Проект теплоэлектроцентрали 350 мВт для города Якутска

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Экономическая часть

1.1 Актуальность темы дипломного проекта

1.2 Экономическое обоснование состава основного оборудования на основе народно-хозяйственного подхода

1.3 Экономическое обоснование на основе хозрасчетного метода

1.4 Расчет срока окупаемости инвестиций

2. Расчетная часть

2.1 Описание принципиальной тепловой схемы и подготовка данных для расчета

2.2 Расчет принципиальной тепловой схемы

2.3 Расчет Технико-экономических показателей

2.4 Выбор основного и вспомогательного оборудования

2.5 Проектирование топливного хозяйства ТЭЦ

3. Общая часть

3.1 Компоновка главного корпуса.

3.2 Генеральный план ТЭЦ

3.3 Система технического водоснабжения

4. Индивидуальное задание.

4.1 Описание схемы газового хозяйства

4.2 Краткое техническое описание ГРП.

4.3 Краткое описание и технические данные оборудования насосной жидкого топлива

5. Безопасность проектируемого объекта

5.1 Общая характеристика проектируемого объекта с точки зрения безопасности и безвредных условий труда

5.2 Объемно-планировочное решение задания проектируемого объекта

5.3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей

5.4 Производственная санитария

5.5 Предотвращение аварийных ситуаций

5.6 Индивидуальное задание

6. Экологическая часть.

6.1 Задачи охраны окружающей среды.

6.2Характеристика источников загрязнения окружающей среды.

6.3 Технические решения по предотвращению загрязнения водного бассейна

6.4 Технические решения по предотвращению загрязнения воздушного бассейна

Заключение

Список использованных источников

Приложение А (обязательное)



ВВЕДЕНИЕ

Создание материально-технической базы требует электрификации всех отраслей промышленности, сельского хозяйства, транспорта, быта.

Энергетика России развивается на базе новых достижений в области проектирования и строительства электростанций, характеризуется широкой автоматизацией производственных процессов. В европейской части страны и на Урале осуществляется сооружение крупных атомных электростанций. Предусмотрена дальнейшая централизация теплоснабжения за счет сооружения мощных ТЭС на органическом и ядерном топливе.

Развитие промышленности и широкое жилищно-коммунальное (хозяйства) строительство вызывает непрерывный рост тепловой нагрузки. Одновременно идет процесс концентрации этой нагрузки в крупных городах и промышленных районах, что создает базу для дальнейшего развития теплофикации и централизованного теплоснабжения. В отдельных районах страны возникают крупные территориальные формирования с высокой концентрации тепловой нагрузки, что вызывает необходимость создания комплексных систем с использованием различных источников теплоснабжения.

Ужесточение экономических и планировочных требований к современным городам и промышленным районам приводит к размещению ТЭЦ на значительном расстоянии от районов теплового потребления, что осложняет гидравлические и тепловые режимы системы теплоснабжения и выдвигает повышенные требования к их надежности.

Развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения выдвигает научные и инженерные задачи, успешное разрешение которых в значительной мере зависит от подготовки инженерно-технических и научных кадров.

Россия занимает первое место в мире по масштабам теплофикации. Основным направлением развития стало сооружение ТЭЦ большой мощностью на более современных крупных турбинах. Все большее значение в России, благодаря росту жилищного и общественного строительства и лучшего удовлетворения потребностей населения в тепле, преобладают отопительные теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).

Суровый климат Восточной Сибири и Севера, рост объектов

коммунального хозяйства и строительства-все эти факторы приводят к возникновению дефицита и нехватки тепловой и электрической энергии.

В связи с этим возникает необходимость строительства теплоэлектроцентрали с установкой современного оборудования. В качестве основного оборудования в проекте предусматривается применение турбоагрегатов типа Т-117/120-130 и паровых котлов типа БКЗ-420-140. Тепловая электрическая станция проектируется на природном газе Усть-Вилюйского (Мастахского) месторождения.



1. Экономическая часть

1.1 Актуальность дипломного проекта

Актуальность темы дипломного проекта обосновывается целями и приоритетами энергетической стратегии России на период до 2020 года. Развитие электроэнергетики должно обеспечить необходимыми энергетическими ресурсами начавшийся экономический рост во всех отраслях народного хозяйства.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления при оптимистическом варианте развития необходимо создание генерирующих мощностей на электрических станциях России (с учётом замены и модернизации) до 2020 г.г. не менее 177 млн. кВт, в том числе на гидро- и гидроаккумулирующих электростанциях 11,2 млн. кВт, на атомных 23 млн. кВт и на тепловых 143 млн. кВт (из них с парогазовыми и газотурбинными установками 37 млн. кВт). При умеренном варианте развития планируется ввод в действие генерирующих мощностей 121 млн. кВт, в том числе на тепловых электрических станциях (ТЭС) 97 млн. кВт.

Таким образом, согласно энергетической стратегии ввод новых мощностей не изменит структуру установленной мощности электрических станций, в которой наибольший удельный вес занимают ТЭС.

Актуальность темы дополнительно обосновывается состоянием основных фондов в электроэнергетике, износ активной части которых составляет 60-65%. Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превышена на 15% всех мощностей, определяет целесообразность исследований по реконструкции, модернизации действующих ТЭС.

Проект строительства ТЭС в целом отвечает основным приоритетным направлениям развития электроэнергетики, согласно которым выработка электроэнергии на ТЭС к 2020 г. возрастёт в 1,4 раза по сравнению с 2000 г.

1.2 Экономическое обоснование состава основного оборудования на основе народнохозяйственного подхода

Техническое решение по составу основного оборудования может приниматься в результате экономической оценки, исходя из народнохозяйственного подхода, обеспечивающего взаимоувязку отраслевых интересов топливно-энергетического комплекса и народного хозяйства в целом. Данный подход реализуется посредством применения показателя приведенных затрат, который рассчитывается по каждому из конкурсных вариантов в соответствии с методическими рекомендациями, разработанными в КГТУ. Расчет выполняется с помощью табличного процессора Суперкалк (SC 4).

При сравнении вариантов по минимуму приведенных затрат необходимо выполнение следующих условий:

1. Сравниваемые варианты должны быть технически сопоставимы и взаимозаменяемы.

2. Варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект, т.е. они должны уравниваться по полезному отпуску энергии и мощности на основе использования системы замыкающих затрат и установок.

3. Все проектируемые мероприятия финансируются из одного источника. Экономическое обоснование предполагает расчет потенциального народнохозяйственного эффекта в результате экономии приведенных затрат по рекомендуемому варианту состава основного оборудования (З^р_тэц._с) по сравнению с сопоставляемым вариантом (З^с_{тэц, с})

Для определения оптимального состава основного оборудования в качестве конкурсных вариантов принимаем 3 турбины Т-117/120-130 (вариант 1); и 2 турбины Т-185/210-130 (вариант 2).



Таблица 1.1- Исходные данные к расчету

Наименование показателей	Значения
Место проектирования ТЭЦ	Якутск
Вид топлива	Природный газ
Тепловые нагрузки потребителей: а) в паре, МВт б) в горячей воде, МВт	0 900
Годовой коэффициент теплофикации: а) по пару б) по горячей воде	0 0,85
Число часов использования максимума тепловой нагрузки: а) в паре, час/год б) в горячей воде, час/год	0 3800
Электрическая нагрузка потребителей, МВт	350
Число часов использования максимума электрической нагрузки, МВт	7500
Число часов использования номинальной установленной мощности, МВт	7500
Производительность энергетического котла, т/час	420
Коэффициент полезного действия котла, %	91
Число часов работы турбины, час/год	7800
Замыкающие затраты на топливо, руб/т у.т.	1200
Замыкающие затраты на электроэнергию, руб/кВтч	1,35
Коэффициент удорожания капитальных вложений	70,12
Среднегодовой фонд оплаты труда 1 работающего, руб/год	264600
Районный коэффициент	1,9
Отчисления в социальные фонды, %	26

Народно-хозяйственный эффект рассчитывается

(1)

где З^Р-приведенные затраты по первому варианту (млн.руб.);

З^С-приведенные затраты по второму варианту (млн.руб.) .

Определим расхождение между вторым и первым вариантами:

(2)

Так как приведенные затраты по первому (рекомендуемому) варианту состава основного оборудования 3 турбины Т-117/120-130 (вариант 1), меньше приведенных затрат по второму (сопоставляемому) 2 турбины Т-185/210-130 (вариант 2) на 2,6%, т.к конкурсные варианты равноэкономичны, то в качестве дополнительного критерия принимаем минимальное значение капитальных вложений. Экономия по капитальным вложениям составит, млн.руб:

где К_с - капитальные вложения, с учетом коэффициента удорожания, сопоставимого варианта;

К_р - капитальные вложения, с учетом коэффициента удорожания, рекомендуемого варианта;

Таким образом, по расчету народно-хозяйственного эффекта и хозрасчетного подхода в качестве основного оборудования ТЭЦ выбираем рекомендуемый вариант. Результаты расчетов приведены в таблицах.

1.3 Экономическое обоснование на основе хозрасчетного подхода

Таблица 1.2 - Исходные данные к расчету себестоимости

Показатели состава оборудования	Условные обозначения	1 рекомендуемый 3 Т-117/120-130	2 сопоставляемый 2 Т-185/210-130
Полезный отпуск электроэнергии с ТЭЦ млн. кВт / ч	Эотп	2430,00	2497,50
Годовое производство тепла на ТЭЦ, тыс.Гкал	QrB год+ QnAP ГОД	3420	3420
Годовой расход топлива по ТЭЦ, тыс. т.у.т.	Втэц	1197,61	1214,89
Расход топлива на производство э /э	Вэ	537,52	554,80
На производство т / э	Вт	660,09	660,09
Эксплуатационные расходы,млн.руб.	U	2186,52	2285,35
Затраты на топливо, млн. руб	Uт	1305,11	1325,85
Амортизация, млн. руб	Uam	391,20	435,99
Расходы на оплату труда, млн.руб.	U3/n	208,57	214,89
Расход на текущий ремонт, млн.руб.	Utp	78,24	87,20
Прочие расходы, млн.руб.	UnP	203,40	221,42

Данный подход основывается на учете экономических интересов предприятий и учитывает изменение его основных хозрасчетных показателей.

Экономическое обоснование предполагает расчет потенциального внутрихозяйственного эффекта по предприятию в результате снижения себестоимости производства электро- и теплоэнергии по рекомендуемому варианту.

Проектная себестоимость рассчитывается по каждому варианту.

Хозрасчётный эффект рассчитывается

(3)

, - отпуск э/э и т/э по рекомендуемому варианту.

-себестоимость производства энергии по сопоставляемому варианту.

-по рекомендуемому варианту основного оборудования.



Таблица 1.3 - Калькуляция себестоимости электрической и тепловой энергии (рекомендуемый вариант)

Стадия производства	Uт	Uaм	Uзп	Uтр	Uпр	Всего затрат	э/э	т/э
ТТЦ и КЦ	1305,11	195,62	73,00	39,12		1612,85	797,11	815,74
ТЦ и ЭЦ		176,06	73,00	35,21		284,27	284,27
Общ. Расх		19,56	62,57	3,91	203,41	289,46	164,99	124,46
Всего по Тэц	1305,11	391,24	208,57	78,25	203,41	2186,57	1246,37	940,20
Себестоимость единицы электроэнергии коп/кВтч	0,51
Единицы теплоэнергии руб/Гкал.		274,91

а) Затраты по каждой стадии распределяются на два вида энергии по физическому методу, т.е. пропорционально расходу топлива, млн.руб.:

(4)

(5)

=1612,85-797,11=815,74

б) Общестанционные расходы на два вида энергии распределяются пропорционально затратам по двум предыдущим стадиям, млн.руб.:

(6)



в) Расчет себестоимости единицы энергии с учетом результата по пункту 5 и отпуска энергии из таблицы исходных данных (таблица 1.1).

Таблица 1.4-Калькуляция себестоимости электрической и тепловой энергии (сопоставляемый вариант)

	Uт	Uaм	Uзп	Uтр	Uпр	Всего затрат		э/э	т/э
ТТЦ и КЦ	1325,85	217,98	75,21	43,60		1662,64			834,88	827,76
ТЦ и ЭЦ		196,18	75,21	39,24		310,63			310,63
Общ. Расх		21,80	64,47	4,36	221,41	312,03			181,14	130,89
Всего по Тэц	1325,85	435,95	214,89	87,19	221,41	2285,29	2285,29	2285,29	1326,64	958,66
	0,53	280,31

а) Затраты по каждой стадии распределяются на два вида энергии по физическому методу, т.е. пропорционально расходу топлива, млн.руб.:

(7)

(8)

б) Общестанционные расходы на два вида энергии распределяются пропорционально затратам по двум предыдущим стадиям, млн.руб.:

в) Расчет себестоимости единицы энергии с учетом результата по пункту 5 и отпуска энергии из таблицы исходных данных (таблица 1.1).

Как показывают расчеты в качестве основного оборудования выбираем рекомендуемый вариант с турбинами 3хТ-117/120-130 .

1.4 Расчет срока окупаемости инвестиций по рекомендуемому составу основного оборудования

Срок окупаемости-это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными результатами. Другими словами, это интервал времени, в течении которого общий объём капитальных затрат остаётся большим суммы амортизационных отчислений и прироста прибыли предприятия.

Соотношение между доходами и расходами по реализации проекта определяется показателем чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Если ЧДД больше нуля, то все затраты по проекту окупаются доходами, т.е. данный проект инвестиций можно рекомендовать к практической реализации.

Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:

ЧДД=?((Т-)ⁿ - К

где К-стоимость строительства станции, млню руб.;

- себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч.;

W_ОТП - годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;

N - текущий год;

Т - тариф на отпущенный кВт/ ч с учетом планируемой рентабельности, руб./кВт ч.;

Доход по электроэнергии считаем с рентабельностью 30%, млн. руб. в год:

Д_э/э=373,91

Доход по теплоэнергии считаем с рентабельностью 75%, млн. руб. в год:

Д_т/э=705,15

Расчет срока окупаемости капитальных вложений приведен в таблице 1.5

Показатели	Расчетный период
Денежный поток по инвестиционной деятельности	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	-5359,41	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Денежный поток по основной деятельности		1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30
- амортизационные отчисления		391,24	391,24	391,24	391,24	391,24	391,24	391,24	391,24	391,24	391,24
- доход от реализации э/э		373,91	373,91	373,91	373,91	373,91	373,91	373,91	373,91	373,91	373,91
- доход от реализации т/э		705,15	705,15	705,15	705,15	705,15	705,15	705,15	705,15	705,15	705,15
Дененжный поток, чистый доход
	-5359,41	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30	1470,30
Коэффициент дисконтирования	1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,621	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
Чистый дисконт. Доход		-5359,41	1336,50	1214,468	1104,20	1004,21	913,06	829,25	754,26	685,16	623,41	566,07
ЧДД нарастающим итогом	-5359,41	-4022,91	-2808,44	-1704,25	-700,03	213,02	1042,27	1796,54	2481,70	3105,10	3671,17

Таблица1.5 Расчет срока окупаемости

Вывод

Из графика чувствительности моем сделать вывод, что срок окупаемости капитальных вложений является устойчивым к изменениям ставки дисконта при учете разновременности денежных потоков.



2. Расчетная часть

2.1 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

Принципиальная тепловая схема с турбиной Т-117/120-130 представлена в графической части. Как видно из тепловой схемы отпуск тепла осуществляется следующим образом: пар из двух теплофикационных регулируемых отборов подаётся на две сетевые подогревательные установки, включённые последовательно. Горячая вода на отопление подогревается в двух сетевых подогревателях и пиковом водогрейном котле (ПВК).

Система регенерации состоит из четырёх подогревателей низкого давления, деаэратора и трёх подогревателей высокого давления. Слив дренажа из подогревателей высокого давления-каскадный (без использования дренажных насосов) в предвключённый деаэратор.

В схеме используется котёл барабанного типа. Из котла организована непрерывная продувка. Для уменьшения потерь тепла продувочная вода направляется в двухступенчатый расширитель непрерывной продувки, а затем - в регенеративный подогреватель химически очищенной воды из химводоочистки (ХВО) и сбрасывается в канализацию. Из сепаратора первой ступени (РНП №1) выпар направляется в деаэратор, из сепаратора второй ступени (РНП № 2)-в подогреватель низкого давления № 6. Пар с уплотнений поступает в сальниковый подогреватель (ОУ-1 и ОУ-2), а из основных эжекторов конденсатора в охладитель эжекторного пара (ОЭ), что способствует дополнительному подогреву основного конденсата.

По заводским данным для турбины Т-117/120-130

Электрическая мощность W_э =117 МВт;

Начальные параметры пара:

Давление Р_о = 127,5 бар;

Температура t₀ - 565 °С;

Давление в отборах, бар:

Р_отб1 = 33,2;

Р_отб2 = 22,8;

Р_отб3 = 12,2;

Р_отб4 = 5.7;

Р_отб5 = 2,94;

Р_отб6 ⁼ 1,72;

Р_отб7 ⁼ 0,85;

Давление в конденсаторе турбины Р_к = 0,053 бар;

Расчётные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:

з _oi^цвд= 83%;

з _oi^цсд= 85,2%;

з _oi^цнд= 80%;

КПД дросселирования по отсекам:

з _др^цвд= 94,9%;

з _др^цсд= 95%;

з _др^цнд= 97%;

Электромеханический КПД з _эм = 0,98. КПД транспорта з _тр = 0,98.

Температурный график сети для г. Якутск принимаем 150/70 [2].

Расход продувочной воды б_прод ⁼ 1,5% от D_пг;

Расход пара на собственные нужды машинного отделения б_сн^мз = 1,2% от D_T;

Расход пара на собственные котельного цеха б_сн^кц = 1,25% от D_T; Внутристанционные потери конденсата б_ут = 2% от D_T;

Потеря давления пара в трубопроводах до регенеративных подогревателей - 5%

Температура химически очищенной воды t_X0B = 30 °С;

Температура воды, сливаемой из подогревателя химочищенной воды в

техническую канализацию t _СЛ = 60 °С;

Нагрев воды в сальниковых и эжекторном подогревателях ?t_0э + ?t_oy = 12 °С;

КПД подогревателей поверхностного типа з_то = 0,98.

Недогрев воды в ПВД и_пвд=2 °С.

Недогрев воды в ПНД и_ннд=4 °С.

Недогрев воды в СП и_сп=4 °С.

2.2 Расчет принципиальной тепловой схемы

2.2.1 Определение давления в регулируемых отборах пара на сетевые подогреватели

Максимальная тепловая нагрузка на одну турбину, МВт:

Q_от^max = (11)

Тепловая нагрузка, покрываемая отборами одной турбины, МВт:

Q_отб^турб =

Расход сетевой воды, кг/с:

G_св = = (12)

где с-теплоемкость воды, кДж/кг;

?t-разница температур подающей и обратной сетевой воды, °С.

Тепловая нагрузка пиковых водогрейных котлов, МВт:

Q _пвк= Q_от ^max - Q_отб^турб = 300 -150=150 (13)

Коэффициент теплофикации:



б = Q_отб^турб / Q_от ^max = 150/300=0,5 (14)

Энтальпия сетевой воды за верхним сетевым подогревателем (СП-2), кДж/кг:

t_{СП -2} = t_ос+ Q_отб^турб / G_св = 293,02 + 150000/895,84 = 460,46 (15)

где t_oc - энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг.

Температура сетевой воды за СП-2, °С:

(16)

Температура конденсата пара из СП-2 с учетом недогрева, °С:

t^н_псг-2 = t_сп-2+и_сп = 110+4=114 (17)

По [4] находим давление в СП-2, бар:

Р'_сп-2=1,64

С учетом потери давления пара в трубопроводах, давление в теплофикационном отборе, бар:

Р_сп-2= (18)

Приняв равномерный нагрев сетевой воды в сетевых подогревателях, определим величину нагрева в каждом из них, °С:

??t = (19)

Температура сетевой воды за нижним сетевым подогревателем СП-1, °С:

t_сп-1 = t_ос + ??t=70+20=90 (20)

Температура конденсата пара из СП-1 с учетом недогрева, °С:

t^н_сп-1 = t_сп-1+и_сп = 90+4=94 (21)

По [4] находим давление в СП-1, бар:

Р'_сп-1=0,81

С учетом потери давления пара в трубопроводах, давление в теплофикационном отборе, бар:

Р_сп-1 =

Энтальпия сетевой воды за нижним сетевым подогревателем (СП-1), кДж/кг:

t_{СП -1} = t_{СП -1} · С = 90 · 4,186 = 376,74 (23)

2.2.2 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Процесс расширения пара в турбине представлен на рисунке 2.1.

Процесс построен с учетом потерь давления в регулирующих органах цилиндров турбины в соответствии с начальными и конечными параметрами.

Находим на i-s диаграмме точку А_о. С учётом дросселирования пара в регулирующих органах ЦВД параметры пара изменятся, бар (точка А_о):



Р'_о = Р_о · з_др^цвд = 127,5 · 0,949 = 121 (24)

Теоретический процесс расширения пара в ЦВД, изображается линией А_о - В. При действительном процессе расширения энтальпию в точке В_о определяем, кДж/кг:

i_Во= - ( -i_В) · з_oi^цвд = 3511 - (3511-3119)·0,83 = 3186 (25)

где, i_B=3119 кДж/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в ЦВД. Зная энтальпию i_Bo можно определить точку В_о на изобаре

Р_отб1

Точку В_о определим с учетом потери давления в регулирующих органах ЦСД, бар:

P_цсд = P_отб1 · з_др^цвд = 33,2·0,95=31,54 (26)

Энтальпия пара в точке С_о, кДж/кг:

i_Со= - ( -i_С) · з_oi^цсд =3186 - (3186-2454)·0,852 = 2562 (27)

где, i_c=2454 кДж/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в ЦСД. Зная энтальпию i_со можно определить точку С_о на изобаре

Р_отб7.

Точку С_о определим с учетом потери давления в регулирующих органах ЦНД, бар:

P_цнд = P_отб7 · з_др^цнд = 0,85·0,97=0,82 (28)



Энтальпия пара в точке D_o, кДж/кг:

I_Dо= - ( -i_D) · з_oi^цнд =2562 - (2562-2184)·0,8 = 2260 (29)

где, i_D=2184 кДж/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в ЦНД. Зная энтальпию i_D0 можно определить точку D_o на изобаре Р_к.

Используя значения давления в отборах, находим на i-s диаграмме энтальпии пара в этих отборах, кДж/кг:

i _{о т б 2} =3109

i _{о т б 3} =2976

i _{о т б 4} = 2838

i _{о т б 5} =2735

i _{о т б 6} =2657



2.2.3 Определение параметров по элементам схемы

Определение параметров по элементам схемы покажем на примере подогревателя высокого давления ПВД-1. Давление пара в отборе турбины, бар:

Р_отб1 = 33,2

С учетом потерь давление по тракту от турбины до подогревателя в ПВД-1 составляет, бар:

Р _пвд-1 = 33,2 • 0,95 = 31, 54

Температура конденсата греющего пара по [4], °С:

t^н_пвд-1 = 236

Энтальпия конденсата греющего пара по [4], кДж/кг:

t_пвд-1 = 1021

Температура питательной воды за подогревателем с учетом недогрева,°С:

t^пв_пвд-1 = t^н_пвд-1 - и_пвд = 236-2=234 (30)

Энтальпия питательной воды за подогревателем, кДж/кг:

t^пв_пвд-1 = 980

Энтальпия греющего пара (по i-s диаграмме),кДж/кг:

i _отб1 = 3186

Использованный теплоперепад, кДж/кг:

H _пвд-1 =i₀ - i _отб1 = 3511-3186=325 (31)

Аналогичным образом рассчитываются параметры по другим элементам схемы. Результаты сводятся в таблицу 2.1.

Таблица 2.1
Наименование величины				Элементы схемы
	пвд 1	пвд 2	пвд 3	деаэра	пнд 4	пнд 5	пнд6	пнд 7	конден сатор	СП-1	СП-2
Давление пара в отборе турбины, бар	33,2	22,8	12,2	12,2	5,7	2,94	1,72	0,85	0,053	0,85	1,72
Давление пара у подогревателя, бар	31,54	21,66	11,6	6	5,4	2,8	1,634	0,81	0,053	0,81	1,64
Температура конденсата греющего пара, °С	236	216	186	158	154	131	114	94	34	94	114
Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг	1021	927	792	670	628	551	478	393	142	393	478
Температура питательной воды за подогревателем ,°с	234	214	184	158	150	127	110	90	34	90	110
Энтальпия питательной воды за подогревателем, кДж/кг	980	896	770	670	628	532	460,46	376,74	-	376,74	460
Энтальпия греющего пара, кДж/кг	3186	3109	2976	2967	2838	2735	2657	2562	2260	2562	2657
Использованный теплоперепад потока пара, кДж/кг	325	402	535	535	673	776	854	949	1251	949	854

2.2.4 Расчет установки по подогреву сетевой воды

Рисунок 2.2 Схема установки по подогреву сетевой воды.

Расход пара на сетевой подогреватель СП-2 (из уравнения теплового баланса), кг/с:

D _сп-2 = = = 35,12 (32)

где i₆ - энтальпия из отбора на входе в СП-2 из таблицы 4.1, кДж/кг.

i₇ - энтальпия из отбора на входе в СП-1 из таблицы 4.1, кДж/кг.

Расход пара на сетевой подогреватель СП-1 (из уравнения теплового баланса), кг/с:

D_сп-1 = =

= 33,92 (33)



2.2.5 Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности пара теплофикационного отбора на СП-1:

У _СП-1 =

где i₇ - энтальпия первого отопительного отбора из таблицы 4.1, кДж/кг;

i_K-энтальпия конденсата из таблицы 4.1, кДж/кг;

i_o-начальная энтальпия , кДж/кг.

Коэффициент недоиспользования мощности пара теплофикационного отбора на СП-2:

У _СП-1 =

где i₆ - энтальпия второго отопительного отбора из таблицы 4.1, кДж/кг.

Принимая коэффициент регенерации К_р =1,15 расход пара на турбину составит кг/с:

D _т = К_р · (36)

D _т = 1,15 ·

где Hi - располагаемый теплоперепад [таблица 2.1], кДж/кг

2.2.6 Баланс пара и воды

Расход пара на собственные нужды машинного зала, кг/с:

D^cн_мз = б^cн_мз · D_т = 0,012·132,0=1,584 (37)

Паропроизводительность парогенератора нетто, кг/с:

D^нт_пг = D^cн_мз +D_т = 1,584·132,0=133,584 (38)

Производительность парогенератора брутто кг/с:

D_пг^бр = = = 135,27 (39)

Расход пара на собственные нужды котельного цеха, кг/с:

D_кц^сн = D_пг^бр - D_пг^нг = 135,27-133,584=1,686 (40)

Расход питательной воды (с учётом продувки), кг/с:

G_пв = D_пг^бр + б_пр • D_пг^бр = D_пг^бр (1 + б_пр)=135,27 • (1+0,015) = 137, 29 (41)



2.2.7 Расчёт сепараторов непрерывной продувки

Рисунок 2.3 Схема расширителей непрерывной продувки.

Расход продувочной воды из котла, кг/с:

G_пр = G_пв - D^бр_пг = 137,29 - 135,27 = 2,02 (42)

Из [4] находим энтальпии продувочной воды и сепаратора, бар:

t"_пр ⁼ 478 кДж/кг, по давлению 1,634 ;

i_c1 = 2756 кДж/кг, по давлению 6 ;

t'_пр = 665,9 кДж/кг, по давлению 6 ;

i_c2 = 2697 кДж/кг, по давлению 1,634 ;

t_пр =1573 кДж/кг, по давлению 140 ;

Уравнения материального и теплового балансов для РНП-1:



(43)

Решая систему уравнений, получаем, кг/с:

D_c1 = D_пр - D`<sub>пр</sub> = 2,02 - D`_пр

2,02•1573=(2,02- D`<sub>пр</sub>) • 2756 + D`_пр• 665,9

D`_пр=1,143

D_c1 = 0,87 (44)

Уравнения материального и теплового балансов для РНП-2:

Решая систему уравнений, получаем, кг/с:

D_c2 = D`_пр - D``<sub>пр</sub> = 1,143 - D``_пр

1,143•665,9=(1,143- D`<sub>пр</sub>) • 2756 + D`_пр• 476

D`_пр=1,046

D_c1 = 0,097 (46)

Как видно из тепловой схемы, см. рисунок 1 графической части, вторичный пар из сепаратора направляется в деаэратор и в ПНД-6, а продувочная вода в количестве 1,046 кг/с в подогреватель химической очистки воды, а затем после охлаждения до температуры 60°С сливается в техническую канализацию.

Количество химически очищенной воды, подаваемой в деаэратор, равно количеству потерь, т. е., кг/с:

D_хов = D_потерь = D``_пр+ D_ут+ D^сн_пг (47)

D_ут = 0,02 • D_m = 0,02•132,0=2,64 (48)

D_хов = 1,046+2,46+1,686=5,37

Температура химически очищенной воды после подогревателей непрерывной продувки (на входе в деаэратор) определяется из уравнения теплового баланса водо-водяного подогревателя.

D``<sub>пр</sub> •с•( t``_пр- t_сл)= D_хов•с•( t`_хов- t_хов), (49)

где t_сл-температура воды, которая сливается в техническую канализацию, по [2] 60°С;

t'_хов-температура воды после химической очистки, по [2] 30°С.

Отсюда температура химически очищенной воды, °С:

t`_хов= t_хов+ = 30+ (50)

2.2.8 Расчет регенеративной схемы (ПВД)

Расчет регенеративной схемы производится последовательно для подогревателей высокого давления, деаэратора и подогревателей низкого давления на основе решения уравнений тепловых балансов.



Рисунок 2.4 Схема включения ПВД

Уравнение теплового баланса для ПВД-1 запишется:

D₁ ( i₁ - t^н₁) з = D_пв ( t_пв - t_пв), (51)

Отсюда расход пара на ПВД-1,кг/с:

D₁= = 30+

Аналогично с учетом слива конденсата из ПВД-1 определяем расход пара на ПВД-2,кг/с:

D₂=

D₂= = 7,85

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД-3 определяется с учетом нагрева ее в питательном насосе.

t`<sub>д</sub> = t`_д + ?t`_пн , (54)

где ?t_пн-повышение энтальпии воды в питательном насосе [3]кДж/кг.

?t_пн = =, (55)

где х-удельный объем воды по давлению и температуре воды в деаэраторе [4], м³/кг;

з_н-КПД насоса;

Р_наг-давление после насоса, МПа;

Р_вс-давление перед насосом, МПа.

?t_пн = = 22,44 (56)

=

Тогда расход пара на ПВД-3 составит,

D₃=

D₃==4,4



2.2.9 Расчет деаэратора

Рисунок 2.5 Схема включения деаэратора Материальный баланс деаэратора:

D _пв+D_ут=D₁+D₂+D₃+D_хов+D_cl+D_мз^сн+DЧ_к + D_д (57)

Уравнение теплового баланса:

(D_пв+D_ут)·t_д=(D₁ +D₂ +D₃)·t^ЧЧ₃ +D_хов·tЧ_хов +D_cl· i_cl + D_мз^сн·t_д + DЧ_кt₄ + D_д· i_д (58)

Подставляя в эти уравнения значения величин, получаем:

Решая эти уравнения, находим, кг/с:

D_d = 1,27

D'_к =113,15



2.2.10 Расчет ПНД

Рисунок 2.6 Схема включения ПНД

Расход пара на ПНД-4 посчитается из уравнения теплового баланса, кг/с:

D₄= (59)

D₄=

Для расчета ПНД-5 предварительно оценим энтальпию воды перед подогревателем, с последующей проверкой:

I_см1=466 кДж/кг.

Расход пара на ПНД-5 составит, кг/с:

D₅= (60)

D₅=

Для определения расхода пара на ПНД-6 определим энтальпию смеси воды перед подогревателем, кДж/кг:

i_cм2 = (61)

i_cм2 = = 386

Тогда расход пара на ПНД-6 равен, кг/с:

D₆ = (62)

D₆ =

Из уравнения теплового баланса для ПНД-7 имеем, кг/с:

D₇= (63)

D₇=

где t_эж - энтальпия эжектора по температуре 46°С.

Расход пара в конденсатор составит, кг/с:

D_m=D`_k-(D₄+D₅+D₆+D₇+D_сп-1+D_сп-2+D_с2 ) (64)

D_к = 113,15-(5,07+3,25+3,54+3,82+33,92+35,12+0,097)=28,33

Проверяем правильность оценки величины энтальпии конденсата перед ПНД-5, кг/с:

i_см1 = (65)

i_см1 =

Значение практически не отличается от ранее принятого.

2.2.11 Составление теплового и материального баланса

Проверка материального баланса пара в турбине:

D_m=D_k+D₁+D₂+D₃+D₀+D₄+D₅+D₆+D₇+D_cр-1+D _сп-2 (66)

132,0=28,33+5,43+7,85+4,4+1,27+5,07+3,25+3,54+3,82+33,92+35,12

132,0=132

Проверка по балансу мощности:

(67)

117000 = ·0.98

117000=115796,5

Несоответствие заданной мощности ?W_э, кВт:

?W_э =117000-115796,5=1203,5

что составляет 1,2%, что допустимо по нормам.

Уточним расход пара на турбину, кг/с:

(68)

= 1,12

D'_m=D_m+?D_m (69)

D'_m =132 + 1,12 = 133,12

Уточненное значение коэффициента регенерации составит:

(70)

К_р=

2.3 Расчет технико-экономических показателей

Общий расход топлива на ТЭЦ может быть подсчитан из уравнения теплового баланса котла:

В•Q^н_р?з_пг = Q_пе=D_т•(i_пе-t_пв) + D_пр•( t_пр-t_пв) (71)

где Q^н_p - низшая теплота сгорания топлива, равная 41620 кДж/кг;

з_пг-КПД парогенератора, принимаем 0,93;

D_T-расход пара на турбину, кг/с;

I_пe-энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

D_пp-расход продувочной воды, кг/с;

t _пp-энтальпия продувочной воды, кДж/кг.

Отсюда общий расход топлива равен, кг/с:

B= (72)

B=

Расход топлива на выработку электроэнергии подсчитывается:

B_о= (73)

где Э, Э_от - выработка и отпуск электроэнергии, кВТ • ч;

Э_с^сн - расход электроэнергии на собственные нужды, связанные с производством электроэнергии, кВТ•ч.

Количество электроэнергии, отпускаемое с шин электростанции, Э_от определяется как разность между количеством выработанной электроэнергии и расходом ее на собственные нужды электростанции. Расход на собственные нужды электростанции составляют 8 % от выработанной электроэнергии. Расход электроэнергии на собственные нужды, связанные с производством электроэнергии, составляют 5 % от выработанной электроэнергии, [2]

Э_от = W_o-W_сн = 117000-117000•0,08=107640

Э_э^сн = 117000•0,05 = 5850

К, - коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

(79)

Здесь расход тепла на производство электроэнергии, кДж:

= Q_ту - Q_т (80)

Расход тепла на турбоустановку составит, кДж:

= D_m - (i₀-t_ng) (81)

Q_my = 132 • (3511-980) = 334092

Расход тепла на регенеративные отборы, кДж:

Q_m = 33,92 • (2562 - 393) + 35,12 • (2657 - 478) = 150098,96

Q_my^э = 334092-150098,96 = 183993,04

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата принимается 5 % от расхода тепла на производство электроэнергии, [2], кДж:

Q_my^сн =0,05 • Q_my^э =0,05-183993,04 = 9199,65 (83)

Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при наличии отборов, кДж:

=

Q_сп-1, Q_cп-2 - тепло, отпущенное из двух теплофикационных отборов.

Отношение Q_т / ? Q_т принимается равным 1.

о - коэффициент ценности тепла каждого отбора.

= (85)

= = 0,4(86)

К - коэффициент, зависящий от давления пара перед турбиной, его значение принимаем равным 0,4 из [2].

?Q_omб = 50765,01 + 45915,89 = 96680

К_о = =0,65

В₀=8,6•0,65• = 5,4

Расход топлива на отпуск тепла определяется, кг/с:

В_т = В + В_пвк - В_э (87)

Здесь В_пвк -- расход топлива пиковым водогрейным котлом, кг/с:

В_пвк = (88)

В_пвк = = 4,1

В_т =8,6 + 4,1-5,4 = 7,3

Фактическое значение удельных расходов условного топлива на отпуск электроэнергии и тепла определяются по формулам, кг/кВтч:

в_э = (89)

в_э = = 0,1661

в_m = (90)

в_m = = 24,3

Расход топлива на отпуск тепла без учета ПВК, кг/с:

В_т=В-Вэ (91)

В_т =8,6-5,4 = 3,2кг/с

Удельный расход топлива на отпуск тепла без учета ПВК, кг/ГДж:

в_m = (92)

в_m = = 20,45



2.4 Выбор основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ

2.4.1 Основное оборудование

На основании заданных величин в качестве основного оборудования, в целях обеспечения надежности работы станции, выбираем три турбоагрегата Т-117/120-130.

Котлоагрегаты выбираем по максимальному расходу пара на турбину с запасом 3%. Для турбоустановки Т-117/120-130 максимальный расход пара составляет 420 т/ч. Таким образом, паропроизводительность котельного агрегата должна составлять 420•(117+3)/117=430,7 т/ч. По этому значению выбираем четыре котла барабанного типа БКЗ-420-140-НГМ-4 Барнаульского котельного завода.

Использование однотипных турбин и котлов дает ряд преимуществ, например, позволяет упростить эксплуатацию и ремонт оборудования станции.

2.4.2 Регенеративные подогреватели

Регенеративные подогреватели выбираем по заводским данным, так как их характеристики удовлетворяют значениям, полученным в ходе расчета ПТС.

ПВД-1:ПВ 450-230-50,

где 450-площадь прогрева, м²;

230-максимальное давление в трубной системе, бар;

50-максимальное давление в корпусе, бар.

ПВД-2: ПВ 450-230-35;

ПВД-3:ПВ 450-230-25;

ПНД-4:ПН250-16-7-IV.

ПНД-5:ПН250-16-7-IV.

ПНД-6:ПН250-16-7-IV.

ПНД-7:ПН250-16-7-III.

2.4.3 Выбор деаэратора

По найденным параметрам выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДП-500-М2 с характеристиками: геометрическая ёмкость колонки - 8,5 м³; давление - 6 бар; производительность- 138,9 кг/с; аккумуляторный бак=100 м³;

2.4.4 Выбор сетевых подогревателей

Подогреватели сетевой воды выбираем по расчетному пропуску воды, давлению пара в корпусе и температурам пара на входе и на выходе.

Расчетный пропуск воды G_CB=895,84 кг/с. Принимая давление и температуру среды из таблицы 4.1 выбираем в качестве верхнего сетевого подогревателя (СП-2)-подогреватель ПСГ-2300-3-8 и нижнего (СП-1) -подогреватель ПСГ-2300-2-8

2.4.5 Выбор питательных насосов

Питательный насос выбираем по производительности (с запасом 7%) и напору, т/ч:

G = G_пв • 1,07•3,6=137,29 •1,07•3,6 = 528,84 (93)

Выбираем питательный электронасос ПЭ 580-185/200 [7] с характеристиками:

подача-580 т/ч;

давление-18,15 МПа;

частота вращения-2985 об/мин;

температура пит. воды-160°С;

номинальная мощность-5000 кВт.



2.4.6 Выбор конденсатных насосов

Устанавливаем два конденсатных насоса, на 100%-ую производительность каждый. Конденсатные насосы выбираются по производительности (расход конденсата в летний период - без отопительного отбора, но с учетом регенеративных отборов) и напору, т/ч:

D = (D_k+D_сп-1+ D_сп-2) • 3,6 = (28,33+33,92+35,12) • 3,6 = 350,5 (94)

Выбираем конденсатные насосы 16КсВ - 10*5 [7] с характеристиками:

подача - 450 м³/ч;

напор - 240 м;

частота вращения - 1480 об/мин;

мощность - 500 кВт;

КПД-75%.

2.4.7 Выбор циркуляционных насосов

Расход циркуляционной воды на одну турбину по заводским данным составляет 16000 м³/ч. Число турбин на станции-3.

Расчетный расход циркуляционной воды на ТЭЦ составит, м³/ч:

Q = 3•16000 = 48000

Выбираем насосы типа ОП2-110 [7] с характеристиками: Производительность - 21960 м³/ч;

полный напор - до 16,2 м.вод.ст.;

число оборотов - 485 об/мин;

КПД - 87%.

Необходимое количество насосов на береговой, шт:

n = 48000 /21960 ?2

Мощность электродвигателя, кВт:

Р = 1,1 • = 1,1 • = 1332,13 (95)

где

Q=21960/3,6=6100

2.4.8 Выбор сетевых насосов

Выбор сетевого насоса производится по производительности и напору. Сетевые насосы устанавливаем в количестве двух насосов на турбину, рассчитывая их на 50%-ую производительность.

Производительность сетевого насоса, м³/ч:

G = () • 3,6 = ()•3,6 = 1612,51 (96)

Выбираем сетевые насосы СЭ 2000-100 [7] с характеристиками:

подача - 2000 м³/ч;

напор - 100 м.вод.ст.;

частота вращения - 3000 об/мин;

мощность - 640 кВт;

КПД - 85%.

2.5 Проектирование топливного хозяйства ТЭЦ

В качестве топлива на ТЭЦ по заданию используется природный газ со следующими характеристиками [8] .

Таблица 14.1. Характеристики топлива

Газопровод	Теплота сгорания QHP кДж/кг	Плотность р,кг/м3	Теоретические объёмы, м3/кг
			воздуха Vo	газов Vr°
Якутск Усть - Вилюй	41620	0,764	10	10



2.5.1 Определение расхода топлива на ТЭЦ

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определяется из следующего соотношения, кг/с:

В_рас = = = 8,8 (97)

Часовой расход топлива на ТЭЦ составит, т/ч:

В_? = В_рас • n = 8,8•4=35,2 или 126,72 (98)

где n=4 - количество котлов на ТЭЦ.

Суточный расход топлива на станцию составляет, т/сут:

В_сут = В_? • 24 = 126,7•24=3041,28 (99)

Топливо подается в котельный цех по газопроводам (ниткам).

2.5.3 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Устанавливаем один дымосос и один вентилятор на котел.

Дутьевой вентилятор и дымосос выбираются по производительности и напору.

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле:

V_вент = 1,05 • В_??•V⁰•(б_т - ?б_т -?б_пп+?б_в)•, (100)

где, V°=10 м³/ч-теоретическое количество воздуха [таблица 14.1]

б_т = 1,05-коэффициент избытка воздуха на выходе из топки [7];

?б_т= 0,05-присос воздуха в топке [8];

?б_пп=0;

?б_взп⁼0,03-относительная утечка воздуха в ВЗП [7];

t_XB=30 °C-температура холодного воздуха [7];

Производительность дутьевого вентилятора, м³/с:

V_вент = 1,05 • 8,8•10•(1,05 - 0,05 -0+0,03)• = 95

Расчетная производительность дымососа определяется по формуле:

V_д = В_?? • [ V°_r + (?б_д-1)• V₀• ] (101)

где, V°_r=6,09 м³/ч-теоретический объем продуктов сгорания [таблица 14,1];

а_д=1,5-коэффициент избытка воздуха перед дымососом [8];

t_fl=160 °C-температура газов у дымососа.

Расчетная производительность дымососа, м³/с:

V_д = 8,8 • [ 10 + (1,5-1)• 10• ] = 157,78

Расчетный напор дутьевого вентилятора определяется по формуле, кПа:

Н = 1,1 • ? Н_пот = 1,1 • 5 = 5,5 (102)

где, ?Н_пот=5 кПа-суммарный перепад давлений по воздушному тракту [7].

Расчетный напор дымососа, кПа:

Н = 1,1 • ? Н_пот = 1,1 • 3 = 3,3 (103)

где, ?Н_пот =3 кПа-суммарный перепад давлений по газопроводному тракту [7].

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН- 18-II с характеристиками:

производительность - 156/120 м³/с;

полное давление - 3500/2000 Па;

температура газа - 30 °С;

КПД-83%;

частота вращения - 980/740 об/мин;

мощность - 250/105 кВт.

Выбираем дымосос типа ДН-24 с характеристиками:

производительность- 176/145 м³/с;

полное давление - 3820/2450 Па;

температура газа - 100 °С;

КПД - 83%;

частота вращения - 740/5 90об/мин;

мощность - 234/123кВт.

2.5.4 Выбор дымовой трубы

Выбор высоты и количества дымовых труб производится таким образом, чтобы загрязнение приземного слоя воздуха выбросами из труб не превышало ПДК вредных примесей.

Предварительно, по количеству и паропроизводительности парогенераторов выбираем для установки одну дымовую трубу высотой 150 м с диаметром устья 7,2 м [7].

Эффективная высота выброса дымовых газов, м:

тепловой схема насосный станция

Н_эфф = Н + ?Н =Н+1,9•

где, d_o=7,2 м - диаметр устья трубы [7];

щ₀-35 м/с - скор...