Qтгод=aT+rкNтh-rЭт+Qтфоhтфо+ Qтхоhтхо;

Эт=WтфоQтфоhтфо+ WтхоQтхоhтхо-cT ,

где a - расходы теплоты на холостой ход,МВт;

c - потери мощности 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;

r - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке,МВт/МВт; Wтфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт. Wтхо - удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;

Принимаем (10):

T=6500 ч/год; h=5500 ч/год; hтфо=4500 ч/год; hтхо=5500ч/год.

Этт-175= 0,6.364,24.4500-24,4.6500=824848 МВт-ч/год;

Этпт-80=0,54.81,2.4500-11,6.6500+0,3134,565500=343940 МВт-ч/год;

Qтгод т-175=29,89.6500+2,316.175.5500-1,3.824848+364,24.4500= 2990213 МВт-ч/год;

Qтгод пт-80=16,8.6500+1,98.80.5500-0,97.343940+81,2.4500+134,56 5500= 1752258 МВт-ч/год.

Общий годовой расход теплоты:

МВт-ч/год;

Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

Этэц=Nтhэл(1-Эс.н./100)

где Эс.н.=9% - расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ;

Этэц=255.5500(1-9/100)=1,27106 МВт-ч/год.

Общая потребность в теплоте от паровых котлов:

Qка=(1,02…1,03)(+Qроу);

Qроу=(1-тх)Qтх,

где Qтх=Qтхо hтхо=1161,165500=740080 МВт-ч/год.

Qроу=(1-0,95)740080=37004 МВт-ч/год;

Qка=1,03(4,74.106 +37004)=4,9.106 МВт-ч/год .

Годовой расход условного топлива на паровые котлы:

Bка=Qка/(_КАК_П)=4,9106/(0,93.8,14)=0,64106 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-тф год)/(пвкKп)=314,2.4500(1-0,87)/(0,88. 8,14)=25660 т у.т./год,

где тф год - годовой коэффициент теплофикации при часовом тф=0,55 (10).

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

Bтэц=Bка+Bпвк=0,64106+25660=0,67.106 т у.т./год .

Постоянные издержки:

И_пост=1,3(1,2К_ТЭЦР_а/100+k_штN_ТЭЦз_сг),

Где Р_а =4,1 % - норма амортизации (10),

з_сг=2000 $/год - заработная плата, среднегодовая,

k_шт=0,8 чел./МВт - штатный коэффициент (10),

И_пост=1,3(1,226310⁶4,1/100+0,82552000)=17,610⁶ $/год

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦЦ_тут=0,6710⁶70=46,910⁶ $/год,

Где Ц_тут=70 $/тут - цена тонны условного топлива.

Ежегодные издержки на эксплуатацию и обслуживание тепловых и электрических сетей:

И_ТС= 0,075К_ТС=0,07578,910⁶ =5,9210⁶ $/год,

И_ЛЭП=0,034К_ЛЭП=0,03426,310⁶ =0,8910⁶ $/год.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

З_ТЭЦ=Е_н(К_ТЭЦ+К_ТС+К_ЛЭП)+ И_пост+И_пер+И_ТС+И_ЛЭП,

З_ТЭЦ=(0,12(263+78,9+26,3)+17,6+46,9+5,92+0,89)10⁶=

=128,5 млн./год.

где Ен=0,12 - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности капиталовложений.

1.7 Выбор оптимального состава оборудования

Балансовая стоимость основных фондов:

С^б_оф=К_ТЭЦ+Ктс+Клэп=(300+90+30) 10⁶=420 млн. $

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=5%С^б_оф=0,0542010⁶=21 млн.

Принятые тарифы на тепловую и электрическую энергию:

1кВт ч=0,045$; 1ГДж/ч=13$.

Срок службы проектируемой ТЭЦ принимаем Тсл=25лет.

Норма амортизации:

Ра=(1/Тсл)100%=1/25100%=4%.

Прибыль после ввода в работу всего оборудования:

Пр=Ц^н_ээЭ_ТЭЦ + Ц^н_тэQ_ТЭЦ- И+ И_а,

где И=Ипост+Ипер+Итс+Илэп=(19,3+57,4+6,75+1,02) 10⁶=84,47 млн$,

Иа=(С^б_офРа)./100=42010⁶4/100=16,8 млн.

Пр=451,50210⁶+135,8910⁶-84,4710⁶+16,810⁶= 76,4910⁶ $,

Расчётная формула NPV, :

,

где I=С^б_оф- С^л_оф=(420-21) 10⁶=399 млн.

Принимаем процентную ставку:

1) r=30%:

r=20%:

r=10%:

1.8.2 Расчёт NPV (вариант 2)

Балансовая стоимость основных фондов:

С^б_оф=К_ТЭЦ+Ктс+Клэп=(263+78,9+26,3) 10⁶=368,2 млн. $

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=5%С^б_оф=0,05368,210⁶=18,41 млн.

Принятые тарифы на тепловую и электрическую энергию:

1кВт ч=0,045$; 1ГДж/ч=13$.

Срок службы проектируемой ТЭЦ принимаем Тсл=25лет.

Норма амортизации:

Ра=(1/Тсл)100%=1/25100%=4%.

Прибыль после ввода в работу всего оборудования:

Пр=Ц^н_ээЭ_ТЭЦ + Ц^н_тэQ_ТЭЦ- И+ И_а,

где И=Ипост+Ипер+Итс+Илэп=(17,6+46,9+5,92+0,89) 10⁶=71,31 млн$,

Иа=(С^б_офРа)./100=368,210⁶4/100=14,73 млн.

Пр=451,2710⁶+134,8710⁶-71,3110⁶+14,7310⁶= 63,8810⁶ $.

Расчётная формула NPV, :

,

где I=С^б_оф- С^л_оф=(368,2-18,41) 10⁶=349,79 млн.

Принимаем процентную ставку:

1) r=30%:

r=20%:

r=10%:

1.8.3 Анализ расчётов NPV

Анализ произведённых расчётов и построенных на их основе графики зависимости чисто дисконтированной стоимости (NPV) от процентной ставки (r) показал, что внутренняя норма доходности (IRR) для первого варианта больше, чем для второго. Поэтому для строительства ТЭЦ принимаем оборудование 1-го варианта, т.е. 2хТ-110/120-130, 1хПТ-800-130, 4хБКЗ-420, 4хКВГМ-100.

2. Расчёт тепловой схемы

Описание принципиальной тепловой схемы турбины Т-110/120-130

Принципиальная тепловая схема блока состоит из котла, ЦВД, ЦСД и ЦНД, конденсатора, деаэратора, ПВД и ПНД, сетевых подогревателей, питательного, конденсатного и дренажных насосов.

Принцип работы: пар из котла попадает в ЦВД через регулирующий клапан. ЦВД имеет один нерегулируемый отбор на ПВД; затем пар поступает в ЦСД, который имеет 4 нерегулируемых и 2 регулируемых отбора, от последних, кроме подогрева питательной воды в ПНД идёт на нагрев воды в сетевых подогревателях. После ЦСД пар идёт в ЦНД, после чего поступает в конденсатор, где охлаждается, конденсируется и через конденсатный насос попадает на линию ПНД. В схеме применён комбинированный отвод дренажа. После ПНД основной конденсат идёт в деаэратор, который разделяет пароводяной тракт на 2 части: в первой - давление основного конденсата, до деаэратора, создаётся конденсатными насосами; во второй - давление питательной воды, от деаэратора до котла, создаётся питательными насосами. Номинальноая мощность турбины - 110МВт, тепловая (отопительная) - 175,4Гкал/ч.

2.1 Исходные данные для расчета

Турбина имеет 7 регенеративных отборов и 2 теплофикационных. Мощность турбины N=110 МВт, начальные параметры Ро=12,75 МПа, tо=555С, давление в конденсаторе Рк=5кПа, турбоустановка работает в теплофикационном режиме Q_т=Q_т^ном, с двухступенчатым подогревом сетевой воды.

2.2 Построение процесса расширения в hs-диаграмме

Для определения давления в отопительных отборах задаёмся тепловым графиком тепло сети 150/70.

Рассчитываем температуру за верхним сетевым подогревателем.

,

где - доля покрытия теплофикационной нагрузки турбоустановкой;

- 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 (1) 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 (5).

Табл. 2.1.

Принимаем потери в регулирующих клапанах 3%, в перепускных трубах 2%, в диафрагме ЧНД 5%; относительный внутренний КПД: ЦВД - 0,8; ЦСД - 0,84; ЦНД - 0,78.

;

;

.

Так как пар на ПНД-2 и ПСВ отбирается из одного отбора (т.6), а давление , то давление в регенеративном отборе на ПНД-2 равно 0,2173.

Скорректируем давление в 5 отбое:

Так как турбина работает в номинальном режиме, то можно принять =1 .

.

По рассчитанным данным строим процесс расширения в hs-диаграмме (рис. 2.2).

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, 2 в ПНД.

Принимаем давление воды в ПНД 1,5 МПа, в ПВД:

Рв=1,25 Ро=1,25 12,75=15,94 МПа

Табл. 2.2. Состояния пара и воды в системе регенерации.

2.4 Расчёт теплообменных аппаратов

2.4.1 Расчёт расширителя непрерывной продувки

Так как турбина имеет только отопительные отборы и работает с барабанным котлом, устанавливаем одну ступень расширителя непрерывной продувки (рис. 2.3.).

Рисунок 2.3. Расширитель непрерывной продувки.

Давление в расширителе:

МПа.

По Р_р находим: кДж/кг, кДж/кг.

По давлению в барабане котла Р_бар=14 МПа находим h_пр=h^`_бар=1572,8 кДж/кг.

Принимаем КПД расширителя _р=0,98.

Тепловой баланс расширителя:

2.4.2 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/(кг ^oС).

кг/ч

17

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.4. Расчётная схема вакуумного деаэратора

Величина подпитки теплосети:

т/ч.

Составим уровнение 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 вподогревателе; .

т/ч;

,

где - определяем по давлению подогревателей;

т/ч.

2.5 Составление баланса пара и воды

Принимаем расход пара на турбину G_т=1. Тогда подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД G_o=G_т+G^пр_упл=1,015G_т. Паровая нагрузка парогенератора G_пе=G_o+G_ут=1,012 G_o=1,027G_т, где потеря от утечек через неплотности G_ут=0,012; G_o=0,01218G_т. Расход питательной воды G_пв=G_пе+G_пр=1,32G_т, где расход продувочной воды G_пр=0,005х хG_пе=0,005135G_т. Приведенный расход продувочной воды G^{`</sup><sub>пр</sub>=G<sub>пр</sub>-G<sub>p</sub>= =G<sub>пр</sub>-0,409G<sub>пр</sub>=0,591G<sub>пр</sub>. Расход добавочной воды G<sub>доб</sub>=G<sub>ут</sub>+G<sup>`}_пр=0,01218G_т+0,591 0,005135G_т = 0,0152 G_т.

2.6 Расчёт системы ПВД

Из таблицы 2.2 находим:

h₁=3273 кДж/кг h₂₁^оп=993 кДж/кг

h₂=3199 кДж/кг h₂₂^оп=903 кДж/кг

h₃=3088 кДж/кг h₂₃^оп=771 кДж/кг

h_j^опп = f (P_{под j}, t_{н j}+20) h_{др j} = f (P_{под j}, t_{в j+1}+10)

h₁^опп=2866 кДж/кг h_др1=944 кДж/кг

h₂^опп=2861 кДж/кг h_др2=808 кДж/кг

h₃^опп=2835 кДж/кг h_др3=786 кДж/кг

Повышение энтальпии воды в питательных насосах:

кДж/кг.

Энтальпия воды перед ПВД 3 с учетом работы питательных насосов:

h₁₃=h^`_д+h_пн=666+20,9=686,9 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:

Для ПВД 3:

Таким образом, получаем: hпв=1012кДж/кг, tпв=233С.

2.7 Расчёт деаэратора питательной воды

,

Составим уравнение материального баланса:

где G_пв=1,032G_т; G_вып=0,002G_ок; G_р=0,002G_т;

.

Тогда

1,032+0,002G_ок=0,137+G_д+G_ок+0,02

Gд=0,893-0,998Gок

Уравнение теплового баланса:

1,032662+0,0022757Gок=

=[0,1137786+(0,893-0,998Gок)3088+633Gок+0,0022761]0,98.

Отсюда G_ок=0,885 G_т; G_д=0,893-0,9980,885Gт=0,01Gт.

2.8 Расчёт системы ПНД

h₄=2980кДж/кг h₂₄=633 кДж/кг h_др4=650 кДж/кг

h₅=2887 кДж/кг h₂₅=547 кДж/кг h_др5=549 кДж/кг

h₆=2720 кДж/кг h₂₆=398 кДж/кг h_др6=403 кДж/кг

h₇=2616 кДж/кг h₂₇=294 кДж/кг h_др7=302 кДж/кг

Составим систему уравнений из тепловых балансов ПНД 4-5, связанных дренажными насосами:

;

;

;

.

Отсюда ;

Тепловой баланс для ПНД 6:

Принимаем для простоты расчета h_др6=h₂₆.

Рассчитаем конденсатор ОУ+СП, ОЭ как один смешивающий подогреватель.

Примем G₇=0, G_оэ=0,002 G_т

Расход пара в конденсатор:

Тепловой баланс для ОУ+СП и ОЭ:

Оценим энтальпию h₂₇.

Отсюда кДж/кг, а ^оС, что меньше 60 ^оС, значит линия рециркуляции не работает. Но меньше =70 ^оС в таблице состояния пара и воды, следовательно ПНД 7 работает. Составим для него тепловой баланс:

2.9 Определение расхода пара на турбину и проверка ее мощности

Расход пара при теплофикационном режиме:

кг/с,

Расход пара на турбину:

кг/с.

Тогда:

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с.

Мощность турбины:

Погрешность определения мощности составляет 0,92%.

3. Укрупнённый расчёт котлоагрегата