmHn+CO2+CO+H2S)=0,01(198,9+20,3+30,1+40,1 +0,2+0+0)= 1,004 м3/м3
теоретический объём водяных паров:
=0,01( CmHn+H2S+H2+0,124dг+1,41V0)=
=0,01(298,9+30,3+40,1+50,1+0+0+0,12410+1,619,52) = 2,16 м3/м3
При излишке воздуха >1 (принимаем =1,05):
объём водяных паров:
=+0,0161(-1)V0=2,16+0,0161(1,05-1)9,52 = 2,168 м3/м3,
объём дымовых газов:
Vг=+++(-1)V0=1,004+7,525+2,16+(1,05-1)9,52= 11,165 м3/м3,
Объёмные толики трёхатомных газов и водяных паров соответственно:
=/Vг =/Vг
Суммарная объёмная толика: rп=+.
Gг=1-АР/100 + 1,306V0, кг/кг — масса дымовых газов.
Результаты расчётов по пт 3.3. сведём в таблицу 3.4.
Таблица 3.4.
Величина
Размерн.
Газоходы
т=1,05
пп=1,08
вэ=1,1
рвп=1,3
среднее знач.
в газоходах
—
1,05
1,065
1,095
1,2
(-1)V0
м3/м3
0,476
0,6188
0,904
1,904
м3/м3
2,168
2,17
2,174
2,191
Vг
м3/м3
11,165
11,308
11,593
12,593
—
0,09
0,0888
0,0866
0,0797
—
0,194
0,192
0,187
0,174
rп
—
0,284
0,2808
0,274
0,254
3.3.3 Термический баланс котлоагрегата
Составим общее уравнение термического баланса:
=Q1+Q2+Q3+Q4+Q5+Q6
3.3.3.1 Располагаемое тепло на 1м3 газообразного горючего:
=+Qв.вн.+iтл,
где Qв.вн. = [- ] — тепло внесённое в котёл воздухом,
— отношение количества воздуха на входе в котлоагрегат к теоретическому необходимому,
, — энтальпии на теоретическом уровне нужного количества воздуха на входе в котлоагрегат и прохладного воздуха, определяется соответственно по температуре на входе в воздухоподогреватель и прохладного воздуха.
=т+т+ВП=1,05+0,05+0,2=1,3
=СрV0tв=1,289,5230= 365 кДж/м3
= СрV0tхв=1,289,5215= 183 кДж/м3= 43,71 ккал/м3
Qв.вн.=1,3[365-183]= 236,6 кДж/м3 = 56,5 ккал/м3
iтл0 ккал/м3 (для газа) — физическое тепло горючего.
тогда =8570+56,5 = 8626,5 ккал/м3
3.3.3.2 Определяем утраты тепла с уходящими газами:
q2=,
где tух=120 0С,
Iух=(+++(-1)V0Cв)tух=
=(1,0041,708+7,5251,302+1,391,5+1,9041,304)120=1929,62кДж/м3= =461 ккал/м3,
q4=0 (принято), ух=1,28 (см. п.4.2.2.),
тогда
q2== 4,69 %
Утраты тепла от хим неполноты сгорания принимаем q3=0,5 %, от механической неполноты сгорания q4=0, утраты тепла в окружающую среду q5=0,4 %, утраты тепла с физическим теплом шлама q6=0.
3.2.3.3 Определяем полезно применяемое тепло:
q1===100-q2-q3-q4-q5-q6=100-4,69-0,5-0-0,4-0= 94,41 %
3.2.4 Определение часового расхода горючего на котёл
В=100, кг/ч,
где
QКА=Дпе(iпе-iпв)+Дпр(is-iпв)=1000(838,7-259)+12,6(387-259)= =581312,8ккал/т,
Тогда
В=100 = 71376,5 м3/ч
Приобретенный расход горючего используем в последующих расчётах.
4. Выбор вспомогательного оборудования энергоблока
4.1 Выбор вспомогательного оборудования котельного отделения
На котёл паропроизводительностью наиболее 500т/ч устанавливается два дымососа и два вентилятора. Также инсталлируются два вентилятора рециркуляции дымовых газов (ВРДГ) и исходя из того что температура уходящих газов tух=135С горючее мазут принимаем к установке регенеративные воздухоподогреватели. Проектируемый котёл работает с уравновешенной тягой. При установке производительность всякого дымососа и вентилятора обязана составлять 50%.
Расход воздуха перед вентиляторами и газов перед дымососами:
где — теоретические объёмы воздуха и товаров сгорания;
Тхв,Угасал — абсолютные температуры прохладного воздуха и уходящих газов;
Производительность дымососов и вентиляторов избираем с припасом 10%. Исходя из 10 рис.УП-30УП-38 определяем за ранее выбор тягодутьевых машин и потом по заводским чертам 11 избираем их. Принимаем к установке дымососы и вентиляторы: 2ДОД-31,5ФГМ с производительностью по 985000 м3/ч, напором 479 кгс/м2 мощностью эл. мотора 1645 кВт. 2ВДН-25-2-I с производительностью 500000м3/ч, напором 825 кгс/м2. 2ГД-31 с производительностью по 345000 м3/ч, напором 410 кгс/м2 мощностью эл. мотора 460 кВт. Регенеративные воздухоподогреватели 2РВП-98Г.
4.2 Выбор вспомогательного оборудования турбинного отделения
Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной без резерва.
ПВД: ПНД:
ПВ-900-380-18-I ПН-400-26-2-III
ПВ-1200-380-43-I 3ПН-400-26-7-II
ПВ-900-380-66-I ПН-400-26-7-I
Теплообменное оборудование комплектующее турбину Т-250/300_240 последующее: дренажные сливные насосы регенеративных подогревателей устанавливаем без резерва с применением запасной полосы каскадного слива дренажа в конденсатор. ПНД-2 (СлН)КС-50-55 с производительностью 50м3/ч, напором 55м и мощностью 17кВт. ПНД-3,4,5 КС-80-155 с производительностью 80 м3/ч, напором 155м и мощностью 75кВт.
Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по наибольшему её расходу. На любой блок устанавливается один деаэратор. Припас питательной воды в баке деаэратора должен обеспечивать работу блока в течении не наименее 3,5мин. К деаэраторам предусмотрен подвод запасного пара для удержания в нём давления при сбросах перегрузки и деаэрации воды при запусках.
Наибольший расход питательной воды:
где , — расход пит.воды на продувку, пар на собственные нужды котла в толиках от паропроизводительности котла.
Малая нужная вместимость деаэраторного бака:
где =3,5м3/т-удельный объём воды.
Избираем деаэратор типа ДП-1000 с деаэраторным баком БДП-100 завышенного давления полезной ёмкостью 100 м3 с одной колонкой производительностью 1000 т/ч. Абсолютное давление в деаэраторе 0,6МПа, поогрев воды в деаэраторе 1040С 12.
Конденсатор заходит в теплообменное оборудование комплектующее турбину. Для Т-250/300-240 это К2-14000-1 со интегрированным пучком составляющим 20% от общей площади и 2-мя отключающимися по цирк.воде половинами. Конденсатосборник типа КД-1100-1. Конденсатор поставляется в комплекте с 2 пароструйными эжекторами типа ЭПО-3-135-1.
В качестве начальных данных для выбора конденсатных насосов принимаем расходы конденсата в режиме номинальной перегрузки блока в конденсационном режиме. По данным 12 имеем последующие потоки:
Таблица 4.1
Потоки
Расход
т/ч
1. Главный конденсат с добавком хим.обессоленной воды
600
2. Конденсат уплотнений питательных насосов
75
3. Конденсат от калориферов котлов
30
4. Конденсат сетевых подогревателей
25
5. Каскад конденсата ПНД (во время запуска)
140
Всего
860
Конденсатные насосы турбины выбирают с одним запасным насосом: два насоса со 100% подачей. Расчётная подача насосов:
сейчас определяем исходя из давления в деаэраторе и преодоления сопротивления всей регенеративной системы и всего тракта от конденсатора до деаэратора, в том числе и высоты гидростатического столба в связи с установкой деаэратора на отметке 26м для сотворения подпора бустерных насосов.
Напор насосов перед БОУ:
Напор КЭН-II ступени:
где hпот=hпнд+hоу+hтр+hпит.кл=43,1+3,2+5+7,7=28,3 м.вод.ст — сумма утрат напора в трубопроводах и регенеративнх подогревателях НД.
Для турбины с БОУ устанавливают две ступени конденсатных насосов: с маленьким напором опосля конденсатора и с полным опосля БОУ. Принимаем к установке насосы первой ступени (КНТ-1) 3КСВ-500-85 с производительностью 500м3/ч, напором 85м и мощностью эл.мотора 200кВт. Насосы 2-ой ступени (КНТ-II) 3КСВ-500-150 с производительностью 500м3/ч, напором 180м и мощностью эл.мотора 320кВт.
4.2.1 Выбор питательных насосов
На электростанции с блочной схемой подача питательных насосов определяется наивысшими расходами питательной воды на питание котлов с припасом не наименее 5%. На данном блоке с закритическими параметрами устанавливается 1 насос с турбоприводом со 100% подачей. Добавочно устанавливаем насос с электроприводом и гидромуфтой подачей 30-50%.
Для предотвращения кавитации и увеличения надёжности питательных насосов, также для сотворения нужного давления на всасе питательного насоса. Устанавливаем предвключённые низкооборотистые бустерные насосы (БЭН) 3ПД-650-160 с производительностью 650м3/ч, напором 160м и мощностью эл.мотора 330кВт. Расчётный напор питательного насоса должен превосходить давление пара на выходе из котла с учётом утрат давления в тракте и нужной высотой подъёма воды.
давление на выходе из насоса:
Давление на входе в бустерный насос:
Зная расход питательной воды Dпв=1020т/ч избираем главный питательный турбонасос (ПТН): ПН-1100-350-24 с производительностью 1100м3/ч, напором 3370м. Запасный питательный электронасос (ПЭН):
ПЭ-600-300-2 с производительностью 600м3/ч, напором 3200м и мощностью эл. мотора 6400 кВт.
Выбор оборудования теплофикационных установок ТЭЦ.
Номинальная термическая мощность отопительных отборов турбины Т-250/300-240 Qтф=1383 ГДж/ч. При давлениях в верхнем отопительном отборе от 0,06 до 0,2 МПа, в нижнем от 0,05 до 0,15 МПа. Исходя из этого избираем сетевые подогреватели: главный (нижний ПСГ-1)
ПСГ-5000-2,5-8-I с конденсатными насосами 3КСВ-320-160-2. И пиковый (верхний ПСГ-2) ПСГ-5000-3,5-8-I с конденсатными насосами 3КСВ-320-160-2 с производительностью 320м3/ч, напором 160м и мощностью эл. мотора 250 кВт. Сетевые подогреватели инсталлируются персонально у турбины без запасных корпусов.
4.2.2 Выбор сетевых насосов
Отопительная перегрузка Qот=1951 ГДж/ч, перегрузка жаркого водоснабжения Qгв=978 ГДж/ч. Температурный график 13070С. Система жаркого водоразбора закрытого типа.Схема включения водонагревателей при:
Принимаем двухступенчатую смешанную схему, присоединения ПСГ к линиям сетевой воды. Расчётный расход сетевой воды на отопление:
где qтр=3,82 т/ГДж — уд.расход сетевой воды на горячее водоснабжение при tпод=130С.
Расчётный расход сетевой воды на отопление:
При групповой установке в качестве насосов 2-ой ступени устанавливаем насосы СЭ-2500-180 их количество:
Тогда при нужном напоре насосов первой ступени:
на первой ступени вероятна установка насосов 5СЭ-2500-60.
5. Выбор и расчёт топливного хозяйства
На проектируемой ТЭЦ главным топливом является мазут. На ТЭЦ мазут доставляется в главном по стальной дороге в вагонах цистернах грузоподъемностью 50,60 и 120 т. Для разгрузки жд цистерн на ТЭЦ сооружается специально оборудованное приемно-сливное устройство открытого типа. Слив мазута из цистерн делается в межрельсовые каналы, по которым он самотеком направляется в приемную емкость. Для ускоренного слива мазут разогревают. температура разогрева зависит от марки мазута и составляет 45-65 С. Разогрев мазута в цистернах делается открытым паром, контактным методом. Для этого по всей длине фронта разгрузки предусматривается эстакада с площадками на уровне верха цистерн для обслуживания парового разогревательного устройства. Насосы, откачивающие мазут из приемной емкости, имеют резерв и обеспечивают перекачку мазута, слитого из цистерн, устанавливаемых под разгрузку, за 5 часов. Приемная емкость растопочного хозяйства 120 м3, насосы откачивающие из нее мазут инсталлируются без резерва. Приемные и главные ёмкости оборудуются змеевиками для местного разогрева мазута до 65-70 С. В системе мазутного хозяйства употребляется пар давлением 0,8-1,3 МПа и температурой 200- 350 С. давление пара в мазутных подогревателях обязано быть выше давления мазута.
Схема мазута для подачи к котлоагрегатам принимается двухступенчатая т.к. требуется давление на уровне 3,5МПа перед форсунками котлов с паромеханическим распылением мазута. Схема разогрева мазута для подачи к котлоагрегатам принимается двухступенчатая I ступень резервуары; II ступень- выносные подогреватели, которые рассчитаны на обогрев мазута до 135 С и инсталлируются опосля насосов I ступени. Для используемого мазута марки М100 требуемая вязкость не наиболее 2,5 УВ для паромеханических форсунок, что соответствует его температуре в 135С. В главных резервуарах применяется циркуляционный разогрев мазута, что обеспечивает интенсивное перемешивание мазута, сглаживание его температуры в баке и выпаривание воды.
]]>