Расчет теплогенерирующего источника

- коэффициент неравномерности  суточного графика по пару, принимается 0,7…0,9.

 

 

 

Примем для рассмотрения турбогенератор марки ТГ 0,75ПА/0,4 Р13/4  с номинальным расходом пара

Мощность турбоагрегата:

                                                                                           (6.10)

где  и - энтальпия пара свежего (перед турбиной) и отработавшего в идеальном (изоэнтропном) процессе расширения в турбине, определяются по i, S – диаграмме (рисунок 3);

- коэффициент полезного действия турбоагрегата, %, [2 Приложение 2].

 

Примем к установке 2 турбогенератора ТГ 0,75ПА/0,4 Р13/4 мощностью 750 кВт и номинальным расходом пара 22,5 т/ч каждый.

 Так как среднечасовой расход пара на котельной выше номинального расхода пара на турбину, то число часов использования установленной мощности будет равно числу часов работы котельной. При этом необходимо учитывать, что пар, прошедший через турбину, имеет несколько меньший потенциал, чем редуцированный пар. Это в свою очередь вызовет необходимость увеличения производства пара на 10…20 % для получения у потребителя того же количества теплоты.

 

 

 

Расчет экономии топлива от установки турбоагрегата

Для расчета экономии  топлива от установки турбоагрегата важно точно знать затраты топлива на производство электроэнергии на проектируемой котельной. Для этого необходимо определить удельный расход топлива на производство единицы теплоты отпускаемой от котлов или коэффициенты полезного действия котельной и транспорта пара к турбине.

Коэффициент полезного действия котельной нетто, т.е. с учетом потребления теплоты на собственные нужды котельной:

                   (6.11)

Количество теплоты, затраченное на выработку электроэнергии на выбранном турбоагрегате за год:

                    (6.12)

Где - коэффициент полезного действия турбоагрегата, %;

- коэффициент полезного  действия котельной нетто, %;

- коэффициент теплового  потока, учитывающий потери теплоты  при транспортировке пара по  паропроводу от котлов до турбогенератора, %, при нормальном состоянии теплоизоляции  составляет 98 % внутри котельной  и 96 % при установке турбогенератора в отдельно стоящем здании с прокладкой наружных паропроводов.

Расход условного топлива на выработку электроэнергии выбранным турбогенератором за год:

                                                         (6.13)

Количество электроэнергии, выработанной турбогенератором за год:

                (6.14)

Количество электроэнергии, отпущенной турбогенераторной установкой за год:

          (6.15)

где  - коэффициент потребления электроэнергии на собственные нужды турбоустановки (привод насосов технического водоснабжения, пускового маслонасоса и другого электротехнического оборудования), в зависимости от выбранной схемы технического водоснабжения составляет ориентировочно: при включении в схему технического водоснабжения предприятия 0,5…1,0 %, при индивидуальной схеме технического водоснабжения 3…8 %.

Необходимое количество электроэнергии с шин электростанций концерна «Белэнерго» с учетом потерь в электрических сетях на транспорт электроэнергии до вводов токоприемников предприятия составляет:

         (6.16)

где  - коэффициент потерь в электросетях на транспорт электроэнергии в системе концерна «Белэнерго» (за неимением данных принять 10 %).

Экономия условного топлива от установки выбранного турбоагрегата на котельной:

     (6.17)                                                                                      

где  - удельный расход условного топлива на 1 кВт×ч отпущенной из энергосистемы электроэнергии, принимается = 0,32 кг/(кВт×ч), как для блоков Лукомльской ГРЭС - замыкающей станции в энергосистеме.

 

Расчет срока окупаемости турбоагрегата малой мощности, внедренного на котельной

Величина укрупненных капиталовложений в установку турбоагрегата малой мощности на котельных предприятий с созданием малых ТЭЦ включает в себя стоимость оборудования Соб, строительно-монтажных Ссм, проектно-изыскательских Спи и пуско-наладочных Спн работ:

                                                                     (6.18)

Стоимость выбранного агрегата определяется по результатам тендера. В курсовом проектировании она может быть рассчитана по установленной мощности турбоагрегата и удельным капиталовложениям на 1 кВт электрической мощности   80…110 $.

 

Стоимость электротехнических устройств составляет ориентировочно 10…15 %, а тепломеханической части (паропроводы, трубопроводы технической воды и т.д.) – 15…20 % от стоимости турбоагрегата.

Таким образом,  стоимость оборудования:

                                         (6.19)

Стоимость строительно-монтажных работ составляет 15…20 % (при расположении турбоагрегата в котельной) или 20…30 % (при расположении турбоагрегата в отдельно стоящем строении) от стоимости оборудования:

               (6.20)       

Стоимость проектно-изыскательских работ составляет 5…10 % от стоимости строительно-монтажных работ:

           (6.21)

Стоимость пуско-наладочных работ составляет 3…5 % от стоимости оборудования:

         (6.22)

Капиталовложения в мероприятие:

 

Срок окупаемости мероприятия:

                                                                                   (6.23)

где  - стоимость условного топлива, тыс. руб/т, определяется на момент составления расчета, исходя из стоимости натурального топлива и топливного эквивалента, по формуле:

                              (6.24)

где  - теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг (твердого и жидкого) или МДж/м3 (газообразного).

 

 

 

 

8. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС ТУРБОГЕНЕРАТОРА

Рисунок 2 – структурная схема потоков турбогенератора

                                        

Составим энергетический баланс турбогенератора.

Приход энергии = Расход энергии

Приход энергии:

• С паром из котла .

Расход энергии:

• Электрическая энергия ;
• С паром в противодавлении ;
• Потери .

 

                    Таблица 3

Приходная статья баланса			Расходная статья баланса
Наименование	кВт	%	Наименование	кВт	%
С паром из котла	42360	100	Электрическая энергия	1500	4
			С паром в противодавлении	39530	93
			Потери	1330	3
Итого:	42360	100	Итого:	42360	100

 

 

Полосовая  диаграмма блока турбогенератора представлена в графической части.

 

 

 

 

 

Заключение

В ходе данной работы была рассчитана тепловая схема производственно-отопительной котельной, находящейся в городе Гродно, и было принято к установке следующее оборудование:

• 3 котла марки ДКВр-20-13;
• 1 дэаэратор марки ДА-100;
• 2 турбоагрегата марки ТГ 0,75ПА/0,4 Р13/4.

Было также проведено технико-экономическое обоснование выбранного турбоагрегата, в результате которого срок окупаемости составил 0,3 года.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. – М.: Энергоатомиздат, 1989;

2. Методическое особие к курсовому проектированию по дисциплине «Эффективность теплоэнергетических систем в промышленности и ЖКХ». – Минск, 2006;

3. СНиП 2.04.07-86 «Тепловые сети»;

4. СНБ 2.04.02-2000 «Строительная климатология».