Проект ТЭЦ для города Минска. Выбор оборудования тепловой и электрической частей, топливного хозяйства и системы технического водоснабжения, водно-химического режима. Экономическое обоснование реконструкции электростанции. Разработка инвариантных САР.
В настоящее время в большинстве промышленно развитых стран выработка электроэнергии в основном производится на электрических станциях с паротурбинными установками, работающими на органическом топливе. В связи с повышением единичной мощности энергетических блоков и электрических станций, увеличением неравномерности графиков электрических нагрузок и усложнением режимов эксплуатации оборудования ТЭС, удорожанием органического топлива возрастает актуальность задач обеспечения экономичной, надежной и маневренной работы электрических станций. Одновременно предусматривается дальнейшее развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения потребителей за счет ликвидации мелких низкоэкономичных котельных, использующих дефицитные виды топлива, что обеспечивает как экономию топлива, так и значительное высвобождение рабочей силы.Номинальная тепловая нагрузка теплофикационных и технологических отборов для турбин составляет: для ПТ-80/100-130-Qтфо=294 ГДЖ/час, Qtxo=777 ГДЖ/час; Тепловая нагрузка для ТЭЦ в целом: 777 ГДЖ/часОпределим число жителей, снабжаемых теплом. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет: - для отопления и вентиляции =11,3 , =2500 час; для горячего водоснабжения =8,2 , =3500 час. час. тогда число жителей определяем как: жителей.В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 1?ПТ-80/100-130.Исходя из теплофикационной нагрузки в номинальном режиме и суммарного номинального отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин часовой отпуск тепла от ПВК определяется: ГДЖ/час.Рассмотрим и сравним два варианта состава основного оборудования ТЭЦ: вариант I-ПТ-80/100-130; Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ приведены в таблице 1.1. Состав основного оборудования ТЭЦ для второго варианта приведен в таблице. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет: - для отопления и вентиляции =11,3 , =2500 час, - для горячего водоснабжения =8,2 , =3500 час. Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо-и котлоагрегатов.Выбираем блоки К-80-70 380 т/ч в количестве одной штуки на газомазутном топливе. Количество электроэнергии, вырабатываемой за год: ЭК=NКЭС?НКЭС=80?5000=400000 МВТ?ч/год, Отпуск электроэнергии от КЭС: Экэс= ЭК ?(1-?ЭСН/100)=400000?(1-3/100)=0,39?106 МВТ?ч/год, Годовой расход теплоты на блок: Qt=a?h r?Ээк r"?(Э-Ээк), где Э-Ээк=m?ЭК?(Nном-Nэк)/Nном, где m=0,95 (принимаем) - коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины; Принимаем число пусков блока в году n=1. Доля условно-постоянных издержек КЭС, учитываемая при сравнении: ИКЭСПОСТ= И*КЭС пост ?a? NТЭЦ/NКЭС= 9,1?1,04?80/80= 9,5млн.$/год, где a=1,04 - коэффициент, учитывающий различие расходов электроэнергии на собственные нужды, схем энергоснабжения, потери в сетях. Доля условно-переменных издержек КЭС, учитываемая при сравнении: ИКЭСПЕР= И*КЭС пер ?a? NТЭЦ/NКЭС=24,9?1,04?80/80= 25,9 млн.$/годРазность приведенных затрат в 3..5% говорит о равной экономичности вариантов, в этом случае при выборе следует учитывать дополнительные соображения (освоенность оборудования, перспективность схемы, охрана окружающей среды, топливно-энергетический баланс и др.).Стоимость основных фондов: Сбоф=КТЭЦ=84,83 млн. $, Ликвидная стоимость основных фондов: Слоф=0,05?Сбоф= 0,05?84,83= 4,2 млн. $, Прибыль после ввода в работу всего оборудования: Пр = Цээн · Этэц Цтэн Qтэц - И? ИА где: И? = Ипост Ипер Итс Илэп = 5,15·106 12,3·106 0,57·106 Стоимость основных фондов: Сбоф=КТЭЦ=72,93 млн. $, Ликвидная стоимость основных фондов: Слоф=0,05?Сбоф= 0,05?73,44 = 3,6 млн. $, Прибыль после ввода в работу всего оборудования: Пр = Цээн · Этэц Цтэн Qтэц - И? ИА где: И? = Ипост Ипер Итс Илэп = 4,4·106 7,8·106 0,57·106 Расчетная формула NPV, $: Согласно расчетам на компьютере получаем следующие зависимости, представленные в графическом виде: Рисунок 1.1 - Динамика чистого дисконтированного дохода Номинальная мощность турбиныы N=80 МВТ, начальные параметры Ро=12,75 МПА, то=555 ОС, давление в конденсаторе Рк=3,5КПА, учитывая номинальный режим работы турбоустановки (, одноступенчатый подогрев сетевой воды) строим процесс расширения пара в турбине. Температура после верхнего сетевого подогревателя: Температура после нижнего сетевого подогревателя: Температуры насыщения в подогревателях: , Данным температурам соответствуют следующие давления насыщения: , С учетом потерь в трубопроводах 6-7%: , Так как турбина работает в номинальном режиме, то можно принять .Расход пара через проточную часть турбины: . G’пр - потеря конденсата c продувочной водой с учетом получения в расширителях непрерывной продувки пара в количестве Gp (расчет расширителей непрерывной продувки).Составляем уравнения материального и теплового балансов: Решаем систему подстановкой Gпр1 из первого уравнения во второе: Величину расхода продувочной воды берем и
План
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Обоснование строительства электростанции и выбор основного оборудования
1.1 Величины тепловых нагрузок
1.2 Обоснование тепловых нагрузок
1.3 Выбор основного оборудования ТЭЦ
1.4 Выбор пиковых водогрейных котлов
1.5 Расчет комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии
1.6 Расчет раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии
1.7 Выбор оптимального состава оборудования
1.8 Расчет NPV
2. Расчет принципиальной тепловой схемы блока
2.1 Исходные данные
2.2 Составление сводной таблицы параметров пара и воды в основных элементах тепловой схемы
