Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей Введение Энергетика Республики Беларусь вступила в сложный этап своего развития, определяющийся дальнейшим существенным ростом потребления электроэнергии. При этом происходит удорожание первичных энергоресурсов, ужесточение экологических требований к генерирующим источникам. Одновременно с выработкой оборудованием многих ТЭС своего расчетного ресурса, имеется кризис в строительстве атомных электростанций, недопустимое сокращение резерва мощностей энергосистем, а также снижением их маневренности. В этих условиях во избежание серьезнейших срывов энергоснабжения, в том числе в коммунально-бытовой сфере, необходимо наряду с применяемыми мерами по экономии энергоресурсов, переосмысление стереотипных принципов развития энергетики, реализация нового подхода к достижению экономии топлива на выработку электроэнергии, повышению маневренности, продлению сроков службы, обеспечению необходимой надежности оборудования тепловых электростанций. Важнейшей задачей энергетики является повышение эффективности на основе совершенствования существующего оборудования, режимов его использования, создания новых укрупненных технологических установок и способов их эксплуатации. Современные энергосистемы характеризуются широким применением крупноблочных генерирующих агрегатов. Энергетический комплекс - одно из основных базовых звеньев экономики республики, обеспечивающий устойчивое социально-экономическое развитие нашего государства. Существующее состояние и технический уровень действующих мощностей становятся критическими. Исчерпали свой проектный ресурс 53% оборудования электроэнергетики. Согласно прогнозу электропотребления в Белоруссии к 2005 году достигнет уровня 1990 года. Исходя из этого, генерирующие источники для нужд республики следует вводить с учетом необходимости замещения 3 млн кВт выбывающих мощностей. На нынешнем этапе, при ограниченном инвестировании развития электроэнергетики, отрасль в наиболее сложный период до 2002г. вынуждена идти на самый дешёвый способ реконструкции электростанций и котельных - продление срока их эксплуатации путем замены отдельных узлов и деталей, увеличивающий длительность службы металла и т.п. Экономически оправданной является не замена отдельных узлов и элементов, а полная замена основного оборудования усовершенствованными образцами с улучшенными экономическими показателями. Для сложившейся структуры топливного баланса в электроэнергетике республики, где доля использования газа постоянно растет и к 2005 году достигнет почти 80%, приоритетным направлением должно стать применение наиболее эффективных и экологически чистых парогазовых и газотурбинных установок с высоким КПД. В течение рассматриваемого периода ожидаются изменения и в структуре ввода мощностей, значительно увеличится доля реконструкции. По сравнению с новым строительством: в суммарном вводе мощностей возрастет доля теплофикационных установок. Чтобы добиться более эффективного топливо использования, доминирующим должно стать комбинированное производство тепловой и электрической энергии. Возможности использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в Белоруссии очень ограничены, в совокупности они смогут обеспечить не более 5% всей расчетной потребности топлива республики. Тем не менее такие энергоисточники для республики очень важны, поскольку в отличие от других мощностей они дают реальную легко учитываемую экономию топлива, являются экологически чистыми и обеспечивают переход к тщательному энергосбережению и рачительной экономике. Основными направлениями развития нетрадиционной энергетики на ближайшую перспективу должны стать освоение гидроэнергетических ресурсов, а также использование древесной массы, бытовых отходов, биогаза и потенциала ветра. Дальнейшая тарифная и ценовая политика топливно-энергетического комплекса Беларуси направлена на установление таких цен на топливо и энергию, которые будут отражать в полном объёме затраты на производство и распределение топливно-энергетических ресурсов. При этом на ближайшую перспективу основными акцентами тарифной политики должны стать отмена перекрестного субсидирования и снижения тарифов для промышленности в республике. Для реализации намеченной энергетической политики необходимо решение следующих первоочередных задач: 1. Дальнейшее снижение энергоемкости внутреннего валового продукта; 2. Нормализация расчетов потребителей за энергоресурсы; 3. Совершенствование законодательно-правовой базы для отраслей в условиях существующих монополий; 4. Создание условий государственной поддержки предприятиям; 5. Привлечение иностранных инвесторов; 6. Совершенствование управления отраслями. Последовательное и успешное осуществление энергетической политики нашего государства обеспечит не только эффективное и надежное энергоснабжение народного хозяйства республики, но и решающим образом ускорит экономическое возрождение Белоруссии, позволит повысить жизненный уровень ее населения. 1. Обоснование строительства ТЭЦ и выбор основного оборудования 1.1 Величины тепловых нагрузок Строим ТЭЦ для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей. Выбираем оборудование три блока Т-250/300-240 с котлоагрегатами ТГМП-314. Номинальная тепловая нагрузка теплофикационных и технологических отборов для турбин /11/ приведена в таблице 1: Таблица 1 . Величины отборов турбин. Тип турбоагрегата Количество QТФО , Гкал/ч QТХО , Гкал/ч Т-250-240 3 330 - Количество теплоты, отдаваемое тепловому потребителю на теплофикацию из отборов турбин: Qчтфо=3Qтфо т-250=3.330=990 Гкал/ч. Принимаем коэффициент теплофикации: aтф=0,6./11/ Общее количество теплоты, отпускаемой от ТЭЦ на теплофикацию: QТЭЦтф=Qчтфо/aтф=990/0,6= 1650 Гкал/ч; 1.2 Обоснование тепловых нагрузок Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем hтс =0,9. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет/11/: для отопления и вентиляции qОВ ГОД =13,1 Гкал/год×чел; hОВ MAX =2500 час. для горячего водоснабжения qГВ ГОД =8,1 Гкал/год×чел; hГВ MAX =3500 час. час. тогда число жителей определяем как: zрасч =QТЭЦ тф . hт.с . hmax тф /qгод уд =1650.. 0,9. 2800/21,2=196000жителей Население города к началу расчетного периода zнач =zрасч /(1+i/100)Трасч =196132/(1+1,5/100)5 =182000жителей где i-ежегодный прирост населения города; Трасч -время, через которое ТЭЦ достигнет проектной нагрузки. Тепловая нагрузка к началу расчетного периода Qтф.нач =QТЭЦ тф . zнач /zрасч =1650. 182000/196000=1531,6 Гкал/ч Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду: отопление и вентиляция QГОД О+В =zрасч . qГОД О+В =196132. 13,1=2569329,2 Гкал/год горячее водоснабжение QГОД Г.В =zрасч . qГОД Г.В =196132.8,1=1588669,2 Гкал/год Максимальные часовые нагрузки для расчетного года: отопление и вентиляция QP О+В = QГОД О+В / hО+В MAX =2569329,2/2500=1027,7 Гкал/час горячее водоснабжение QP Г.В = QГОД Г.В / hГ.В MAX =1588669,2/3500=453,9 Гкал/час Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ к расчетному году: QТЭЦ тф.год =( QГОД О+В + QГОД Г.В )/hт.с =(2569329,2+1588669,2)/0,9= =4619998,2 Гкал/год Суммарный часовой отпуск тепла от ТЭЦ: QТЭЦ тф =(QP О+В +QP Г.В )/hт.с =(1027,7+453,9)/0,9=1646,2 Гкал/час Годовой отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ QТЭЦ тф.о.год = QТЭЦ тф.год. aтфГОД =4619998,2. 0,89=4111798,4 Гкал/год где aтфГОД – годовой коэффициент теплофикации 1.3 Выбор основного оборудования ТЭЦ В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 3´Т-250-240. За конкурирующий вариант строительства ТЭЦ принимаем 4´Т-180-130. 1.4 Выбор пиковых водогрейных котлов Исходя из теплофикационной нагрузки в номинальном режиме и суммарного номинального отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин, часовой отпуск тепла от ПВК определяется: Qпвк=Qтэцтф-Qтэцтфо=1650-990= 660 Гкал/ч. n=QПВК /180=660/180=3,67 Принимаем 4 пиковых водогрейных котла типа КВГМ-180 производительностью по 180 Гкал/ч./17/ 1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии Рассмотрим и сравним два варианта состава основного оборудования ТЭЦ: вариант I – 3хТ-250-240; вариант II – 4хТ-180-130. 1.5.1 Расчёт капиталовложений в ТЭЦ Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ /11/ приведены в таблице 2 Таблица 2 . Капиталовложения в основное оборудование (вариант 1) Тип Затраты на 1 ед. оборудования (млн. у.е.) оборудования головной последующий Т-250/300-240+1000 т/ч 96 60 КВГМ-180 – 3,5 Найдём капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП. Принимаем среднюю протяжённость тепловых сетей ТС=15км, а ЛЭП – ЛЭП=25км. Удельные капиталовложения: в тепловые сети – kТС =4×106 у.е./км /11/, в ЛЭП – kЛЭП =0,56 у.е./км. Полные капиталовложения: в ТС – KТС = kТС × lТС =4×106 ×15=60 млн у.е., в ЛЭП – KЛЭП = kЛЭП × lЛЭП =0,56×106 ×25=14 млн у.е.. Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ: КТЭЦ = К1 Т-250 +2.К 2 Т-250 +4×КПВК = 6+2.60+4×3,5=230 млн у.е.. Удельные капиталовложения в ТЭЦ: kТЭЦ =КТЭЦ /NТЭЦ =230/750=0,307 млн у.е./МВт; Произведем аналогичный расчет для второго варианта. Состав основного оборудования ТЭЦ для второго варианта приведен в таблице 3 Таблица 3 . Состав основного оборудования (вариант 2) Тип турбоагрегата Количество QТФО , Гкал/ч QТХО , Гкал/ч Т-180/210-130+670 т/ч 4 270 – Номинальный часовой отпуск тепла от турбин: QТФО Т-180 =270 Гкал/ч /17/; QТФО å =4×270=1080 Гкал/ч; Часовой отпуск тепла от ТЭЦ: QТФ =åQТФО /aТФ =1080/0,6= 1800 Гкал/ч Годовой отпуск тепла от ТЭЦ: Qг ТФ = åQТФО ×hТФ /aГОД ТФ =1080×3500/0,89= 4247191 Гкал/год Необходимый отпуск теплоты от ПВК Qпвк=Qтф-Qтфо=1800-1080= 720 Гкал/ч. n=QПВК /180=720/180=4 шт. Ставим четыре ПВК КВГМ-180, стоимостью 3,5 млн.у.е. каждый /11/; капиталовложения показаны в таблице 4 Таблица 4 . Капиталовложения в основное оборудование (вариант 2) Тип Затраты на 1 оборудования (млн.у.е. ) оборудования головной последующий Т-180/210-130+670 т/ч 70 50 КВГМ-180 – 3,5 Капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП принимаем такими же как и в варианте I: в ТС – KТС = kТС × lТС =4×106 ×15=60 млн.у.е., в ЛЭП – KЛЭП = kЛЭП × lЛЭП =0,56×106 ×25=14 млн.у.е.. Общие капиталовложения в ТЭЦ: КТЭЦ = К1 Т-180 +4×К2 Т-180 +5×КПВК =70+3×50+4×3,5=234 млн. у.е. Удельные капиталовложения в ТЭЦ: kТЭЦ =КТЭЦ /NТЭЦ =235,2/720=0,325 млн.у.е./МВт 1.5.2 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ Определим годовой расход топлива для первого варианта состава оборудования. Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов (см. таблицу 5)./11/ Таблица 5 . 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 Qтгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо; 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; rк – относительный прирост для конденсационного потока; Dr – уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке; Wтхо –удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт; Wтфо – удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт. Принимаем /11/: T=6000 ч/год; h=5500 ч/год; hтфо=3500 ч/год. Этт-250=0,63.384.3500-40,7.6000=602520 МВт-ч/год; Qтгод 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: Этэц=SNihi(1-DЭс.н./100) DЭсн=6% Этэц=750.5500(1-6/100)=3,88×106 МВт-ч/год. Общая потребность в теплоте от паровых котлов: Qка=1,02(SQт+Qроу); Qроу=(1-aтх)Qтх, где Qтх=0; Qроу=0 Qка=1,02(3×3508773,6)=10,53.106 МВт-ч/год. Годовой расход условного топлива на паровые котлы: Bка=Qка/(hКА ×КП )=10,53×106/(0,93.8,14)=1,39×106 т у.т./год, где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т. Расход топлива на ПВК: пвк=Qпвкhтфо(1-aтф год)/(hпвкKп)=660.3500(1-0,89)/(0,86.8,14)= =36297,9 т у.т./год, где aтф год-- годовой коэффициент теплофикации при часовом aтф=0,6 /11/. Годовой расход условного топлива на ТЭЦ: Bтэц=Bка+Bпвк=1,39×106+36297,9=1,426.106 т у.т./год. Определим годовой расход топлива для второго варианта состава оборудования. Энергетические характеристики /11/ для турбин приведены в таблице 6. Таблица 6 . Энергетические характеристики турбин Т-180/210-130, МВт/МВт Турбина rk Dr WТХО WТФО c а Т-180 2.316 1.3 - 0.6 24,4 29,89 Qтгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо; Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT, Этт-180=0,6.314.3500-24,4.6000=513000 МВт-ч/год; Qтгод т-180=29,89.6000+2,316. 180.5500-1,3.513000+314.3500= =2904280 МВт-ч/год; Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ: Этэц=SNihi(1-DЭс.н./100); DЭсн=8% Этэц=720.5500(1-8/100)=3,64.106 МВт-ч/год. Общая потребность в теплоте от паровых котлов: Qка=1,02(SQт+Qроу); Qроу=(1-aтх)Qтх, где Qтх=0; Qроу=0 Qка=1,02(4×2904280)=11,62.106МВт-ч/год Bка=Qка/(hКА ×КП )=11,62×106/(0,93.8,14)=1,53×106 т у.т./год, где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т. Расход топлива на ПВК: Bпвк=Qпвкhтфо(1-aтф год)/(hпвкKп)=720.3500(1-0,89)/(0,86.8,14)= =39597,7 т у.т./год, Годовой расход условного топлива на ТЭЦ: Bтэц=Bка+Bпвк=1,53×106+39597,7 =1,57.106 т у.т./год. 1.5.3 Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ Произведем расчет для первого варианта оборудования. Постоянные издержки: Ипост =1,3×(1,2×КТЭЦ ×Ра /100+kшт ×NТЭЦ ×зсг ), где Ра =4,3 % – норма амортизации (/11/), зсг =2500 у.е./год – заработная плата, среднегодовая, kшт =0,45 чел./МВт – штатный коэффициент (/11/), Ипост =1,3×(1,2×229,2 ×106 ×4,3/100+0,45×750×2500)= 16,47×106 у.е./год Переменные издержки: Ипер =ВТЭЦ ×Цтут =1,426 ×106 ×70= 85,56×106 у.е./год, где Цтут =70 у.е./тут – цена тонны условного топлива. Приведенные затраты на ТЭЦ: где Ен -нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,12; Кt 0 -капиталовложения в t-й год(по графику); Иt пост -постоянные годовые издержки в t-й год(по графику; Епр -нормативный коэффициент приведения разновременных затрат, равный 0,08. Третье и четвертое слагаемое учитываются лишь в том методе, где их величины больше. Построим графики изменения К, Э и В в зависимости от времени. Для определения динамики освоения капиталовложений вычисляются сроки ввода головного агрегата Тгол , сроки строительства Тстр , сроки освоения проектной мощности Трасч и капиталовложения в основной агрегат К*гол : Трасч =Тстр +2=4+2=6 лет Тстр =Тввод +4мес=4 года где Тввод -сроки ввода последнего агрегата. С учетом задела по последующим агрегатам находятся капиталовложение в головной агрегат: К* гол =1,25. Кгол =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: ИТС = 0,075×КТС =0,075×60=4,5×106 у.е./год, ИЛЭП = 0,034×КЛЭП =0,034×14=0,476×106 у.е./год – издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП. ЗТЭЦ =59,8 млн.у.е./год Аналогичный расчет для второго варианта приведен ниже. Постоянные издержки: Ипост =1,3×(1,2×КТЭЦ ×Ра /100+kшт ×NТЭЦ ×зсг ), где Ра =4,3 % – норма амортизации (/11/); зсг =2500 у.е./год – среднегодовая заработная плата; kшт =0,45 чел./МВт – штатный коэффициент(/11/). Ипост =1,3×(1,2×235,2×106 ×4,3/100+0,45×720×2500)= 16,8×106 у.е./год Переменные издержки: Ипер =ВТЭЦ ×Цтут =1,57×106 ×70= 94,2×106 у.е./год, где Цтут =70 у.е./тут – цена тонны условного топлива. Приведенные затраты на ТЭЦ: Для определения динамики освоения капиталовложений вычисляются сроки ввода головного агрегата Тгол , сроки строительства Тстр , сроки освоения проектной мощности Трасч и капиталовложения в основной агрегат К*гол : Трасч =Тстр +2=5+2=7 лет Тстр =Тввод +6мес=5 года где Тввод -сроки ввода последнего агрегата. С учетом задела по последующим агрегатам находятся капиталовложение в головной агрегат: К* гол =1,25. Кгол =70,3. 1,25=87,88 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 =23 млн у.е./год; К2 =39 млн у.е./год; К3 =25,85 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: ИТС = 0,075×КТС =0,075×60=4,5×106 у.е./год, ИЛЭП = 0,034×КЛЭП =0,034×14=0,476×106 у.е./год – издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП. ЗТЭЦ =61,23 млн у.е./год 1.7 Выбор оптимального состава оборудования Оптимальным, т.е. более предпочтительным для строительства, является вариант с наименьшими приведенными затратами. Разность 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.). Соотношение рассчитанных приведенных затрат Зпр для трех вариантов сравнения показано на диаграмме на рисунке 1. Зпр 50 61,23 59,8 25 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: Сб осн.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 =Ипост ТЭЦ +Ипер ТЭЦ +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=Cб осн.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: Сб осн.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 =Ипост ТЭЦ +Ипер ТЭЦ +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=Cб осн.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 =Qт ном , 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. 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. 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. N Пар Конденсат Вода Р, МПа t (х), о С h, кДж/кг tн , о С h` , кДж/кг tв , о С 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 - - - - - 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/(кгo С). 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 +Gпр упл =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 h21 оп =1180 кДж/кг h2 =2953 кДж/кг h22 оп =1053 кДж/кг h3 =3329 кДж/кг h23 оп =865 кДж/кг hj опп = f (Pпод j , tн j +20) hдр j = f (Pпод j , tв j +1 +10) h1 опп =2865 кДж/кг hдр1 =1085 кДж/кг h2 опп =2858 кДж/кг hдр2 =873 кДж/кг h3 опп =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 о С. ПВД-8 ПВД-7 ПВД-6 0,0716 0,0704 0,0592 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 о С, что меньше 60 о С, 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 0 C Состав газа по элементам: Таблица 3.1 ,ккал/м3 CH4 ,% C2 H6 ,% C3 H8 , % C4 H10 , % C5 H12 , % N2 , % CO2 , % , кг/м3 8570 98,9 0,3 0,1 0,1 0 0,4 0,2 0,712 Состав мазута по элементам: Таблица 3.2 ,ккал/кг Wр , % Ар , % ,% СР ,% HР ,% NР +ОР , % 9260 3,0 0,1 2,8 83,0 10,4 0,7 3.2 Расчёт котлоагрегата при сжигании мазута 3.2.1 Теоретическое количество воздуха для полного сгорания жидкого топлива (при a=1): V0 =0,0889×(CP +0,375× )+0,265×HP -0,0333×OP = =0,0889×(83,0+0,375×2,8)+0,265×10,4-0,0333×0,5×0,7= 10,21 м3 /кг 3.2.2 Теоретические минимальные объёмы продуктов сгорания при полном сгорании топлива с a=1: теоретический объём азота: =0,79×V0 +0,8×NP /100=0,79×10,2+0,8×0,5×0,7/100=8,1 м3 /кг, теоретический объём трёхатомных газов: =1,866× =1,866× =1,57 м3 /кг теоретический объём водяных паров: =0,111×HP +0,0124×WP +0,0161×V0 =0,111×10,4+0,0124×3,0+0,0161×10,2=1,36 м3 /кг При избытке воздуха a>1 (принимаем a=1,03) объём водяных паров: = +0,0161×(a-1)×V0 =1,36+0,0161×(1,03-1)×10,2 = 1,364 м3 /кг объём дымовых газов: Vг = + + +(a-1)×V0 =1,57+8,1+1,364+(1,03-1)×10,21= 11,34 м3 /кг Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров соответственно: = /Vг = /Vг Суммарная объёмная доля: rп = + . Безразмерная концентрация золы: mзл = , где аун =0,06 Gг =1-АР /100 + 1,306×a×V0 , кг/кг – масса дымовых газов. Результаты расчётов по пункту 3.2. сведём в таблицу 3.3. Таблица 3.3. Величина Размерн. Газоходы aт =1,03 aпп =1,06 aвэ =1,08 aрп =1,28 среднее знач. a в газоходах – 1,03 1,045 1,07 1,18 (a-1)×V0 м3 /кг 0,306 0,459 0,714 1,836 м3 /кг 1,364 1,367 1,371 1,39 Vг м3 /кг 11,34 11,496 11,755 12,896 – 0,138 0,136 0,133 0,122 – 0,12 0,119 0,116 0,106 rп – 0,258 0,255 0,249 0,288 Gг кг/кг 14,72 14,92 15,25 16,72 mзл кг/кг 4,1×10-6 4,02×10-6 3,9×10-6 3,6×10-6 3.2.3 Тепловой баланс котлоагрегата Составим общее уравнение теплового баланса: =Q1 +Q2 +Q3 +Q4 +Q5 +Q6 3.2.3.1 Располагаемое тепло на 1кг жидкого топлива: = +Qв.вн. +iтл, где Qв.вн. = b'[ '- ] – тепло внесённое в котёл воздухом, b' – отношение количества воздуха на входе в котлоагрегат к теоретическому необходимому, ', – энтальпии теоретически необходимого количества воздуха на входе в котлоагрегат и холодного воздуха, определяется соответственно по температуре на входе в воздухоподогреватель и холодного воздуха по I-t таблице [5]. b'=aт +Daт +DaВП =1,03-0,05+0,2=1,28 ' =Ср ×V0 ×tв =0,32×10,21×60=196 ккал/кг = Ср ×V0 ×tхв =0,32×10,21×30=98 ккал/кг Qв.вн. =1,28×[196-98]= 115,6 ккал/кг iтл – физическое тепло топлива. iтл =Cтл ×tтл Cтл =0,415+0,0006×tтл =0,415+0,0006×120=0,487 ккал/(кг×0 С) iтл =0,487×120=58,44 ккал/кг, тогда =9260+115,6+58,44= 9434 ккал/кг 3.2.3.2 Определяем потери тепла с уходящими газами: q2 = , где tух =140 0 С, Iух =637 ккал/кг, q4 =0 (принято), aух =1,28, тогда q2 = = 5,42 % потери тепла от химической неполноты сгорания принимаем q3 =0,5 %, от механической неполноты сгорания q4 =0 потери тепла в окружающую среду q5 =0,4 %, потери тепла с физическим теплом шлама q6 =0. 3.2.3.3. Определяем полезно используемое тепло: q1 =Q1 / = =100-q2 -q3 -q4 -q5 -q6 =100-5,42-0,5-0-0,4-0=93,68 % 3.2.4 Определение часового расхода топлива на котёл В= ×100, кг/ч, где QКА =Дпе ×(iпе -iпв )+Дпр ×(is -iпв )=1000×(838,7-259)+12,6×(387-259)= =1312,8ккал/т, тогда В= ×100 = 65775,9 кг/ч = 65,8 т/ч Полученный расход топлива используем в дальнейших расчётах. 3.3 Расчёт котлоагрегата при сжигании газа 3.3.1 Теоретическое количество воздуха для полного сгорания газообразного топлива (при a=1): V0 =0,0476×[å(m+n/4)×Cm Hn +0,5×(CO+H2 )+1,5×H2 S-O2 ]= =0,0476×[(1+4/4)×98,9+(2+6/4)×0,3+(3+8/4)×0,1+(4+10/4)×0,1+0,5×(0+0) +1,5×(0+0)]= 9,52 м3 /кг 3.3.2 Теоретические минимальные объёмы продуктов сгорания при полном сгорании топлива с a=1: теоретический объём азота: =0,79×V0 +0,01×N2 =0,79×9,52+0,01×0,4= 7,525 м3 /кг,