Расчет технико-экономических показателей и принципиальной тепловой схемы энергоустановки

 

По  полученным данным построим годовой  график тепловых нагрузок по продол- жительности.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Выбор варианта энергоснабжения  промышленно-жилого района.

 

Целью выбора варианта энергоснабжения являются получение основных технико-экономических  показателей, включающих расчет капиталовложений в генерирующее оборудование, расчет расхода топлива и топливных  затрат на обеспечение выработки  электрической и тепловой энергии. Исходными данными для анализа  являются величины электрической, и  структура отпускаемого потенциала теплоты, по которым выбирается основное оборудование.

 

 

3.1 Вариант комбинированного  энергоснабжения от ТЭЦ.

 

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) предназначена для отпуска  потребителям двух видов энергии: электрической  и тепловой. В течение года ТЭЦ  вырабатывает электрическую энергию  по двум циклам. Зимой при отпуске  теплоты из отборов турбин выработка  электроэнергии турбоагрегатами ТЭЦ  осуществляется по теплофикационному  циклу без энергетических потерь в холодном источнике. В летний и  переходный осенне-весенний период выработка  электроэнергии на ТЭЦ осуществляется по конденсационному циклу. Причем экономичность  такой выработки всегда ниже, чем  на конденсационной электростанции с оборудованием такого же класса. Последнее обусловлено снижением  КПД проточной части турбин вследствие их конструктивных особенностей.

 

 

3.1.1.Выбор основного оборудования.

 

Основным  критерием выбора состава оборудования ТЭЦ является коэффициент α_Т. Им определяется электрическая мощность ТЭЦ при расчётных тепловых нагрузках, состав турбогенераторов, мощность устанавливаемых энергетических и пиковых котлов. Коэффициент теплофикации характеризует степень использования отборов турбин. Он равен отношению тепловой нагрузки ТЭЦ покрываемой паром, отбираемым из турбин к расчётной (максимальной) теплофикационной нагрузке .

   Тепловая нагрузка ТЭЦ покрываемая паром вычисляется по формуле:

 

,               (12)

где - коэффициент теплофикации, принимаем равным 0,5;

    - расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ, кВт.

 

При ; кВт тепловая нагрузка ТЭЦ покрываемая паром равна:

 

 

 

Выбор турбоагрегатов.

Выбираемые  турбоагрегаты должны соответствовать  трем условиям:

– вырабатывать электрическую энергию  мощностью  = 240 МВт;

– покрывать технологическую нагрузку 494 МВт и отпускать пар давления

 1,4 МПа;

– покрывать отопительную нагрузку МВт.

Для этой цели выбираем по таблице [2, приложение 1] 3 турбоагрегата ПТ-135-130/15 со следующими характеристиками:

Таблица 2.

 

Характеристики	ПТ-135-130/15
Завод изготовитель	УТМЗ
Номинальная мощность, МВт	135
Давление свежего пара, МПа (кг*с/см2)	12,75 (130)
Температура свежего пара, оС	555
Расход свежего пара макс., т/ч	760
Давление в регулируемых отборах, МПа (кг*с/см2): - производственном - верхнем отопит. - нижнем отопит.	1,47 (15) 0,09-0,25 0,04-0,12
Номинальная тепловая нагрузка отборов, т/ч: - производ. - отопительная	320 210
Давление отработавшего пара, кПа (кг*с/см2)	3,4 (0,035)
Относительный внутренний КПД турбины, %	82-85

 

     Электрическая мощность трех  турбоагрегатов ПТ-135-130/15 равна:

 

 

 

     С технологической нагрузкой 494 МВт мы должны получать количество пара не менее:

 

              (13)

 

     где - технологическая нагрузка, МВт;

     - удельная теплота парообразования, кДж/кг, равная 2260 кДж/кг для воды.

 

     При  494 МВт, = 2260 кДж/кг количество пара от турбины ПТ-135-130/15 равно:

 

.

 

     С отопительной нагрузкой 255,61 МВт мы должны получать количество пара не менее:

 

              (14)

 

где – отопительная нагрузка, МВт.

 

    При 255,61 МВт, = 2260 кДж/кг тепловая производственная нагрузка отбора трех турбоагрегатов ПТ-135-130/15 равна:

 

.

 

Проверка  правильности выбора турбоагрегатов.

Электрическая мощность всех турбоагрегатов:

 

 

 

Тепловая  производственная нагрузка отборов  всех турбоагрегатов:

 

 

 

Тепловая  отопительная нагрузка отборов всех турбоагрегатов:

 

 

 

Давление  в регулируемых отборах:

 

 

 

Все условия выполняются.

 

Выбор котельных агрегатов.

 

    Тип и единичную мощность котельных  агрегатов выбираем исходя из  параметров максимального расхода  свежего пара перед турбиной (см. таблицу 2), а также из условий  обеспечения планово-предупредительных  ремонтов паровых котлов в  течении года и покрытия нормативных тепловых нагрузок ТЭЦ при аварийном отключении одного котла. При выборе агрегата необходимо учитывать ещё и вид сжигаемого топлива.

Для каждого турбоагрегата ПТ-135-130/15 по [2, приложение 2] выбираем по 2 котельных  агрегата Е-420-140 ГМ. Характеристики выбранных  котельных агрегатов приведены  в таблице 3.

Таблица 3.

Характеристики	Е-420-140 ГМ
Завод изготовитель	ТКЗ

Продолжение таблицы 3.

Характеристики	Е-420-140 ГМ
Номинальная производительность, т/ч	420
Давление острого пара на выходе, МПа (кг*с/см2)	13,8 (140)
Температура острого пара на выходе, оС	560
Вид сжигаемого топлива	Газ, мазут
Расчётный КПД брутто, %	93,8/92,2

 

Проверка  правильности выбора котельных агрегатов.

Максимальный  расход свежего пара:

 

 т/ч  т/ч.

 

Давление пара:

 

 МПа МПа.

 

Все условия выполняются.

 

Выбор пиковых водогрейных котлов.

 

    Выбираемые пиковые водогрейные  котлы, которые должны покрывать  нагрузку, вычисленную по формуле:

 

             (15)

 

    При ; формула (15) принимает значение:

 

 

 

Исходя  из этого по [2, приложение 3] выбираем 3 пиковых водогрейных котла ПТВМ-100. Характеристики выбранных пиковых водогрейных котлов представлены в таблице 4.

Таблица 4.

Характеристики	ПТВМ-100
Теплопроизводительность, МВт (Гкал/ч)	116 (100)
Температура воды, оС: - на входе - на выходе	70/104 150
Расход воды, т/ч	2140

 

 

 

3.1.2.Определение капитальных  вложений в сооружение ТЭЦ.

 

    Капиталовложения в сооружение  ТЭЦ могут быть определены  двумя методами: на основании  сметной стоимости оборудования  с учетом затрат на строительно-монтажные  работы и по удельным капитальным  вложениям . Первый метод наиболее точный. Он используется проектными организациями и выполняется с использованием ценников на оборудование, его монтаж и другие виды работ, связанные с сооружением объекта. Второй метод по удельным капиталовложениям широко применяется в оценочных расчетах. В курсовой работе рекомендуется к использованию второй метод.

   Величина капиталовложений в  сооружение ТЭЦ находится из  выражения:

 

              (16)

 

   где - номинальная мощность ТЭЦ, МВт.

 

При ; величина капиталовложение равна:

 

 

 

 

3.1.3.Определение расхода  топлива и основных показателей 

для варианта энергоснабжения  от ТЭЦ.

 

   Величина расхода топлива на  отпуск электроэнергии от ТЭЦ  определяется из выражения:

 

              (17)

 

   где , - полная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и конденсационном потоке пара, кВт·ч;

   , - удельные расходы условного топлива на теплофикационном и конденсационном потоках пара, кг у.т./кВт∙ч.

 

   Полная выработка электроэнергии  на тепловом потреблении и  конденсационном потоке составляют  соответственно:

 

              (18)

 

              (19)

 

   где , - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном и технологическом потреблении, кВт*ч/ГДж, определяются по [1, рисунок 6,4] соответственно по давлению в теплофикационном и технологическом отборах пара;

, - количество отработавшей теплоты, отданной соответственно на теплофикационные и технологические нужды вычисляются по формулам:

 

,             (20)

 

,              (21)

 

              (22)

 

    где  и - удельное теплосодержание отработавшего пара соответственно в теплофикационном и технологическом отборах, принимаем ,

;

    - годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки отборов турбин, принимаем равным 5500 часов;

    и - соответственно теплофикационный и промышленный отбор турбины.

 

   При ; ; ; и

 формулы (20), (21) и (22) равны:

 

,

 

,

 

 

 

   Удельные расходы условного топлива  и находятся по формулам:

 

             (23)

 

 

              (24)

 

   где – электромеханический КПД турбогенератора, принимаем равным 0,97;

   - коэффициент теплового потока, принимаем равным 0,98;

   - КПД брутто котельного агрегата;

   – абсолютно внутренний КПД турбогенератора, , в зависимости от его типа и выработки лежит в пределах 0,36 ÷ 0,45, принимаем равным 0,4.

 

 кг у.т./кВт*ч,            

 

 кг у.т./кВт*ч.

 

    При ; ; кВт*ч/ГДж;

 кВт*ч/ГДж, ; , формулы (18) и (19) равны:

 

 

 

 

 

 

 

   Величина расхода топлива на  отпуск тепловой энергии от  ТЭЦ определяется с учетом  отпуска из отборов турбин  и пиковых водогрейных котлов по формуле:

 

              (25)

 

   где , - удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии в турбинах ТЭЦ и ПВК, кг у.т./ГДж, определяются по формулам:

 

              (26)

 

              (27)

 

где - КПД пиковой котельной, принимается 0,9 при работе газомазутном топливе.

 

При ; ; выражения (26) и (27) равны:

 

 кг у.т./ГДж,

 

 кг у.т./ГДж.

 

При ; ;

; величина расхода топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭЦ равна:

 

916593040

 

   Суммарный расход топлива на  комбинированный отпуск тепловой  и электрической энергии от  ТЭЦ определяется из выражения:

 

             (28)

 

 

 

3.2 Вариант раздельного  энергоснабжения от КЭС и котельной.

 

Этот  вариант всегда проигрывает варианту энергоснабжения от ТЭЦ по экономичности, то есть расходу топлива на отпуск электрической и тепловой энергии, но отличается меньшими капиталовложениями. Для окончательного выбора варианта энергоснабжения требуется определить капиталовложения в вариант раздельного  энергоснабжения и величину расхода  топлива по нему.

 

 

3.2.1.Определение капитальных  вложений в сооружение КЭС  и котельной.

 

Капитальные вложения в строительство КЭС  и котельной определяются аналогично предыдущему варианту. Причем величина мощности КЭС принимается несколько  завышенной, чем мощности ТЭЦ:

 

              (29)

 

где - коэффициент, учитывающий прирост мощности КЭС на величину дополнительных потерь мощности в ЛЭП в виду большей удаленности КЭС от потребителя, чем ТЭЦ. Принимаем равным 0,07.

Различием в потреблении электроэнергии на собственные нужды по раздельному  и комбинированному вариантам в  оценочных расчетах можно пренебречь.

 

 

 

Капиталовложения  в строительство КЭС определяются по формуле:

 

 $           (30)

 

где - удельные капиталовложения в сооружения КЭС, принимаем равным

1700 $/кВт.

 

 

 

   Капиталовложения в сооружении  отопительных и промышленных  котельных находятся по формулам:

 

, $,             (31)

 

, $,             (32)

    где - тепловая мощность технологического отпуска пара от ТЭЦ, кВт, равная:

 

, кВт;            (33)

 

    , - удельные капиталовложения в отопительные и промышленные котельные, $/кВт, принимаем , .

   Исходя из вышесказанного, формулы  (33), (31) и (32) равны:

 

 

 

 

, $,