Обоснование строительства ТЭЦ и выбор основного оборудования

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

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.

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	Q_ТФО, Гкал/ч	Q_ТХО, 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;

Расчёт NPV

I вариант.

Балансовая стоимость основных фондов:

С^б_осн.ф=К_ТЭЦ+К_Т.С.+К_ЛЭП=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 Т_сл=25лет.

Норма амортизации:

Р_а=(1/Т_сл)^.100%=(1/25)^.100%=4%

Прибыль:

П=Q^.Ц-И_+И_а

где: Q-колличество выпускаемой продукции;

Ц-цена продукции;

И_-суммарные годовые издержки.

И_=И_пост^ТЭЦ+И_пер^ТЭЦ+И_ТС+И_ЛЭП=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=C^б_осн.ф-С_а=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:

С^б_осн.ф=К_ТЭЦ+К_Т.С.+К_ЛЭП=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 Т_сл=25лет.

Норма амортизации:

Р_а=(1/Т_сл)^.100%=(1/25)^.100%=4%

Прибыль:

П=Q^.Ц-И_+И_а

где: Q-колличество выпускаемой продукции;

Ц-цена продукции;

И_-суммарные годовые издержки.

И_=И_пост^ТЭЦ+И_пер^ТЭЦ+И_ТС+И_ЛЭП=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=C^б_осн.ф-С_а=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-

| | | r,%

10 20 30

-250-

рис.1. Графики NPV для I и II вариантов.

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 Q_т=Q_т^ном, с двухступенчатым подогревом сетевой воды.

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

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=2865 кДж/кг h_др1=1085 кДж/кг

h₂^опп=2858 кДж/кг h_др2=873 кДж/кг

h₃^опп=2832 кДж/кг h_др3=719 кДж/кг

Повышение энтальпии воды в питательных насосах:

кДж/кг.

Энтальпия воды перед ПВД 3 с учетом работы питательных насосов:

h₁₃=h^`_д+Dh_пн=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.

Уточняем энтальпии воды за подогревателями.

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, t_пв=276 ^оС.

ПВД-8	ПВД-7	ПВД-6
0,0716	0,0704	0,0592

Расчет системы ПНД.

h₄=3136 кДж/кг h₂₄=641 кДж/кг h_др4=646 кДж/кг

h₅=3036 кДж/кг h₂₅=572 кДж/кг h_др5=580 кДж/кг

h₆=2994 кДж/кг h₂₆=531 кДж/кг h_др6=535 кДж/кг

h₇=2847 кДж/кг h₂₇=427 кДж/кг h_др7=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, G_оэ=0,002 G_т

Расход пара в конденсатор:

Тепловой баланс для ОУ+СП и ОЭ:

Оценим энтальпию h₂₇.

Принимаем т/ч.

Отсюда кДж/кг, а ^оС, что меньше 60 ^оС, значит линия рециркуляции не работает, а следовательно ПНД 8 не работает.

Исходные данные

Паропроизводительность Д₀= 1000 т/ч

Давление острого пара Р₀=25 МПа

Температура перегретого пара t₀=545 ⁰C

Состав газа по элементам:

Таблица 3.1

,ккал/м³	CH₄,%	C₂H₆,%	C₃H₈, %	C₄H₁₀, %	C₅H₁₂, %	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	W_р, %	А_р, %	,%	С^Р,%	H^Р,%	N^Р+О^Р, %
9260	3,0	0,1	2,8	83,0	10,4	0,7

Выбор питательных насосов

На электростанции с блочной схемой подача питательных насосов определяется максимальными расходами питательной воды на питание котлов с запасом не менее 5%. На данном блоке с закритическими параметрами устанавливается 1 насос с турбоприводом со 100% подачей. Дополнительно устанавливаем насос с электроприводом и гидромуфтой подачей 30–50%.

Для предотвращения кавитации и повышения надёжности питательных насосов, а также для создания необходимого давления на всасе питательного насоса. Устанавливаем предвключённые низкооборотистые бустерные насосы (БЭН) 3´ПД–650–160 с производительностью 650м³/ч, напором 160м и мощностью эл.двигателя 330кВт. Расчётный напор питательного насоса должен превышать давление пара на выходе из котла с учётом потерь давления в тракте и необходимой высотой подъёма воды.

Давление на выходе из насоса:

Давление на входе в бустерный насос:

Зная расход питательной воды D_пв=1020т/ч выбираем основной питательный турбонасос (ПТН): ПН–1100–350–24 с производительностью 1100м³/ч, напором 3370м. Резервный питательный электронасос (ПЭН):

ПЭ–600–300–2 с производительностью 600м³/ч, напором 3200м и мощностью эл. двигателя 6400 кВт.

Выбор оборудования теплофикационных установок ТЭЦ.

Номинальная тепловая мощность отопительных отборов турбины Т–250/300–240 Q_тф=1383 ГДж/ч. При давлениях в верхнем отопительном отборе от 0,06 до 0,2 МПа, в нижнем от 0,05 до 0,15 МПа. Исходя из этого выбираем сетевые подогреватели: основной (нижний ПСГ–1)

ПСГ–5000–2,5–8–I с конденсатными насосами 3´КСВ–320–160–2. И пиковый (верхний ПСГ–2) ПСГ–5000–3,5–8–I с конденсатными насосами 3´КСВ–320–160–2 с производительностью 320м³/ч, напором 160м и мощностью эл. двигателя 250 кВт. Сетевые подогреватели устанавливаются индивидуально у турбины без резервных корпусов.

Выбор сетевых насосов

Отопительная нагрузка Q_от=1951 ГДж/ч, нагрузка горячего водоснабжения Q_гв=978 ГДж/ч. Температурный график 130¸70°С. Система горячего водоразбора закрытого типа.Схема включения водонагревателей при:

Принимаем двухступенчатую смешанную схему, присоединения ПСГ к линиям сетевой воды. Расчётный расход сетевой воды на отопление:

где q_т^р=3,82 т/ГДж – уд.расход сетевой воды на горячее водоснабжение при t_под=130°С.

Расчётный расход сетевой воды на отопление:

При групповой установке в качестве насосов второй ступени устанавливаем насосы СЭ–2500–180 их количество:

Тогда при необходимом напоре насосов первой ступени:

на первой ступени возможна установка насосов 5´СЭ–2500–60.

Мкость мазутохранилища

1. Расход мазута одним котлоагрегатом Пп–1000–255ГМ составляет 70021кг/час, БКЗ–420–140 В_м=32900кг/ч.

Таким образом необходимый запас должен быть не менее 51882,6м³. Принимаем к установке два резервуара ёмкостью по 30000 м³. В результате запас мазута:

Мкость цистерн одной ставки

Исходя из слива 1–ставки не более 9ч. принимаем 3 ставки для слива суточного расхода мазута:

Величина приёмной ёмкости должна быть не менее 20% V_ст.

V_приём=0,2× V_ст=0,2×1153=230м³

Принимаем величину приёмных ёмкостей 200 м³и 100 м³.

Выбор насосов рециркуляции

Производительность насосов рециркуляции:

Q_рц=0,5× Q¹=0,5×208=104 м³/ч.

Принимаем к установке 3 насоса типа 6НК–9Х1, один из которых резервный другой ремонтный.

Расчёт мазутопроводов

Каждый из 2 напорных мазутопроводов рассчитываем на пропуск 75% общего количества мазута, потребляемого к/а с учётом рециркуляции.

Расход по одному мазутопроводу:

Q=0,75×Q²=0.75×208=156м³/ч

Скорость мазута в мазутопроводе при вязкости его 2–4°ВУ W=2м/с.

Диаметр напорных мазутопроводов от мазутной до котельной:

По ГОСТу принимаем трубопровод диаметром 245´8мм (ст.20). Определяем действительную скорость мазута в трубопроводе стандартного диаметра:

Трубопровод выбран верно т.к.W=1¸2м/с

Исходные данные

Водоподготовительная установка проектируется для промышленно-отопительной ТЭЦ с котлами 3хТГМП-314. В качестве источника принята вода со следующими показателями. Показатели качества воды приведены в таблицах 1, 2.

Таблица 7. Показатели качества воды

Показатель	Значение
Взвешенные вещества, мг/кг	14
Сухой остаток, мг/кг	-
Минеральный остаток, мг/кг	228
Жесткость общая, мг-экв/л	4,29
Жесткость карбонатная, мг-экв/л	4,1
Жесткость некарбонатная, мг-экв/л	0,19

Таблица 8. Ионосодержание исходной воды

Са²⁺	HCO₃^-	Mg²⁺	SO₄^2-	Na⁺	Al₂O₃+Fe₂O₃	Cl^-
68.7	250.8	10.3	15	6.1	0.06	4.9

Пересчитаем показатели содержания ионов и окислов в мг-экв/кг и результаты расчета сведем в таблицу 3.

Таблица 9. Пересчет показателей качества исходной воды

Тип иона	Содержание, мг/кг	Эквивалент	Содержание, мг-экв/кг
Ca²⁺	68,7	20	3,435
Mg²⁺	10,3	12,1	0,858
Na⁺	6,1	23	0,53
	250,8	61	4,1
	15	48	0,3125
	4,9	35,5	0,138
Al₂O₃+Fe₂O₃	0,06	-	-

Расчет схемы ВПУ

Расчет и выбор осветлителей

Суммарная производительность осветлителей принимается равной 110% расчетного расхода осветленной воды, при этом устанавливается не менее двух осветлителей.

Ёмкость каждого осветлителя:

где Q₀-полная производительность всей установки, м³/ч;

продолжительность пребывания воды в осветлителе 1-1,5ч, принимаем=1,5ч.

Выбираем осветлители типа ВТИ-400 (V=650 м³) /17/.

Необходимое количество реагентов при коагуляции и известковании:

Расход коагулянта FeSO₄×7H₂O в сутки:

где Э_к - эквивалент безводного коагулянта ( FeSO₄ - 75.16 )

К_к - доза коагулянта, мг-экв/кг ( К_fe=0.2 );

G_К^техн=G_K100/c=226,2^.100/50=452,46 кг/сут

где с-процентное содержание коагулянта в техническом продукте, с=47-53%, принимаем с=50%.

Расход ПАА в сутки:

где d_ПАА - доза полиакриламида, равная 0.2-1.8 мг/кг, принимаем d_ПАА=1,5мг/кг

Расход извести Са(ОН)₂ в сутки:

где 37.05 - эквивалент Ca(OH)₂;

d_и - доза извести, мг-экв/кг;

d_и=Ж_к^исх+Ж_mg^исх+К_к+a_изв=4.29+0.858+0.2+0.4=5.748

где a_изв-избыток извести, a_изв=0,3мгэкв/кг.

Результат анализа расчета схемы ВПУ явился выбор состава оборудования схемы (табл.5), расчет суммарного суточного расхода реагентов на регенерацию фильтров (табл.6), определение расхода ионитных материалов на загрузку фильтров(табл.7) и воды на собственные нужды (табл.8).

Таблица 5. Оборудование предочистки и ионообменной части ВПУ

Наименование	Тип	Кол- во	Характеристика
Осветлитель	ВТИ-400и	2	Производительность-400м³/ч Объем-650м³, диаметр-11м
Бак осветленной воды		2	Объем-1000м³, диаметр-10,4м Высота-12,9м
Осветлительный фильтр	ФОВ-2К-3,4-0,6	5	Диаметр-3400мм, Высота загрузки-900^.2мм
Бак промывочной воды		1	Объем-630м³, диаметр-9,1м; Высота-11,2м
Бак сброса промывочной воды		1	Объем-630м³, диаметр-9,1м; Высота-11,2м
Н₁ - фильтр	ФИПа-I-1,5-0,6	3	Ионит-КУ-2, диаметр-1,5м, Высота загрузки-2м, Регенерация-Н₂SO₄
A₁ - фильтр	ФИПа-I-1,5-0,6	3	Ионит-АВ-17-8,диаметр-1,5м; Высота загрузки-2м, Регенерация-NaOH
Декарбанизатор		1	Производительность-300м³/ч, Диаметр-2,52
Бак декарбонизированной воды		1	Объем-400м; диаметр-7,9м; Высота-9,8м
Н₂ - фильтр	ФИПа-II-1,0-0,6	3	Ионит-КУ-2, диаметр-1,0м, Высота загрузки-1,5м, Регенерация-Н₂SO₄
A₂ - фильтр	ФИПа-II-1,5-0,6	3	Ионит-АВ-17-8,диаметр-1,5м; Высота загрузки-1,5м, Регенерация-NaOH
ФСД	ФИСВДР-2,0-0,6	3	Ионит- АВ-17-8 и КУ-2, Диаметр-2,0м; высота-1,95м; Регенерация- NaOH и Н₂SO₄
Бак обессоленной воды		1	Объем-100м³, диаметр-4,9м; Высота-6,1м
Na - фильтр	ФИПа-I-3,0-0,6	3	Ионит-КУ-2, диаметр-3,0м; Высота загрузки-2,5м; Регенерация-NaCl
Бак умягченной воды		1	Объем-250м; диаметр-7м; Высота-8,1м

Таблица 6. Расход реагентов на ионные фильтры в сутки

Реагент,кг	Н₁	А₁	Н₂	А₂	ФСД	Na
H₂SO₄	548,38	-	74,61	-	65,28	-
NaOH	-	199,38	-	263,48	52,22	-
NaCl	-	-	-	-	-	1271,76

Общий суточный расход реагентов на регенерацию:

H₂SO₄ – 688,27 кг;

NaOH – 515,1 кг;

NaCl – 1271,76 кг;

Таблица 7. Расход ионита на ВПУ

Ионит, м³	Н₁	А₁	Н₂	А₂	ФСД	Na
КУ-2	10,6	-	3,5	-	9,18	52,99
АВ-17-8	-	10,6	-	7,95	9,18	-

Суммарная загрузка ионита:

КУ-2 – 76,27м³;

АВ-17-8 - 27,73м³.

Таблица 8. Собственные нужды ВПУ

Предочистка	48,2 м³/ч
Система умягчения	9,69 м³/ч
Система обессоливания	8,99 м³/ч

Электрическая часть

Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

- по напряжению установки:

, (8.9)

- по току:

, (8.10)

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

- по конструкции и классу точности:

- по электродинамической стойкости:

(8.11)

где i_у - ударный ток КЗ по расчету;

к_д - кратность электродинамической стойкости;

Iном - номинальный первичный ток трансформатора тока;

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;

- по термической стойкости:

, (8.12)

где Вк- тепловой импульс по расчету;

к_{т -} кратность термической стойкости по [ ],

t_т - время термической стойкости по [ ].

- по вторичной нагрузке:

Z₂£ Z₂ном, (8.13)

где Z₂- вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z₂ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Для примера приведём выбор трансформатора тока в цепи генератора ТВВ – 320 – 2. Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ – 20 – 12000 - 300, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод [ ], ТШ 20-12000/5.

Охрана окружающей среды

В процессе сжигания топлива минеральные примеси и несгоревшие органические остатки переходят в поток газов во взвешенном состоянии и загрязняют атмосферу, оказывают вредное воздействие на живые организмы, увеличивают износ механизмов, вызывают коррозию металлов, разрушают строительные конструкции зданий и сооружений.

Выбросы оксидов серы.

Массовый выброс SO₂ и SO₃ в атмосферу в пересчете на SO₂ при отсутствии специальных сероулавливающих устройств рассчитывается по формуле:

;

где: S^P - содержание серы в топливе;

- доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котлах;

- доля оксидов серы, улавливаемых в золоулавителе.

г/с.

Выбросы оксидов азота.

Массовый выброс оксидов азота в атмосферу в пересчете на NO₂ с дымовыми газами котла расчитывается по формуле:

;

где: k - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота;

b₁ - коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого мазута;

e₁, r - коэффициенты, характеризующие эффективность воздействия рециркуляции газов, подаваемых в наружный канал горелок;

b₂ - коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (прямоточные);

b₃ - коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления;

e₁ - коэффициент, характеризующий снижение выбросов при двухступенчатом сжигании топлива.

В-расход натурального топлива за рассчитываемый период, г/с

Выбросы оксидов ванадия

Массовый выброс оксидов ванадия в пересчете на пентаксид ванадия вычисляем по формуле:

;

где: - содержание оксидов ванадия в сжигаемом мазуте определяется по формуле:

;

г/с.

Выбросы оксида углерода

Массовый выброс оксидов углерода в пересчете на пентаксид ванадия вычисляем по формуле:

;

где: С_СО - выход оксида углерода при сжигании мазута определяемый по формуле

кг/т, тогда:

г/с.

Охрана труда

Отопление и вентиляция

Системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха соответствуют требованиям главы СН и П 2.04.05-86 по проектированию отопления, вентиляции и кондиционирования.

Температура и относительная влажность воздуха в рабочей зоне производственных помещений ТЭЦ соответствуют данным из таблицы 14.3.

Таблица 13.3. Температура и относительная влажность воздуха в рабочей зоне производственных помещений ТЭС.

Наименование помещений	Температура воздуха, ⁰С		Относительная влажность воздуха, %
Наименование помещений	В холодный период года	В тёплый период года	В холодный период года	В тёплый период года
Котельное отделение	10 …22	Не более 33	60…40	60…20
Машинное отделение	16…22	Не более 33	60…40	60…20
Помещение щитов	18…25	18…25	60…30	60…30
Дымососное отделение	12…23	Не более 33	Не нормируется
Деаэраторное отделение	Не ниже 10	Не более 33	60…20	60…20
Маслохозяйство	15	Не нормируется
Мазутонасосная	10	Не более 33	70…30	70…30

Для отопления и вентиляции помещений ТЭЦ принят единый теплоноситель – подогретая вода.

В котельном отделении предусмотрена подача приточного воздуха в количестве 3-х кратного воздухообмена в час без учета количества воздуха, удаляемого дутьевыми вентиляторами. При этом система организации воздухообмена при вентиляции исключает возможность застоя и скопления газов в отдельных зонах помещения.

Для вентиляции главного корпуса системами с механическим побуждением предусмотрена подача приточного воздуха в нижнюю зону, а также выше рабочих площадок (уровня пола) сосредоточенно к наружным стенам и в сторону котельного отделения с подогревом в холодный период года до 10⁰С.

Водоснабжение

В проекте ТЭЦ предусмотрены производственно – противопожарный высокого давления и хозяйственно – питьевой водопроводы.

Давление в наружной сети противопожарного водопровода не превышает 10 кГс/см².

При недостаточном напоре в наружной сети, для обеспечения внутреннего пожаротушения главного корпуса установлены стационарные насосы для повышения давления.

Расчетный расход воды на наружное пожаротушение ТЭЦ принят в соответствии со СН и П 2.04.02-84 «Водоснабжение. Наружные сети и сооружения»: сети для наружного пожаротушения спроектированы кольцевыми с установкой гидрантов не более чем через 100 м, не ближе 5 м от зданий и не более 2,5 м от бровки дорог.

Внутренний противопожарный водопровод предусмотрен в главном корпусе с установкой пожарных кранов в машинном и котельном отделениях, любая точка орошается двумя струями каждая с расходом воды 2,5л/с. При проектировании внутреннего противопожарного водопровода машинного отделения предусмотрено охлаждение водой при пожаре металлических ферм покрытия с учетом орошения каждой точки двумя компактными струями.

В машинном и котельном отделениях пожарные краны предусмотрены на нулевой отметке и на отметке обслуживания турбин и форсунок котлов.

Электрическое освещение

Освещение помещений с постоянным пребыванием персонала предусмотрено с применением газоразрядных ламп.

Напряжение осветительной сети в зданиях и сооружениях ТЭЦ принято 380/220 В с заземленной нейтралью.

Напряжение сети освещения всех теплофикационных, а также кабельных тоннелей при установке в них светильников на высоте менее 2,5 м - не выше 42В.

Напряжение ручных переносных ламп в помещениях особо опасных и с повышенной опасностью поражения людей электрическим током, а также снаружи -12В.

Для сети аварийного местного освещения при установке специальных светильников, удовлетворяющих требованиям ПУЭ, принято напряжение 220В.

Напряжение сети для местного освещения станков и верстаков предусмотрено - 42В.

В главном корпусе предусмотрена стационарная сеть штепсельных розеток напряжением 12В.

Наружное освещение главных дорог территории ТЭЦ осуществляется газоразрядными лампами.

Пожарная безопасность

Классификация производственных процессов по их пожарной опасности, огнестойкость зданий и сооружений приведены в таблице 13.4.

Таблица 13.4

Наименование помещений и сооружений	Степень огнестойкости здания	Категория производства по взрывопожарной и пожарной опасности
Главный корпус: Котельное отделение Машинное отделение Помещение щитов управления Помещение водоподготовки Конденсатоочистка Приемно-сливные устройства Мазутонасосная Газоходы Ремонтные мастерские Склады реагентов Материальный склад Башенные градирни Пиковая водогрейная котельная Ацетилено-кислородная станция Дожимная компрессорная	II II II III III II II II III III II V II I II	Г Г Д Д Д В В Г Д Д В Д Г А А

Пожарное депо расположено рядом с ТЭЦ, на земельном участке, примыкающем к дороге общего пользования. Радиус обслуживания пожарным депо принят 2 км – т.к. предприятие с производством категорий А, Б, и В, которые занимают более 50 % всей площади застройки.

Для тушения турбогенераторов с водородным охлаждением предусмотрены стационарные углекислотные установки с дистанционным и дублирующим ручным управлением и передвижные углекислотные установки с ручным пуском.

В целях повышения пожарной безопасности на ТЭЦ применены кабели с негорючими покрытиями. Трассы кабелей проходят на безопасных расстояниях от нагретых поверхностей, предусмотрена их защита от внешних воздействий и перегрева.

Кабельные туннели имеют противопожарные перегородки с огнестойкостью 0,75ч, длина отсеков не превышает 150м при обычных силовых и контрольных кабелях и 100м при прокладке маслонаполненных кабелей. Не реже чем через 50м установлены аварийные выходы (люки). В кабельных туннелях предусмотрено автоматическое пожаротушение с использованием высокократной воздушно – механической пены или воды в распыленном виде.

Для тушения очагов загорания в сливных мазутных лотках, туннелях мазутопроводов, в мазутонасосных предусмотрен подвод пара с ручным управлением запорной задвижкой, расположенной в безопасном месте с наружной стороны здания. Аварийная запорная арматура установлена на мазутопроводах вне мазутонасосной не ближе 10м от них. На сливоналивных эстакадах проезд для пожарных машин сделан кольцевым.

Для тушения пожаров в наземных резервуарах применена стационарная система пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной.

В машинном и котельном отделениях для тушения пожаров предусмотрены локальные системы пожаротушения высокократной воздушно – механической пеной из расчета обеспечения тушения пожара в районе одного турбогенератора или котлоагрегата.

Стационарные пеногенераторы в этих системах установлены в местах расположения емкостей с горючими жидкостями и масляных насосов и в местах установки арматуры на мазутопроводах. В остальных местах на отметках обслуживания установлены переносные пеногенераторы. Свободный напор у пеногенераторов не менее 0,4МПа и не более 0,6 МПа.

Технико-экономическая часть

13.1 Расчёт технико-экономических показателей (вариант 1)

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=åQтi-Qтфо=10,53-4,03=6,5 МВт-ч/год=5,6 Гкал/год;

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/(hкаKп)=6,5.106/(0,93.8,12)=0,86.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=6,5.106/(3,88×106)=1,68 МВт-ч/МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=0,86.106/(3,88.106)=0,22 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ+Э^ТЭ_СН^.Э_ТЭЦ^.b_ЭЭ=1,43.106-0,86.106+0,043^.3,88.106^.0,22= =0,61.106 т у.т./год.

где Э^ТЭ_СН=0,043 МВт/МВт- расход эл.эн. на СН по производству теплоты.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц=Qгтф=990.3500=3,47.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/Qтф=0,61.106/3,47.106 =0,176 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

hээ=0,123/bээ=0,123/0,22=0,56.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ=0,143/bтэ=0,143/0,176=0,81.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=16,47.106.0,86.106/(1,43.106)=

=9,9×106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=16,47.106.0,61.106/(1,43.106)=

=7,03.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(9,9.106+0,86.106.70)/3,88×106=

=18,1 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(7,03×106+0,61×106.70)/3,47.106=

=14,3 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,22.70=15,4 $/МВт-ч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,176.70=12,32 $/Гкал =10,6 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэц/Этэц)(Bээ/Bтэц)=

=(59,8.106/3,88.106)(0,86×106/1,43.106 )=22,22 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=

=(59,8.106/3,47.106)(0,61×106/1,43.106 )=17,63 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)/Kтэц=

=(45×3,88.106+13×5,77.106/1,16)/229,2.106=0,76.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=229,2×106/(750×0,45)=764 тыс.$/чел.

13.2 Расчёт технико-экономических показателей (вариант 2)

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=åQтi-Qтфо=11,6-3,78=7,82 МВт-ч/год=6,72 Гкал/год;

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/(hкаKп)=7,82.106/(0,93.8,12)=1,03.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=7,82.106/(3,64×106)=2,15 МВт-ч /МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=1,03.106/(3,64.106)=0,24 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ=1,57.106-1,03.106=0,54.106 т у.т./год.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц=Qгтф=1800.3500=3,78.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/Qтф=0,54.106/3,78.106 =0,18 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

hээ=0,123/bээ=0,123/0,24=0,51.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ=0,143/bтэ=0,143/0,18=0,79.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=16,8.106.1,03.106/(1,57.106)=

=9,52×106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=16,8.106.0,54.106/(1,57.106)=

=7,28.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(9,52.106+1,03.106.70)/3,64×106=

=19,7 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(7,28×106+0,54×106.70)/3,78.106=

=14,5 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,24.70=16,8 $/МВт-ч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,18.70=12,6 $/Гкал =10,83 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэц/Этэц)(Bээ/Bтэц)=

=(61,23.106/3,64.106)(1,03×106/1,57.106 )=27,6 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=

=(61,23.106/3,78.106)(0,54×106/1,57.106 )=13,93 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)/Kтэц=

=(45×3,64.106+13×3,78.106/1,16)/235,2.106=0,69.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=235,2×106/(720×0,45)=820 тыс.$/чел.

Табл.13.1. Сводная таблица технико-экономических показателей

	№ пп.	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	ТЭЦ – 750 МВт			ТЭЦ – 720 МВт
	№ пп.	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Общ. пок-ль	Э/э	Теплота	Общ. пок-ль		Э/э		Теплота
1		2	3	4	5	6	7	8	9		10
1		Установленная мощность	N, Q	МВт Гкал/ч		750	1650		720		1800
2		Число часов использования	hээ hтф	ч/год		5500	3500		5500		3500
3		Годовой отпуск энергии	Э, Q_год	МВт-ч/год х Гкал/год		3,88	3,47		3,64		3,78
4		Удельный расход тепла	q	Гкал/Мвт-ч		1,68			2,15
5		Удельный расход топлива на производство энергии	b_ээ, b_тэ	тут/МВт-ч тут/Гкал		0,22	0,176		0,24		0,18
6		КПД	h_ээ, h_тэ	- -		0,56	0,81		0,51		0,79
7		Полные капиталовложения	К	млн.$	230			234
8		Условно-постоянные издержки	И_пос	млн.$/год	16,47	9,9	7,03	16,8	9,52		7,28
9		Годовой расход топлива	В	тут/год х	1,43	0,86	0,61	1,57	1,03		0,54
10		Переменные издержки	И_пер	млн.$/год	85,56	50,3	35,26	94,2	61,8		32,4
11		Приведенные затраты	З_пр	млн.$/год	59,8			61,23
12		Удельные приведенные затраты	З_ээ, З_тэ	$/МВт-ч $/Гкал		22,22	17,63		27,6		13,93
13		Цена тонны усл-го топлива	Ц_тут	$/тут	70			70
14		Топливная составляющая себестоимости	С^т_ээ, С^т_тэ	$/МВт-ч $/Гкал		15,4	10,6		16,8		10,83
1		2	3	4	5	6	7	8	9		10
15		Себестоимость энергии	С_ээ, С_тэ	$/МВт-ч $/Гкал		18,1	14,3		19,7		14,5
16		Штатный коэффициент	k_шт	чел/МВт	0,45			0,45
17		Норма амортизации	Р_а	%	4,3			4,3
18		Удельные капиталовложения	k_уд	$/МВт х	0,31			0,33
19		Показатель фондоотдачи	Кфо		0,76			0,69
20		Показатель фондовооружённости	Кфв	тыс.$/чел	764			820

Заключение

В дипломном проекте рассмотрен ряд вопросов, связанных с проектированием ТЭЦ:

- выбрано основное оборудование и экономически обоснован его выбор;

- рассчитана принципиальная тепловая схема энергоустановки;

- произведён укрупнённый расчёт котлоагрегата;

- на основании произведенных расчётов выбрано вспомогательное тепломеханическое оборудование;

- согласно выбранному типу топлива произведён расчёт и описание топливоснабжения;

- выбрана и рассчитана система технического водоснабжения;

- согласно принятым тепловым нагрузкам, типу оборудования и особенности потребления тепла рассчитана химическая часть в объёме водоподготовки и водно-химического режима;

- выбраны и описаны основные системы автоматического регулирования технологических процессов на ТЭЦ;

- спроектирована электрическая часть станции в объёме схемы главных электрических соединений, рассчитаны токи короткого замыкания;

- разработан генеральный план станции;

- рассмотрен ряд вопросов по охране труда на ТЭЦ;

- в разделе охрана окружающей среды выполнены расчёты вредных выбросов при работе станции на основном топливе и рассчитана дымовая труба;

Спроектированная ТЭЦ отличается выгодными технико-экономическими показателями работы, в частности КПД по производству электроэнергии. Это связано с большим тепловым потреблением, которое обеспечивает выгодное применение при использовании физического метода распределения затрат

Литература

1. Александров А.А., Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М: Энергия, 1980.

2. Гаврилов А.Ф. Уменьшение вредных выбросов при очистке паровых котлов.-М: Энергоиздат, 1990.

3. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. С.-М: Энергоатомиздат, 1989.

4. Денисенко Г.Ф. Охрана труда. - М.1985.

5. Леонков А.М., Яковлев Б.В. Тепловые электрические станции. - Мн. ВШ. 1978.

6. Методическое пособоие. "Водоподготовка и водно-химический режим ТЭС"-БГПА, 1993.

7. Методическое пособие по экономической части дипломного проекта - БГПА, 1993.

8. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. С.-М: Энергоатомиздат, 1989.

9. Плетнев Г.П. Автоматизированное управление объектами тепловых электростанций. -М: Энергоиздат, 1981.

10. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М: Энергоатомиздат, 1987.

11. Нормативный метод. Тепловой расчет котельных агрегатов. - М: Энергия, 1973.

12. Справочник. Вибрация энергетических машин. - Л: Энергия. 1994.

13. Р. Мэнли. Анализ и обработка защит колебаний. - М: Машиностроение. 1972.

14. Рунов Б.Т. Исследование и устранение вибрации паровых турбоагрегатов. -М:Энергия. 1982.

15. Методическое пособие по курсу “Охрана природы” для студентов специальности 10.05 – “ТЭС”/ В.А. Золоторёва, Н.Б. Карницкий, В.А. Чиж.-Мн.: БГПА, 1990г.

16. Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин “Электрооборудование станций и подстанций”: Учебник для техникумов.3-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1987.

17. Грунтович Н.В. О результатах диагностирования энергетического оборудования на тепловых электростанциях Республики Беларусь.

18. Республиканская программа "Энергосбережение".

Введение

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.

Обоснование строительства ТЭЦ и выбор основного оборудования

Величины тепловых нагрузок

Таблица 1. Величины отборов турбин.

Тип турбоагрегата	Количество	Q_ТФО, Гкал/ч	Q_ТХО, 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;

Дата: 2019-05-29, просмотров: 212.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒