Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей

                                        0                         1                                 2                                   N

Рисунок 1 – Приведенные затраты

Как видно из диаграммы, наилучшим является первый вариант, приведенные затраты для него минимальны. Однако, для более точного сравнения произведем сравнение вариантов оборудования по NPV.

1.8 Расчёт NPV

I вариант.

Балансовая стоимость основных фондов:

Сбосн.ф=КТЭЦ+КТ.С.+КЛЭП=229,2+60+14=303,2 млн у.е.

Принятые тарифы на тепловую и электрическую 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 годовые 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

Чистая 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 основных фондов:

Сбосн.ф=КТЭЦ+КТ.С.+КЛЭП=235,2+60+14=309,2 млн у.е.

Принятые тарифы на тепловую и электрическую 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 годовые 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

Чистая 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 принципиальной тепловой схемы энергоблока

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса выработки электрической и тепловой 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 параметры свежего 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 тепловую нагрузку 1381,4 ГДж/ч.

Важным достоинством турбины является возможность работать с максимальным расходом пара 1000 т/ч, обеспечивающим мощность 305 МВт при конденсационном режиме. Это позволяет не только эффективно использовать турбину в начальный период эксплуатации, когда тепловые сети еще готовы не полностью, но и активно привлекать ее к покрытию переменной части графика нагрузки в летний период, когда тепловая нагрузка мала

Свежий пар проходит ЦВД, промежуточный 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 котором может изменяться в пределах 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, разделенный по пару вертикальной перегородкой на две половины. Каждая из них присоединяется своим переходным патрубком к соответствующему потоку ЦНД, имеет свой основной и встроенный теплофикационный пучок для подогрева сетевой или подпиточной воды. Обе половины конденсатора по охлаждающей воде соединены последовательно; таким образом, он является двухсекционным двухходовым конденсатором, обеспечивающим повышение экономичности турбоустановки на 0,15—0,3 % по сравнению с односекционным конденсатором.

Система регенеративного подогрева питательной воды включает, кроме холодильников эжекторов и эжекторов уплотнений пять ПНД поверхностного типа, деаэратор на 0,7 МПа и три ПВД.

2.1 Исходные данные для расчета

Турбина имеет 8 регенеративных отборов и 2 теплофикационных. Мощность турбины N=250 МВт, начальные параметры Ро=24 МПа, tо=560 оС, давление в конденсаторе Рк=0,54 кПа, турбоустановка работает в теплофикационном режиме Qт=Qтном, с двухступенчатым подогревом сетевой воды.

2.2 Построение процесса расширения в hs-диаграмме.

Для определения давления в отопительных отборах задаёмся тепловым графиком теплосети 150/70.

Для расчёта возьмём точку . В этом случае температура обратной сети . Рассчитываем температуру за верхним сетевым подогревателем.

,

где  – доля покрытия теплофикационной нагрузки турбо установкой;

 – температура прямой сети;

 – температура обратной цепи.

Применяем равный подогрев 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 свойств воды и водяного пара [ ] находим давление насыщения:

;

;

Давление в отборах определяем по формуле:

, где

 ;

 .

На найденные давления в отборах имеются технические ограничения:

пределы изменения давления пара в верхнем отопительном отборе (включены оба отопительных отбора) 0,059-0,29;

пределы изменения давления пара в нижнем отопительном отборе (верхний отопительный отбор отключён) 0,049-0,196;

Данное ограничение выполняется, так как .

Давление пара в отборах турбины принимаем по справочным данным.

Таблица 2.1.

Принимаем потери в регулирующих клапанах 4%, в перепускных трубах 2%, в диафрагме ЧНД 5%; относительный внутренний КПД: ЦВД – 0,8; ЦСД – 0,84; ЦНД – 0,09.

;

;

;

;

.

Так как пар на ПНД-3 и ПСВ отбирается из одного отбора (т.6), а давление , то давление в регенеративном отборе на ПНД-3 равно 0,251.

Скорректируем давление в 6 отборе:

Так как 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: – потери 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.

2.4 Расчёт теплообменных аппаратов

2.4.1 Расчёт деаэратора подпитки теплосети

Так как применяется двухступенчатый подогрев сетевой воды, то для деаэрации подпиточной воды используется 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 свежего пара к стопорным клапанам ЦВД Go=Gт+Gпрупл=1,02·Gт. Паровая нагрузка парогенератора Gпе=Go+Gут=1,012·Go=1,032·Gт, где потеря от утечек через неплотности Gут=0,012·Go=0,01224·Gт. Расход питательной воды Gпв=Gпе=1,032·Gт. Расход добавочной 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

Повышение энтальпии воды в питательных насосах:

 кДж/кг.

Энтальпия воды перед ПВД 3 с учетом работы питательных насосов:

h13=h`д+Dhпн=687+35,9=722,9 кДж/кг.

Расход пара уплотнений, подаваемый на подогреватель:

Энтальпия пара уплотнений:

 кДж/кг.

Тепловой баланс для ПВД 1:

Тепловой баланс для ПВД 2:

Тепловой 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 тепловые балансы.

Для ПВД 1:

Для ПВД 2:

Так как ПВД-3 включён по схеме Виален, то на этом этапе уравнение для ПВД-3 не меняется.

Необходимо уточнить .

кДж/кг, tпв=276 оС.

2.7 Расчет деаэратора питательной воды.

Составим уравнение материального баланса:

,

где Gпв=1,04Gт; Gвып=0,002Gок;

Тогда

1,04+0,002 Gок=0,2079Gт+Gд+Gок

Уравнение теплового 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 тепловых 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:

Тепловой баланс для ОУ+СП и ОЭ:

Оценим энтальпию h27.

Принимаем т/ч.

Отсюда  кДж/кг, а  оС, что меньше 60 оС, значит линия рециркуляции не работает, а следовательно ПНД 8 не работает.

2.9 Определение расхода пара на турбину и проверка ее мощности.

Расход пара при теплофикационном режиме:

 кг/с,

где – электрическая 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

Используемое топливо: основное – газ, резервное – мазут М-100.

3.1 Исходные 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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8