Расчет ТЭЦ на Свалочном и природном газе

Удельные капиталовложения: в тепловые сети – k_ТС=4×10⁶ у.е./км /11/ , в ЛЭП – k_ЛЭП=0,56 у.е./км.

Полные капиталовложения:

в ТС – K_ТС= k_ТС× l_ТС=4×10⁶×15=60 млн у.е.,

в ЛЭП – K_ЛЭП= k_ЛЭП× l_ЛЭП=0,56×10⁶×25=14 млн у.е..

Тогда общие  капиталовложения в ТЭЦ:

 

К_ТЭЦ= К₁^Т-250+2 ^.К ₂^Т-250 =

=96+2 ^.60=216 млн у.е..

  Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

k_ТЭЦ=К_ТЭЦ/N_ТЭЦ=216/750=0,307  млн у.е./МВт ;

 

3.3 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

 

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов (см. таблицу 3.3)

 

Таблица 3.3.  Энергетические характеристики турбин Т-250/300-240, МВт/МВт

Турбина	rk	Dr	WТХО	WТФО	c	а
Т-250	1,98	1.32	-	0.63	40,7	39,6

 

Q^т_год=aT+r_кN_тh-DrЭ_т+Q_тхоh_тхо+Q_тфоh_тфо ;

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT ,

где a – расходы теплоты на холостой ход,МВт;

c – потери  в отборах,МВт;

T – число  часов работы турбины в году, ч/год;

h – годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;

r_к – относительный прирост для конденсационного потока;

Dr – уменьшение  относительного прироста на теплофикационном  потоке;

W_тхо –удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;

W_тфо – удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.

 

Принимаем:

T=6000 ч/год; h=5500 ч/год; h_тфо=3500 ч/год.

Э^т_т-250=0,63^.384^.3500-40,7^.6000=602520  МВт-ч/год;

Q^т_{год 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:

Э_тэц=SN_ih_i(1-DЭ_с.н./100)

 

DЭсн=6%

Э_тэц=750^.5500(1-6/100)=3,88×10⁶ МВт-ч/год.

Общая потребность  в теплоте от паровых котлов:

Q_ка=1,02(SQ_т+Q_роу);

Q_роу=(1-a_тх)Q_тх ,

где Q_тх=0;  Q_роу=0

Q_ка=1,02(3×3508773,6)=10,53^.10⁶ МВт-ч/год .

 

Годовой расход условного топлива на паровые  котлы:

B_ка=Q_ка/(h_КА×К_П)=10,53×10⁶/(0,93^.8,14)=1,39×10⁶ т у.т./год ,

где K_п=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.

 

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

B_тэц=B_ка =1,39×10⁶ т у.т./год .

 

 

3.4 Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ

 

Постоянные  издержки:

И_пост=1,3×(1,2×К_ТЭЦ×Р_а/100+k_шт×N_ТЭЦ×з_сг),

где Р_а =4,3 % – норма амортизации,

з_сг=2500 у.е./год – заработная плата, среднегодовая,

k_шт=0,45 чел./МВт – штатный коэффициент,

И_пост=1,3×(1,2×229,2 ×10⁶×4,3/100+0,45×750×2500)= 16,47×10⁶  у.е./год

Переменные  издержки:

И_пер=В_ТЭЦ×Ц_тут=1,426 ×10⁶×70= 85,56×10⁶  у.е./год,

где Ц_тут=70 у.е./тут – цена тонны условного топлива.

 

Приведенные затраты  на ТЭЦ:

где Е_н-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,12; К_t⁰-капиталовложения в t-й год(по графику); И^t_пост-постоянные годовые издержки в t-й год(по графику; Е_пр-нормативный коэффициент приведения разновременных затрат, равный 0,08.

Третье и  четвертое слагаемое учитываются лишь в том методе, где их величины больше.

Для определения  динамики освоения капиталовложений вычисляются  сроки ввода головного агрегата Т_гол, сроки строительства Т_стр, сроки освоения проектной мощности Т_расч и капиталовложения в основной агрегат К*_гол:

Т_расч=Т_стр+2=4+2=6 лет

Т_стр=Т_ввод+4мес=4 года

где Т_ввод-сроки ввода последнего агрегата.

С учетом задела по последующим агрегатам находятся  капиталовложение в головной агрегат:

К^*_гол=1,25^.К_гол=95,6^.1,25=119,5 млн у.е./год

Капиталовложения К^*_гол распределяются между 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

Постоянные  издержки в третьем году:

Выработка электрической  энергии в третьем году:

Отпуск тепла  от ТЭЦ коммунально-бытовым потребителям в третьем году:

Расход топлива  в третьем году на ТЭЦ:

 

И_ТС= 0,075×К_ТС=0,075×60=4,5×10⁶ у.е./год,

И_ЛЭП= 0,034×К_ЛЭП=0,034×14=0,476×10⁶ у.е./год –издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП.

З_ТЭЦ=59,8 млн.у.е./год

 

3. 5 Выбор и расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока

 

Исходные  данные для расчета.

 

Турбина имеет 8 регенеративных отборов и 2 теплофикационных. Мощность турбины N=250 МВт, начальные  параметры Ро=25 МПа, tо=545 оС, давление в конденсаторе Рк=0,54 кПа, турбоустановка работает в теплофикационном режиме Q_т=Q_т^ном, с двухступенчатым подогревом сетевой воды.

 

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 3.4.

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 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.3.1).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 3.1. Процесс расширения в hs-диаграмме.

 

3.6 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 3.5

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	-	-	-	-	-