aтэц = 1/25 = 0,04;       aкот = 1/15 = 0,07.

5.1.6 Эффективность затрат

e = 1/Ток=1/7=0,143,

где Ток = 7лет - срок окупаемости.

5.1.7 Дополнительные капиталовложения в расширение топливной базы

КТБ=р∙∆В

Где р – удельные капиталовложения в расширение топливной базы,

 принимаем р = 50 руб./т топлива в год

КТБ=50∙40,62∙103=2,031 млн. руб.

5.2 Расчёт годовых расходов топлива по вариантам

5.2.1 Годовой расход условного топлива в котельной

Годовой расход условного топлива в котельной рассчитывается исходя из удельных расходов условного топлива на получение пара и горячей воды:

где  и  - годовые расходы теплоты паровыми и водогрейными

котлами, ГДж

 и  - удельные расходы условного топлива в котельной,

кг условного топлива/ГДж

,

где  - КПД трубопроводов, принимаем ;

 - КПД паровых котлов;

=0,84 – КПД водогрейных котлов;

 кг у.т./ГДж;

 кг у.т./ГДж;

 т у.т./год.

5.2.2 Годовой расход условного топлива на КЭС

Годовой расход условного топлива на КЭС определяется пропорционально выработке электроэнергии и удельному расходу условного топлива на выработку 1 кВт∙ч.

Вкэс=bкэс∙Wкэс;

Wкэс=(1+Сэ)Wтэц,

где Сэ – коэффициент, учитывающий потери электроэнергии на транспортировку и трансформацию, Сэ=0,1;

bкэс=, кг у.т./кВт∙ч;

где ηкэс – КПД турбоустановки на КЭС, для турбоустановки К-200-130

ηкэс=0,37;

bкэс=0,332 кг у.т./кВт∙ч;

Вкэс=bкэс∙(1+Сэ)Wтэц=0,332∙(1+0,1)∙191,44∙106=69,91∙103 т у.т./год.

5.2.3 Годовой расход условного топлива на ТЭЦ

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ складывается из расхода топлива на выработку электроэнергии и расхода топлива на выработку теплоты. Определение расходов топлива по видам продукции в комбинированном процессе ТЭЦ один из сложнейших вопросов.

Распределение годового расхода топлива по видам продукции рассчитывается по эксергетическому методу:

,

где bэ, bп, bо – удельные расходы топлива.

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии

;

=0,31,

где  - КПД цикла Ренкина,

где Токр = 305 К– температура окружающей среды;

Т`св= 582 К– температура насыщенного пара;

 кг у.т./кВт∙ч;

Удельный расход условного топлива на выработку теплоты, отпускаемой паротурбинной установкой:

,

где ψ – коэффициент трансформации теплоты свежего пара в теплоту отборного пара.

ψп=ηсв/ηп;                     ψо=ηсв/ηо.

Коэффициент трансформации тепла показывает, сколько единиц теплоты низкого потенциала получается при обратимой трансформации теплоты высокого потенциала.

ψп=1,4;            ψо=2,45;

 кг у.т./ГДж;

 кг у.т./ГДж;

Годовая выработка электроэнергии на тепловом потреблении производственным и отопительным потоками пара:

, кВт∙ч,

где ηoi – относительный внутренний КПД турбоустановки = 0,8;

w – доля выработки электроэнергии на тепловом потреблении;

;          ,

 Т`п = 461 К, Т`0 = 377 К – температуры пара производственного и

отопительного отборов;

;         ;

, кВт∙ч/год;

 т у.т./год.

5.2.4 Годовой перерасход условного топлива по варианту КЭС и котельной по сравнению с ТЭЦ

;

 т у.т./год.

5.3 Расчёт годовых издержек по вариантам

5.3.1 Годовые издержки на топливо для ТЭЦ

,

гдеСт – стоимость топлива, принимаем Ст =23 руб./т.у.т.;

Стр – стоимость транспортировки топлива, принимаем

Стр =0,01 руб./тыс.км;

L – расстояние, км, принимаем L=500 км;

 млн. руб/год.

5.3.2 Годовые издержки на топливо для котельной

;

 млн. руб/год.

5.3.3 Годовые издержки на топливо для КЭС

;

 млн. руб/год.

5.3.4 Годовые издержки на заработную плату по вариантам

Годовые издержки на заработную плату принимаются исходя из среднегодовой зарплаты на одного человека в данной отрасли и количество персонала обслуживающего энергоустановку без учета ремонтного персонала.

;              ,

где d ≈ 1 – дополнительная оплата (пенсионный фонд, фонд занятости, фонд социального страхования и т.д.);

Р – средняя годовая зарплата в отрасли, руб./(чел∙год),

принимаем Р = 1500 руб./(чел∙год),

П – количество персонала, установленное согласно штатному

расписанию,

- по варианту ТЭЦ

,

где - штатный коэффициент, принимаем  = 9 чел/МВт

N – мощность энергоисточника, N = 25 МВт,

 чел.

 млн. руб/год.

- по варианту котельной:

,

где  - штатный коэффициент, чел/МВт, =0,34 чел/МВт;

 - суммарная нагрузка котельной,

 =139,76 + 68,97 = 208,73 МВт;

 чел;

 млн. руб/год.

5.4 Расчёт приведённых затрат по вариантам

5.4.1 Приведённые затраты по варианту ТЭЦ

Зтэц=(α + ε + ρ)∙Ктэц+Итсм+ Иотсн,

где Итсм – издержки на топливо, сырье и материалы,

Итсм = 1,2×Итопл = 1,2×3,44 = 4,128 млн.руб.

Иотсн – издержки на оплату труда и социальные нужды,

Иотсн = 2× Изп = 2×0,675 = 1,35 млн.руб.

α – доля отчислений на полное восстановление основных фондов;

,

где Там = 40 лет – срок амортизации;

ε – уровень эффективности инвестиций;

ε =,

где Ток = 7 лет – срок окупаемости;

ρ – доля отчислений на капитальный и текущий ремонт основных производственных фондов;

ρ =

где Тсл = 20 лет – срок службы

Зтэц=(0,025+0,14+0,05)∙8,125 + 4,128 + 1,35= 7,22 млн.руб./год.

5.4.2 Приведённые затраты по варианту котельной

Зкот=(α + ε + ρ)∙(Ккот+Клэп)+ ++Иотсн,

где  - годовые издержки на покупку электроэнергии;

;

где T – тариф на электроэнергию,

 руб./кВт·ч;

 млн.руб./год.

Зкот=(0,025+0,14 + 0,05)∙(8,23+0,65)+1,2×2,62 + 3,1+

+ 2×0,213 = 8,58 млн.руб./год.

Таким образом, по приведённым затратам, строительство ТЭЦ выгоднее:

В результате технико-экономического расчёта по приведённым затратам вариант ТЭЦ выгоднее, поэтому в качестве проектируемого источника энергоснабжения жилого посёлка и промышленного предприятия выбираем производственную ТЭЦ.

6. Выбор системы теплоснабжения и схема присоединения

подогревателей горячего водоснабжения

Согласно СНиП для системы теплоснабжения должна применяться двухтрубная водяная тепловая сеть с перегретой водой и расчетной температурой в подающем трубопроводе 150 °С, а в обратном - 70°С. По условиям качества подпиточной воды, которая имеет высокое содержание солей кальция и магния, применяется закрытая тепловая сеть.

Закрытая тепловая сеть имеет преимущества:

1.   Стабильное качество горячей воды, поступающей в установки горячего водоснабжения, одинаковое с качеством водопроводной воды;

2.   Гидравлическая изолированность воды, циркулирующей в тепловой сети;

3.   Простота контроля герметичности системы по величине подпитки;

4.   Простота санитарного контроля местных установок горячего водоснабжения.

Недостатки закрытой тепловой сети:

1.   Сложность эксплуатации в абонентских вводах из-за подогревателей горячего водоснабжения;

2.   Коррозия местных установок горячего водоснабжения из-за поступления в них недеаэрированной водопроводной воды;

3.   Выпадение накипи в подогревателях и системах горячего водоснабжения при повышенной жесткости водопроводной воды.

Схема присоединения подогревателей горячего водоснабжения.

В закрытых тепловых сетях возможна комбинация установок отопления и горячего водоснабжения, которая позволяет снизить потребление горячей воды абонентами, т.е. снизить расчетный расход воды в тепловой сети, уменьшить диаметры трубопроводов тепловых сетей, а следовательно и капиталовложения.

Выбор схемы присоединения установки ГВС к отопительной установке на абонентском вводе производится в зависимости от относительной величины нагрузки ГВС по сравнению с отопительной нагрузкой.

Qгвс/Qo= 20,88/74,7 = 0,28<0,6

Принимаем к установке двухступенчатую последовательную схему, которая приведена на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1. Двухступенчатая последовательная схема присоединения установки ГВС.

7. Выбор метода центрального регулирования отпуска теплоты

Согласно СНиП, в двухтрубных тепловых сетях должно применяться центральное качественное регулирование отпуска тепла по температуре наружного воздуха с поправкой на силу ветра. При соотношении нагрузок отопления и ГВС:

= 9,447/74,7 = 0,13 < 0,15,

применяется график центрального регулирования по отопительной нагрузке.

8. Расчёт расхода сетевой воды и определение диаметра

магистрального трубопровода

Для определения диаметра магистральных трубопроводов необходимо вычислить расчётный расход сетевой воды, который в закрытых тепловых сетях является постоянным для всех режимов работы. Величина расхода сетевой воды зависит от способа присоединения и метода центрального регулирования отпуска тепла. При центральном регулировании по отопительной нагрузке расчётный расход сетевой воды определяется по формуле:

Gp=Go+ Gв+0,6·,

где Go, Gв – расчётные расходы воды на отопление и вентиляцию, кг/с.

 - средний расход воды на ГВС, кг/с;

Расчетные расходы воды на отопление и вентиляцию

;          ,

где с – теплоёмкость воды, кДж/(кг∙оС), принимаем с = 4,19 кДж/(кг∙оС);

τ1р, τ2р – расчётные температуры в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети при расчётной температуре наружного воздуха на отопление, оС;

  – расчётные температуры в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети при расчётной температуре наружного воздуха на вентиляцию, оС;

 кг/с;      кг/с;

Расход воды на ГВС

,

где  - температура сетевой воды в подающем и обратном трубопрово-дах в точке излома температурного графика центрального регулирования;

 - температура воды за подогревателем первой ступени;

 оС;

кг/с.

Расход сетевой воды

Gp = 222,85 + 28,3 + 0,6·30,55 =269,48, кг/с.

По расчётному расходу сетевой воды Gp = 269,48 кг/с и давлению потерей Rл = 80 Па/м по номограмме для гидравлического расчёта выбираем для магистрального трубопровода трубу диаметром d = 406 мм.

Скорость воды wв = 2 м/с.

Действительное линейное падение давления Rл=80 Па/м.

9. Принципиальная схема ТЭЦ

Составление принципиальной схемы производится на основании стандартных тепловых схем турбоустановок, которые разработаны заводами выпускающие конкретный тип паровой турбины.

В принципиальной схеме должна быть предложена установка для отпуска сетевой воды, схема выработки производственного пара, схема утилизации, продувки паровых котлов.

ПТС отражает в графическом виде технологический процесс выработки тепла (горячей воды и пара) и электроэнергии.

Рисунок 9.1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ

10. Выбор вспомогательного оборудования

10.1 Выбор сетевых подогревателей

Выбор сетевых подогревателей производится по двум параметрам: расчётной площади поверхности и расходу сетевой воды. Расход воды должен быть близким к номинальному, так как он определяет коэффициенты теплоотдачи и теплопередачи. Выбор сетевых подогревателей производится по максимальной тепловой нагрузке, которая имеет место для пиковых подогревателей в максимально-зимнем режиме, а для основных – когда пиковые подогреватели отключены, а сетевая вода основных подогревателей имеет максимальную температуру.

Расчётная нагрузка основных подогревателей:

 МВт;

Поверхность теплообмена основного подогревателя:

,

где к –коэффициент теплопередачи, Вт/(кг∙К), принимаем к = 3300 Вт/(кг∙К);

 z – количество основных подогревателей, принимаем z = 3 шт.;

 ∆tср – среднелогарифмический температурный напор;

;

 м2.

Расход воды через основной подогреватель:

 м3/с = 334 м3/ч.

Принимаем к установке три основных сетевых подогревателя типа ПСВ-200-7-15 с площадью теплообмена 200 м2 и расходом 400 м3/ч каждый.

Расчётная нагрузка пиковых подогревателей:

 МВт.

Поверхность теплообмена пикового подогревателя:

.

гдек –коэффициент теплопередачи, Вт/(кг∙К), принимаем

к = 3300 Вт/(кг∙К);

z – количество пиковых подогревателей, принимаем z = 2 шт.;

∆tср – среднелогарифмический температурный напор;

;

 м2.

Расход воды через пиковый подогреватель:

 м3/с = 515 м3/ч.

Принимаем к установке два пиковых сетевых подогревателя типа ПСВ-200-7-15 с площадью теплообмена 200 м2 и расходом 800 м3/ч каждый.

10.2 Выбор сетевых насосов

Сетевые насосы выбираются по двум параметрам:

1)                расчётному расходу сетевой воды;

2)                напору, который необходим для преодоления гидравлических сопротивлений подающего и обратного трубопроводов в теплосети, пиковых и основных сетевых подогревателей и коллекторов.

Количество и единичную мощность сетевых насосов определяют исходя из условия экономичной работы насосов в течение года.

В летний период целесообразно применять летний насос малой производительности.

Режим работы насоса всегда определяется совмещением рабочих характеристик насоса и сети.

10.3 Выбор РОУ

РОУ используется для резервирования производственных отборов турбин и их постоянная работа нецелесообразна. Выбираются по общей потребности производства в паре, устанавливаются в количестве двух штук, без резерва. При общей потребности производства в паре 137,1 т/ч принимаем две РОУ 80/10. Покрытие – 160 т/ч.

10.4 Выбор деаэраторов

Для деаэрации подпитки теплосети применяются деаэрационные колонки атмосферного типа с давлением греющего пара 1,2 ата. Деаэрационные колонки устанавливаются на аккумуляторных баках по 1 – 2 штуки. Емкость аккумуляторных баков должна хранить пятнадцатиминутный запас деаэрируемой воды. Аккумуляторные баки устанавливаются в количестве не менее двух, без резерва, но заполняются водой на 80 %.

По расходу подпиточной воды тепловой сети Gпод= 14,94 кг/с =53,78 т/ч принимаем к установке две деаэрационные колонки производительностью 50т/ч каждая, установленных на аккумуляторных баках.

Аккумуляторные баки должны хранить 15 минутный запас деаэрированной воды.

15 минутный запас:

.

Принимаются к установке 2 аккумуляторных бака ёмкостью по 25 м3.

Список использованной литературы

1.     Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. – 7-е изд., стереот. – М.: Издательство МЭИ, 2001. – 472 с., ил.

2.     Наладка и эксплуатация водяных и тепловых сетей: Справочник (В.И. Манюк, Э.Б. Хит, А.И. Манюк). – М.: Стройиздат, 1988. – 432 с.

3.     Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В.Я. Гришфельда. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.: ил.

Страницы: 1, 2