Скачать

Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей

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.

1.1 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.

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 h_тс=0,9. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет/11/:

для отопления и вентиляции q_ОВ^ГОД=13,1 Гкал/год×чел; h_ОВ^MAX=2500 час.

для горячего водоснабжения q_ГВ^ГОД=8,1 Гкал/год×чел; h_ГВ^MAX=3500 час.

 час.

тогда число жителей определяем как:

z_расч =Q^ТЭЦ_тф^. h_т.с^.h_max^тф/q^год_уд=1650^..0,9^.2800/21,2=196000жителей

Население города к началу расчетного периода

z_нач=z_расч/(1+i/100)^Трасч=196132/(1+1,5/100)⁵=182000жителей

где i-ежегодный прирост населения города; Т_расч-время, через которое ТЭЦ достигнет проектной нагрузки.

Тепловая нагрузка к началу расчетного периода

Q_тф.нач=Q^ТЭЦ_тф^.z_нач/z_расч=1650^.182000/196000=1531,6 Гкал/ч

Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:

отопление и вентиляция

Q^ГОД_О+В=z_расч^.q^ГОД_О+В=196132^. 13,1=2569329,2 Гкал/год

горячее водоснабжение

Q^ГОД_Г.В=z_расч^. q^ГОД_Г.В=196132.8,1=1588669,2 Гкал/год

Максимальные часовые нагрузки для расчетного года:

отопление и вентиляция

Q^P_О+В= Q^ГОД_О+В/ h_О+В^MAX=2569329,2/2500=1027,7 Гкал/час

горячее водоснабжение

Q^P_Г.В= Q^ГОД_Г.В/ h_Г.В^MAX=1588669,2/3500=453,9 Гкал/час

Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ к расчетному году:

Q^ТЭЦ_тф.год=( Q^ГОД_О+В+ Q^ГОД_Г.В)/h_т.с=(2569329,2+1588669,2)/0,9=

=4619998,2 Гкал/год

Суммарный часовой отпуск тепла от ТЭЦ:

Q^ТЭЦ_тф=(Q^P_О+В+Q^P_Г.В)/h_т.с=(1027,7+453,9)/0,9=1646,2 Гкал/час

Годовой отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ

Q^ТЭЦ_{тф.о.год}= Q^ТЭЦ_тф.год. aтф^ГОД=4619998,2^.0,89=4111798,4 Гкал/год

где aтф^ГОД – 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=Q^ПВК/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)

Найдём капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП. Принимаем среднюю протяжённость тепловых сетей ТС=15км, а ЛЭП – ЛЭП=25км.

Удельные капиталовложения: в тепловые сети –

k_ТС=4×10⁶ у.е./км /11/, в ЛЭП – k_ЛЭП=0,56 у.е./км.

Полные капиталовложения:

в ТС –

K_ТС= k_ТС× l_ТС=4×10⁶×15=60 млн у.е.,

в ЛЭП –

K_ЛЭП= k_ЛЭП× l_ЛЭП=0,56×10⁶×25=14 млн у.е..

Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:

К_ТЭЦ= К₁^Т-250+2.К ₂^Т-250+4×К^ПВК= 6+2.60+4×3,5=230 млн у.е..

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

k_ТЭЦ=К_ТЭЦ/N_ТЭЦ=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)

Номинальный часовой отпуск тепла от турбин:

Q_ТФО^Т-180=270 Гкал/ч /17/;

Q_ТФО^å =4×270=1080 Гкал/ч;

Часовой отпуск тепла от ТЭЦ:

Q_ТФ=åQ_ТФО/a_ТФ=1080/0,6= 1800 Гкал/ч

Годовой отпуск тепла от ТЭЦ:

Q^г_ТФ= åQ_ТФО×h_ТФ/a^ГОД_ТФ =1080×3500/0,89= 4247191 Гкал/год

Необходимый отпуск теплоты от ПВК

Qпвк=Qтф-Qтфо=1800-1080= 720 Гкал/ч.

n=Q^ПВК/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)

Капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП принимаем такими же как и в варианте I:

в ТС –

K_ТС= k_ТС× l_ТС=4×10⁶×15=60 млн.у.е.,

в ЛЭП –

K_ЛЭП= k_ЛЭП× l_ЛЭП=0,56×10⁶×25=14 млн.у.е..

Общие капиталовложения в ТЭЦ:

К_ТЭЦ= К₁^Т-180+4×К₂^Т-180+5×К^ПВК=70+3×50+4×3,5=234 млн. у.е.

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

k_ТЭЦ=К_ТЭЦ/N_ТЭЦ=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

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/(h_КА×К_П)=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

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/(h_КА×К_П)=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:

И_пост=1,3×(1,2×К_ТЭЦ×Р_а/100+k_шт×N_ТЭЦ×з_сг),

где Р_а =4,3 % – норма амортизации (/11/),

з_сг=2500 у.е./год – заработная плата, среднегодовая,

k_шт=0,45 чел./МВт – штатный коэффициент (/11/),

И_пост=1,3×(1,2×229,2 ×10⁶×4,3/100+0,45×750×2500)= 16,47×10⁶ у.е./год

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦ×Ц_тут=1,426 ×10⁶×70= 85,56×10⁶ у.е./год,

где Ц_тут=70 у.е./тут – цена тонны условного топлива.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

где Е_н-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,12; К_t⁰-капиталовложения в t-й год(по графику); И^t_пост-постоянные годовые издержки в t-й год(по графику; Е_пр-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 Т_гол, сроки строительства Т_стр, сроки освоения проектной мощности Т_расч и капиталовложения в основной агрегат К*_гол:

Т_расч=Т_стр+2=4+2=6 лет

Т_стр=Т_ввод+4мес=4 года

где Т_ввод-сроки ввода последнего агрегата.

С учетом задела по последующим агрегатам находятся капиталовложение в головной агрегат:

К^*_гол=1,25^.К_гол=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:

И_ТС= 0,075×К_ТС=0,075×60=4,5×10⁶ у.е./год,

И_ЛЭП= 0,034×К_ЛЭП=0,034×14=0,476×10⁶ у.е./год

– издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП.

З_ТЭЦ=59,8 млн.у.е./год

Аналогичный расчет для второго варианта приведен ниже.

Постоянные издержки:

И_пост=1,3×(1,2×К_ТЭЦ×Р_а/100+k_шт×N_ТЭЦ×з_сг),

где Р_а =4,3 % – норма амортизации (/11/);

з_сг=2500 у.е./год – среднегодовая заработная плата;

k_шт=0,45 чел./МВт – штатный коэффициент(/11/).

И_пост=1,3×(1,2×235,2×10⁶×4,3/100+0,45×720×2500)= 16,8×10⁶ у.е./год

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦ×Ц_тут=1,57×10⁶×70= 94,2×10⁶ у.е./год,

где Ц_тут=70 у.е./тут – цена тонны условного топлива.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

Для определения динамики освоения капиталовложений вычисляются сроки ввода головного агрегата Т_гол, сроки строительства Т_стр, сроки освоения проектной мощности Т_расч и капиталовложения в основной агрегат К*_гол:

Т_расч=Т_стр+2=5+2=7 лет

Т_стр=Т_ввод+6мес=5 года

где Т_ввод-сроки ввода последнего агрегата.

С учетом задела по последующим агрегатам находятся капиталовложение в головной агрегат:

К^*_гол=1,25^.К_гол=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:

И_ТС= 0,075×К_ТС=0,075×60=4,5×10⁶ у.е./год,

И_ЛЭП= 0,034×К_ЛЭП=0,034×14=0,476×10⁶ у.е./год

– издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП.

З_ТЭЦ=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.

                                З_пр

                                50