Характеристики тепловых нагрузок

Содержание

Реферат 2

Введение 3

1. Характеристики тепловых нагрузок 5

2. Технико-экономическое обоснование выбранного варианта 9

3. Выбор и описание основного и вспомогательного оборудования 19

4. Расчет тепловой схемы 31

5. Анализ системы автоматики 72

6. Анализ схемы главных электрических соединений 79

7. Оценка вредных выбросов при сжигании топлива 89

8. Безопасность эксплуатации ТЭЦ 99

9. Спецвопрос 109

10. Ожидаемые технико-экономические показатели ТЭЦ 120

Заключение 139

Список использованных источников 149

Реферат

Пояснительная записка содержит страниц, рисунков,

таблиц, 22 источника используемой литературы.

Диск CD-R (2шт) содержит: 1 электронную копию титульного листа выполненного в текстовом редакторе Microsoft Word (титульный лист.doc); 1 электронную копию пояснительной записки выполненной в текстовом редакторе Microsoft Word (пояснительная записка.doc); 8 чертежей в формате .jpg (Автоматика.jpg; ГП.jpg; План-разрез.jpg; Поперечный разрез.jpg; РТС.jpg; Спецвопрос.jpg; Экономика.jpg; Электричество.jpg )

ТУРБИНА, КОТЕЛ, КОНДЕНСАТОР, СЕТЕВОЙ ПОДОГРЕВАТЕЛЬ, ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО, ТЕПЛОВАЯ НАГРУЗКА, ТЕМПЕРАТУРНЫЙ ГРАФИК, ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ, ВРЕДНЫЕ ВЫБРОСЫ

Объект дипломного проектирования – промышленно- отопительная пылеугольная ТЭЦ мощностью 160 МВт, состоящая из двух блоков турбин ПТ- 80/100-130 и котлов БКЗ-420.

Основными положениями проектирования станции являются: определение технико-экономического обоснования проекта, расчет нагрузки теплосети, расчет тепловой схемы на двух режимах, выбор основного и вспомогательного оборудования, компоновка главного корпуса, топливное хозяйство. Произведен анализ систем: автоматики, водоснабжения, электроснабжения собственных нужд. Были рассчитаны вредные выбросы, образующиеся при эксплуатации станции, на основании которых проведен расчет высоты дымовой трубы, ожидаемые технико-экономические показатели проекта. В качестве спецвопроса рассматривается повышение эффективности золоулавливания скруббера путем его модернизации.

Введение

В энергетической стратегии России одно из мест занимает теплофикации, которая благодаря существенным социальным, экономическим и экологическим преимуществам стала одним из основных направлений развития энергетики нашей страны. Теплофикация является формой централизованного теплоснабжения и рациональным способом использования топливных ресурсов. Преимущество комбинированного способа производства электрической и тепловой энергии по сравнению с раздельным связано с возможностью снижения удельных затрат тепла на выработку электроэнергии на тепловом потреблении в результате снижения потерь в холодном источнике. Создание теплофикационных паротурбинных установок позволило реализовать на практике это преимущество.

Тепловая нагрузка покрывается теплофикационными отборами турбины. Выбор давления пара в отопительных отборах зависит от вида графиков температуры сетевой воды и отопительной нагрузки. В целях более равномерной нагрузки отопительных отборов теплофикационных турбин пики отопительной нагрузки покрывают пиковыми водогрейными котлами. Их использование направлено на то, чтобы повысить коэффициент использования тепловой мощности отопительных отборов и обеспечить большую эффективность ТЭЦ в энергосистеме. С помощью ПВК максимальные сезонные тепловые нагрузки покрываются не комбинированным способом. Однако, учитывая незначительную продолжительность пиковых нагрузок эффективность комбинированной выработки основного количества тепловой энергии возрастает.

В настоящее время каждое теплоэнергетическое предприятие старается сократить себестоимость производства тепловой и электрической энергии. Это является необходимым критерием для поддержания конкурентно способных цен на рынке тепловой и электрической энергии. Для повышения эффективности выработки тепловой и электрической энергии нужно проведение комплексного исследования режимов работы теплофикационных турбин.

На сегодняшний день в условиях рыночной экономики изменения ценовой политики на топливо происходит изменение структуры потребляемого топлива на ТЭЦ, использующих органическое топливо. В этих условиях при росте цен на газомазутное топливо и в виду бесперебойного снабжения потребителей тепловой и электрической энергии, вынуждает энергетиков использовать в балансе своих станций низкосортное топливо и топливо не характерное для регионов, в которых находятся энергетические объекты.

В этих случае наряду с решением проблем по подготовке и использованию углей с повышенной зольностью, высоким содержанием серы и влаги необходимо обеспечить жесткие экологические требования по выбросам в атмосферу оксидов серы и азота.

Одним из комплексным решений этой сложной народнохозяйственной проблемы являются разработка внедрения экологически чистых технологий сжигания твердого топлива в топках котлов со стационарным и циркулирующим кипящим слое.

Характеристики тепловых нагрузок

Теплофикационная турбины типа ПТ-80-130 с промышленным и отопительными отборам с двухступенчатую схемой сетевых подогревателей. Номинальные значения основных параметров турбины ПТ-80-130 приведены в приложении 1.

Из задания:

Город строительства: Тюмень

Тип турбины ПТ-80-130

Максимальная расчетная тепловая нагрузка МВт

Доли тепловой нагрузки на отопление , на вентиляцию и на горячее водоснабжение .

Температурный режим закрытой сети: t_пр/t_об=130/70°С.

Таблица 1 - Климатические данные для г. Тюмень

Для заданного города расчетная температура воздуха для проектирования отопления -35 °С, для проектирования вентиляции . По действующему СНиП температура наружного воздуха для отключения отопления должна быть не менее 8°С на протяжении 3-х суток (t_нк = 8°С) для поддержания минимальной температуры внутри помещений не менее t_вн = 18°С.

Расчетная нагрузка на отопление:

Минимальная расчетная нагрузка на отопление:

Расчетная нагрузка на вентиляцию:

Минимальная расчетная нагрузка на вентиляцию:

Расчетная нагрузка на горячее водоснабжение:

Минимальная расчетная нагрузка на горячее водоснабжение:

где принято по [2], минимальная температура горячей воды в помещении °С по СНиП, температура холодной воды в летний период , в зимний .

По [2] для данного города составляем таблицу числа часов за отопительный период со среднесуточной температурой воздуха, равной или ниже приведённой (таблица 1)

Таблица 1 – Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой

По рассчитанным минимальным и максимальным тепловым нагрузкам в зависимости от температуры наружного воздуха строится левая часть графика тепловых нагрузок ТЭЦ (см. Приложение 2), а так же путём суммирования графиков нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение график суммарных тепловых нагрузок, в зависимости от температуры наружного воздуха. Для покрытия пиков тепловой нагрузки в максимальный зимний режим (период пиковых нагрузок) устанавливается пиковый водогрейный котел (в дальнейшем ПВК, выбор оборудования будет произведён ниже). Для данной ТЭЦ принимаем коэффициент теплофикации α_тэц = 0,5. Так как , то

Q_отб= α_тэц* = 0,5*130 = 65 МВт, Q_пик = 65 МВт,

где Q_отб – теплота отдаваемая паром с отборов турбины в м.з.р. Правую часть графика (см. Приложение 2) строим, как зависимость тепловой нагрузки на ТЭЦ от продолжительности стояния соответствующих температур пользуясь левой частью (см. Приложение 2) и таблицей 1. Так же проводим линию Q_отб, которая отсекает площади, соответствующие тепловой нагрузке на ПВК и на теплофикационные отборы турбины.

Для построения температурного графика рассчитываются температуры на входах и выходах сетевых подогревателей, схема с обозначениями приведена на рисунке1.

Рисунок 1

Температура, до которой будет нагрет теплоноситель отборами:

Так как (см. рис.1.1) система сетевых подогревателей двухступенчатая, примем нагрев в каждом из подогревателей одинаковым. Тогда температура на выходе из СП2:

Таблица 2 – Зависимость , , от температуры наружного воздуха

По рассчитанным данным, согласно [2], строится теплофикационный график сети (см. Приложение 3)

2Технико-экономическое обоснование выбранного варианта

Исходные данные

Технико-экономическое обоснование выбранного варианта производится с использованием показателей, к которым относятся:

- Чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- Индекс доходности (ИД);

- Внутренняя норма доходности (ВНД);

- Срок окупаемости (СО);

Чистый дисконтированный доход или интегральный эффект определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенных к начальному шагу или как превышение интегральных результатов над интегральными издержками.

где R_t – результат (доходы), достигаемые на t-ом шаге расчета;

З_t – затраты (без капитальных), осуществляемые на t-ом шаге расчета;

Т – продолжительность расчетного периода или горизонта расчета ;

a_t – коэффициент дисконтирования, вычисляемый по формуле:

,

где Е – норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал.

t – номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента осуществления проекта (строительства, монтажа и др);

Если t₀=0, то денежные потоки приводятся к началу проекта, т.е. a_t=1,0;

если t₀=t_стр, то денежные потоки приводятся к первому году эксплуатации и в этот год a_t=1,0;

если t₀=Т, то денежные потоки приводятся к концу проекта (к последнему году), при этом a_t=1,0 или a_t>1.

K_t – капиталовложения на t-ом шаге.

Если ЧДД > 0, то инвестиции считаем приемлемыми.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений, вычисляется по формуле:

Если ИД > 1, то инвестиции считаем приемлемыми.

Внутренняя норма доходности ( ) – это такая норма дисконта, при которой ЧДД=0 или сумма эффектов равна капиталовложениям. находится из выражения:

Если > то инвестиции считаем приемлемыми.

Если при сравнении вариантов по ЧДД и ВНД получены противоположные результаты, то выбор производят по ЧДД.

Срок окупаемости – минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным.

Исходные данные для расчета приведены в таблице 2.1.

Таблица1

Таблица 2 - Прогнозные цены на уголь/газ (вариант базовых цен), руб./т у.т.

Изменение тарифов на электрическую и тепловую энергию пропорционально изменению стоимости природного газа.

Тариф на электроэнергию в текущем году определяется:

,

где , 2012- цены на топливо (природный газ) соответственно в текущем году и в 2012 году;

- тариф на электроэнергию в 2012 году;

- коэффициент коррекции к тарифам.

Аналогично определяется тариф на тепловую энергию в текущем году:

,

где - тариф на тепловую энергию в 2012 году.

1.1.Расчет показателей эффективности инвестиционного проекта ПТ ТЭЦ

Тепловая нагрузка ПТ ТЭЦ :

Установленная электрическая мощность ПТ ТЭЦ :

NТЭЦ = 160 МВт

Выработка электроэнергии на ПТ ТЭЦ:

(2.7)

Отпуск электроэнергии с шин ПТ ТЭЦ:

тыс. кВт∙ч

Капитальные вложения в ПТ ТЭЦ:

млн. руб.

Годовые капитальные вложения в ПТ- ТЭЦ на первом шаге расчётного периода:

млн. руб.

Себестоимость производства тепловой и электрической энергии, смета затрат в первый год эксплуатации :

= млн. руб

Материальные затраты:

млн. руб.

Топливные издержки на производство тепла:

млн. руб

Топливные издержки на производство электроэнергии:

млн. руб.

Топливные издержки всего:

млн. руб.

Издержки на ремонт:

млн. руб.

Другие материальные издержки (реагенты, ГСМ и т.д.):

млн. руб.

Затраты на оплату труда:n

млн. руб.

Отчисления на социальные нужды:

млн. руб.

Амортизация основных фондов:

млн. руб.

где

где СПИ– число лет полезного использования ПТ- ТЭЦ;

СПИ =35лет;

=1/35 =0,028571

Прочие затраты:

млн. руб.

Плата по кредитам, за аренду, за ПДВ, командировочные расходы, услуги связи, охрана и т.д.:

млн.руб.

Налог на имущество:

млн. руб.

Налог на землю:

млн. руб.

Налог на воду:

млн. руб.

Выручка от реализации тепловой энергии в первый год эксплуатации:

где - тариф на тепловую энергию в 2012 году;

- стоимость газа в 2012 году;

- стоимость топлива в 2012 году;

Выручка от реализации электроэнергии в первый год эксплуатации:

где - тариф на электрическую энергию в 2012 году;

Результаты проекта (выручка всего, в первый год эксплуатации):

млн. руб

Валовая прибыль в первый год эксплуатации:

млн.руб

Налог на прибыль в первый год эксплуатации:

млн. руб

Затраты по проекту в первый год эксплуатации:

млн.руб.

Таблица 2.3 - Технико-экономические показатели

Рисунок 1 – Срок окупаемости проекта

Вывод:

Проект экономически эффективен.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: