2

136

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:

Дальнейшее снижение энергоемкости внутреннего валового продукта;

Нормализация расчетов потребителей за энергоресурсы;

Совершенствование законодательно-правовой базы для отраслей в условиях существующих монополий;

Создание условий государственной поддержки предприятиям;

Привлечение иностранных инвесторов;

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. Обоснование строительства ТЭЦ и выбор основного оборудования

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.

Тип турбоагрегата	Количество	QТФО, Гкал/ч	QТХО, 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=9900,6= 1650 Гкал/ч;

1.2 Обоснование тепловых нагрузок

Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем _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/годчел; h_ОВ^MAX=2500 час.

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

час.

тогда число жителей определяем как:

z_расч =Q^ТЭЦ_тф^. _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)/_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)/_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: 3Т-250-240. За конкурирующий вариант строительства ТЭЦ принимаем 4Т-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^ПВК180=660180=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)

Тип	Затраты на 1 ед. оборудования (млн. у.е.)
оборудования	головной	последующий
Т-250/300-240+1000 т/ч	96	60
КВГМ-180	-	3,5

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=410⁶ у.е./км /11/, в ЛЭП - k_ЛЭП=0,56 у.е./км.

Полные капиталовложения:

в ТС -

K_ТС= k_ТС l_ТС=410⁶15=60 млн у.е.,

в ЛЭП -

K_ЛЭП= k_ЛЭП l_ЛЭП=0,5610⁶25=14 млн у.е..

Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:

К_ТЭЦ= К₁^Т-250+2.К ₂^Т-250+4К^ПВК= 6+2.60+43,5=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)

Тип турбоагрегата	Количество	QТФО, Гкал/ч	QТХО, Гкал/ч
Т-180/210-130+670 т/ч	4	270	-

Номинальный часовой отпуск тепла от турбин:

Q_ТФО^Т-180=270 Гкал/ч /17/;

Q_ТФО =4270=1080 Гкал/ч;

Часовой отпуск тепла от ТЭЦ:

Q_ТФ=Q_ТФО/_ТФ=1080/0,6= 1800 Гкал/ч

Годовой отпуск тепла от ТЭЦ:

Q^г_ТФ= Q_ТФОh_ТФ/^ГОД_ТФ =10803500/0,89= 4247191 Гкал/год

Необходимый отпуск теплоты от ПВК

Qпвк=Qтф-Qтфо=1800-1080= 720 Гкал/ч.

n=Q^ПВК180=720180=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)

Тип	Затраты на 1 оборудования (млн.у.е. )
оборудования	головной	последующий
Т-180/210-130+670 т/ч	70	50
КВГМ-180	-	3,5

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

в ТС -

K_ТС= k_ТС l_ТС=410⁶15=60 млн.у.е.,

в ЛЭП -

K_ЛЭП= k_ЛЭП l_ЛЭП=0,5610⁶25=14 млн.у.е..

Общие капиталовложения в ТЭЦ:

К_ТЭЦ= К₁^Т-180+4К₂^Т-180+5К^ПВК=70+350+43,5=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

Турбина	rk	r	WТХО	WТФО	c	а
Т-250	1,98	1.32	-	0.63	40,7	39,6

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)

Эсн=6%

Этэц=750.5500(1-6/100)=3,88106 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(33508773,6)=10,53.106 МВт-ч/год.

Годовой расход условного топлива на паровые котлы:

Bка=Qка/(_КАК_П)=10,53106/(0,93.8,14)=1,39106 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=1,39106+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

Турбина	rk	r	WТХО	WТФО	c	а
Т-180	2.316	1.3	-	0.6	24,4	29,89

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);

Эсн=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(42904280)=11,62.106МВт-ч/год Bка=Qка/(_КАК_П)=11,62106/(0,93.8,14)=1,53106 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=1,53106+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(1,2К_ТЭЦР_а/100+k_штN_ТЭЦз_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(1,2229,2 10⁶4,3/100+0,457502500)= 16,4710⁶ у.е./год

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦЦ_тут=1,426 10⁶70= 85,5610⁶ 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= 0,075К_ТС=0,07560=4,510⁶ у.е./год,

И_ЛЭП= 0,034К_ЛЭП=0,03414=0,47610⁶ 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(1,2К_ТЭЦР_а/100+k_штN_ТЭЦз_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(1,2235,210⁶4,3/100+0,457202500)= 16,810⁶ у.е./год

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦЦ_тут=1,5710⁶70= 94,210⁶ 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= 0,075К_ТС=0,07560=4,510⁶ у.е./год,

И_ЛЭП= 0,034К_ЛЭП=0,03414=0,47610⁶ 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

25

0 1 2 N

Рисунок 1 - Приведенные затраты

Как видно из диаграммы, наилучшим является первый вариант, приведенные затраты для него минимальны. Однако, для более точного сравнения произведем сравнение вариантов оборудования по NPV.

1.8 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-

I

II

| | | r,%

10 20 30

-250-

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

2. Выбор и расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса выработки электрической и тепловой энергии. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав пароводяного тракта.

Принимаем существующую схему турбоустановки Т-250-240 номинальной мощностью 250 МВт, рассчитанной на параметры свежего пара 23,54 МПа и 540 °С и давление в конденсаторе 4,9 кПа. Частота вращения турбины 50 1/с. Турбина имеет двухступенчатый теплофикационный отбор, обеспечивающий тепловую нагрузку 1381,4 ГДж/ч.

Важным достоинством турбины является возможность работать с максимальным расходом пара 1000 т/ч, обеспечивающим мощность 305 МВт при конденсационном режиме. Это позволяет не только эффективно использовать турбину в начальный период эксплуатации, когда тепловые сети еще готовы не полностью, но и активно привлекать ее к покрытию переменной части графика нагрузки в летний период, когда тепловая нагрузка мала

Свежий пар проходит ЦВД, промежуточный перегреватель котла, ЦСД-I и ЦСД-II. За 26/35-ой ступенью ЦСД-II, параллельно осуществляется верхний теплофикационный отбор на II ступень сетевого подогревателя, давление в котором может изменяться в пределах 59--200 кПа.Отбор на I ступень сетевого подогревателя осуществляется параллельно и взят за 28/37 ступенью ЦСД-II.

Из ЦНД пар поступает в конденсатор, разделенный по пару вертикальной перегородкой на две половины. Каждая из них присоединяется своим переходным патрубком к соответствующему потоку ЦНД, имеет свой основной и встроенный теплофикационный пучок для подогрева сетевой или подпиточной воды. Обе половины конденсатора по охлаждающей воде соединены последовательно; таким образом, он является двухсекционным двухходовым конденсатором, обеспечивающим повышение экономичности турбоустановки на 0,15--0,3 % по сравнению с односекционным конденсатором.

Система регенеративного подогрева питательной воды включает, кроме холодильников эжекторов и эжекторов уплотнений пять ПНД поверхностного типа, деаэратор на 0,7 МПа и три ПВД.

2.1 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.

2.2 Построение процесса расширения в hs-диаграмме.

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

Для расчёта возьмём точку . В этом случае температура обратной сети . Рассчитываем температуру за верхним сетевым подогревателем.

,

где - доля покрытия теплофикационной нагрузки турбо установкой;

- 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 [ ] 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.

Таблица 2.1.

Отбор	Р,МПа
I	5,76
II	4,07
ПТН	2,48
III	1,69
IV	1,00
V	0,559
VI	0,28
VII	0,093
VIII	0,027
IX	-

Принимаем потери в регулирующих клапанах 4%, в перепускных трубах 2%, в диафрагме ЧНД 5%; относительный внутренний КПД: ЦВД - 0,8; ЦСД - 0,84; ЦНД - 0,09.

;

;

;

;

.

Так как пар на ПНД-3 и ПСВ отбирается из одного отбора (т.6), а давление , то давление в регенеративном отборе на ПНД-3 равно 0,251.

Скорректируем давление в 6 отборе:

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

.

По рассчитанным данным строим процесс расширения в hs-диаграмме (рис. 2.1).



Рис. 2.1. Процесс расширения в hs-диаграмме.

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, 3 в ПНД.

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

Рв=1,25·Ро=1,25·23,54=29,43 Мпа.

Состояния пара и воды в системе регенерации.

Таблица 2.2.

N	Пар	Конденсат	Вода
	Р, МПа	t (х), оС	h, кДж/кг	tн, оС	h`, кДж/кг	tв, оС	Рв, МПа	hв, кДж/кг
0	23,54	540	3318	-	-	-	-	-
0`	22,6	540	3318	-	-	-	-	-
1	5,76	345	3026	-	-	-	-	-
П1	5,3		3026	266	1172	262	29,43	1180
2	4,07	300	2953	-	-	-	-	-
П2	3,79		2953	246	1073	242	29,43	1053
3	4,03	540	3539	-	-	-	-	-
4	2,48	485	3425	-	-	-	-	-
ПТН	2,31		3425	-	-	-	-	-
5	1,69	435	3329	-	-	-	-	-
П3	1,57		3329	199	853	195	29,43	865
6	1,0	375	3224	-	-	-	-	-
Д-7	0,7		3224	164	697	164	0,7	687
7	0,559	320	3136	-	-	-	-	-
П5	0,52		3136	153	646	150	1,5	641
7'	0,548	320	3136	-	-	-	-	-
8	0,363	285	3036	-	-	-	-	-
П6	0,338		3036	138	580	134	1,5	572
9	0,27	260	2994	-	-	-	-	-
П7	0,251		2994	127	535	124	1,5	531
ПСВ	0,251		2994	127	535	125
10	0,113	190	2847	-	-	-	-	-
П8	0,105		2847	101	417	98	1,5	427
ПСН	0,105		2847	101	417	99
10'	0,091	190	2847	-	-	-	-	-
11	0,027	155	2793	-	-	-	-	-
12	0,0049	120	2722	-	-	-	-	-

2.4 Расчёт теплообменных аппаратов

2.4.1 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

Величина подпитки теплосети:

т/ч.

Составим уравнение 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 в подогревателе; .

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=1,02·G_т. Паровая нагрузка парогенератора G_пе=G_o+G_ут=1,012·G_o=1,032·G_т, где потеря от утечек через неплотности G_ут=0,012·G_o=0,01224·G_т. Расход питательной воды G_пв=G_пе=1,032·G_т. Расход добавочной воды G_доб=G_ут=0,01224G_т.

2.6 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+h_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.

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:

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

2.7 Расчет деаэратора питательной воды.

Составим уравнение материального баланса:

,

где G_пв=1,04G_т; G_вып=0,002G_ок;

Тогда

1,04+0,002 G_ок=0,2079G_т+G_д+G_ок

Уравнение теплового баланса:

Отсюда G_ок=0,8148 G_т; G_д=0,0192.

2.8 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.

2.9 Определение расхода пара на турбину и проверка ее мощности.

Расход пара при теплофикационном режиме:

кг/с,

где - электрическая мощность на клеммах генератора; - электромеханический КПД турбогенератора; - соответственно расход пара отбор турбины и коэффициент недовыроботки для этого отбора; - приведенная относительная величина утечек пара через концевые уплотнения турбины:

,

где и - соответственно относительная величина утечки пара через концевое уплотнение и работа этого пара в турбине.

Расход пара на турбину:

Тогда:

т/ч.

т/ч.

т/ч.

т/ч.

т/ч.

т/ч.

т/ч

т/ч

т/ч

т/ч

Мощность турбины:

Погрешность определения мощности составляет 3%.

3. Укрупнённый расчёт котлоагрегата ТГМП-314

Используемое топливо: основное - газ, резервное - мазут М-100.

3.1 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	Wр, %	Ар, %	,%	СР,%	HР,%	NР+ОР, %
9260	3,0	0,1	2,8	83,0	10,4	0,7

3.2 Расчёт котлоагрегата при сжигании мазута

3.2.1 Теоретическое количество воздуха для полного сгорания жидкого топлива (при =1):

V⁰=0,0889(C^P+0,375)+0,265H^P-0,0333O^P=

=0,0889(83,0+0,3752,8)+0,26510,4-0,03330,50,7= 10,21 м³/кг

3.2.2 Теоретические минимальные объёмы продуктов сгорания при полном сгорании топлива с =1:

теоретический объём азота:

=0,79V⁰+0,8N^P/100=0,7910,2+0,80,50,7/100=8,1 м³/кг,

теоретический объём трёхатомных газов:

=1,866=1,866=1,57 м³/кг

теоретический объём водяных паров:

=0,111H^P+0,0124W^P+0,0161V⁰=0,11110,4+0,01243,0+0,016110,2=1,36 м³/кг

При избытке воздуха >1 (принимаем =1,03) объём водяных паров:

=+0,0161(-1)V⁰=1,36+0,0161(1,03-1)10,2 = 1,364 м³/кг

объём дымовых газов:

V_г=+++(-1)V⁰=1,57+8,1+1,364+(1,03-1)10,21= 11,34 м³/кг

Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров соответственно:

=/V_г =/V_г

Суммарная объёмная доля: r_п=+.

Безразмерная концентрация золы:

_зл=, где а_ун=0,06

G_г=1-А^Р/100 + 1,306V⁰, кг/кг

- масса дымовых газов.

Результаты расчётов по пункту 3.2. сведём в таблицу 3.3.

Таблица 3.3.

Величина	Размерн.	Газоходы
		т=1,03	пп=1,06	вэ=1,08	рп=1,28
среднее знач. в газоходах	-	1,03	1,045	1,07	1,18
(-1)V0	м3/кг	0,306	0,459	0,714	1,836
	м3/кг	1,364	1,367	1,371	1,39
Vг	м3/кг	11,34	11,496	11,755	12,896
	-	0,138	0,136	0,133	0,122
	-	0,12	0,119	0,116	0,106
rп	-	0,258	0,255	0,249	0,288
Gг	кг/кг	14,72	14,92	15,25	16,72
зл	кг/кг	4,110-6	4,0210-6	3,910-6	3,610-6

3.2.3 Тепловой баланс котлоагрегата

Составим общее уравнение теплового баланса:

=Q₁+Q₂+Q₃+Q₄+Q₅+Q₆

3.2.3.1 Располагаемое тепло на 1кг жидкого топлива:

=+Q_в.вн.+i_тл,

где Q_в.вн. = [- ] - тепло внесённое в котёл воздухом,

- отношение количества воздуха на входе в котлоагрегат к теоретическому необходимому,

, - энтальпии теоретически необходимого количества воздуха на входе в котлоагрегат и холодного воздуха, определяется соответственно по температуре на входе в воздухоподогреватель и холодного воздуха по I-t таблице [5].

=_т+_т+_ВП=1,03-0,05+0,2=1,28

=С_рV⁰t_в=0,3210,2160=196 ккал/кг

= С_рV⁰t_хв=0,3210,2130=98 ккал/кг

Q_в.вн.=1,28[196-98]= 115,6 ккал/кг

i_тл - физическое тепло топлива.

i_тл=C_тлt_тл

C_тл=0,415+0,0006t_тл=0,415+0,0006120=0,487 ккал/(кг⁰С)

i_тл=0,487120=58,44 ккал/кг,

тогда =9260+115,6+58,44= 9434 ккал/кг

3.2.3.2 Определяем потери тепла с уходящими газами:

q₂=,

где t_ух=140 ⁰С, I_ух=637 ккал/кг, q₄=0 (принято), _ух=1,28,

тогда

q₂== 5,42 %

потери тепла от химической неполноты сгорания принимаем q₃=0,5 %, от механической неполноты сгорания q₄=0 потери тепла в окружающую среду q₅=0,4 %, потери тепла с физическим теплом шлама q₆=0.

3.2.3.3. Определяем полезно используемое тепло:

q₁=Q₁/==100-q₂-q₃-q₄-q₅-q₆=100-5,42-0,5-0-0,4-0=93,68 %

3.2.4 Определение часового расхода топлива на котёл

В=100, кг/ч,

где

Q_КА=Д_пе(i_пе-i_пв)+Д_пр(i_s-i_пв)=1000(838,7-259)+12,6(387-259)= =1312,8ккал/т,

тогда

В=100 = 65775,9 кг/ч = 65,8 т/ч

Полученный расход топлива используем в дальнейших расчётах.

3.3 Расчёт котлоагрегата при сжигании газа

3.3.1 Теоретическое количество воздуха для полного сгорания газообразного топлива (при =1):

V⁰=0,0476[(m+n/4)C_mH_n+0,5(CO+H₂)+1,5H₂S-O₂]=

=0,0476[(1+4/4)98,9+(2+6/4)0,3+(3+8/4)0,1+(4+10/4)0,1+0,5(0+0) +1,5(0+0)]= 9,52 м³/кг

3.3.2 Теоретические минимальные объёмы продуктов сгорания при полном сгорании топлива с =1:

теоретический объём азота:

=0,79V⁰+0,01N₂=0,799,52+0,010,4= 7,525 м³/кг,

теоретический объём трёхатомных газов:

=0,01(mC_mH_n+CO₂+CO+H₂S)=0,01(198,9+20,3+30,1+40,1 +0,2+0+0)= 1,004 м³/м³

теоретический объём водяных паров:

=0,01( C_mH_n+H₂S+H₂+0,124d_г+1,41V⁰)=

=0,01(298,9+30,3+40,1+50,1+0+0+0,12410+1,619,52) = 2,16 м³/м³

При избытке воздуха >1 (принимаем =1,05):

объём водяных паров:

=+0,0161(-1)V⁰=2,16+0,0161(1,05-1)9,52 = 2,168 м³/м³,

объём дымовых газов:

V_г=+++(-1)V⁰=1,004+7,525+2,16+(1,05-1)9,52= 11,165 м³/м³,

Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров соответственно:

=/V_г =/V_г

Суммарная объёмная доля: r_п=+.

G_г=1-А^Р/100 + 1,306V⁰, кг/кг - масса дымовых газов.

Результаты расчётов по пункту 3.3. сведём в таблицу 3.4.

Таблица 3.4.

Величина	Размерн.	Газоходы
		т=1,05	пп=1,08	вэ=1,1	рвп=1,3
среднее знач. в газоходах	-	1,05	1,065	1,095	1,2
(-1)V0	м3/м3	0,476	0,6188	0,904	1,904
	м3/м3	2,168	2,17	2,174	2,191
Vг	м3/м3	11,165	11,308	11,593	12,593
	-	0,09	0,0888	0,0866	0,0797
	-	0,194	0,192	0,187	0,174
rп	-	0,284	0,2808	0,274	0,254

3.3.3 Тепловой баланс котлоагрегата

Составим общее уравнение теплового баланса:

=Q₁+Q₂+Q₃+Q₄+Q₅+Q₆

3.3.3.1 Располагаемое тепло на 1м³ газообразного топлива:

=+Q_в.вн.+i_тл,

где Q_в.вн. = [- ] - тепло внесённое в котёл воздухом,

- отношение количества воздуха на входе в котлоагрегат к теоретическому необходимому,

, - энтальпии теоретически необходимого количества воздуха на входе в котлоагрегат и холодного воздуха, определяется соответственно по температуре на входе в воздухоподогреватель и холодного воздуха.

=_т+_т+_ВП=1,05+0,05+0,2=1,3

=С_рV⁰t_в=1,289,5230= 365 кДж/м³

= С_рV⁰t_хв=1,289,5215= 183 кДж/м³= 43,71 ккал/м³

Q_в.вн.=1,3[365-183]= 236,6 кДж/м³ = 56,5 ккал/м³

i_тл0 ккал/м³ (для газа) - физическое тепло топлива.

тогда =8570+56,5 = 8626,5 ккал/м³

3.3.3.2 Определяем потери тепла с уходящими газами:

q₂=,

где t_ух=120 ⁰С,

I_ух=(+++(-1)V⁰C_в)t_ух=

=(1,0041,708+7,5251,302+1,391,5+1,9041,304)120=1929,62кДж/м³= =461 ккал/м³,

q₄=0 (принято), _ух=1,28 (см. п.4.2.2.),

тогда

q₂== 4,69 %

Потери тепла от химической неполноты сгорания принимаем q₃=0,5 %, от механической неполноты сгорания q₄=0, потери тепла в окружающую среду q₅=0,4 %, потери тепла с физическим теплом шлама q₆=0.

3.2.3.3 Определяем полезно используемое тепло:

q₁===100-q₂-q₃-q₄-q₅-q₆=100-4,69-0,5-0-0,4-0= 94,41 %

3.2.4 Определение часового расхода топлива на котёл

В=100, кг/ч,

где

Q_КА=Д_пе(i_пе-i_пв)+Д_пр(i_s-i_пв)=1000(838,7-259)+12,6(387-259)= =581312,8ккал/т,

Тогда

В=100 = 71376,5 м³/ч

Полученный расход топлива используем в дальнейших расчётах.

4. Выбор вспомогательного оборудования энергоблока

4.1 Выбор вспомогательного оборудования котельного отделения

На котёл паропроизводительностью более 500т/ч устанавливается два дымососа и два вентилятора. Также устанавливаются два вентилятора рециркуляции дымовых газов (ВРДГ) и исходя из того что температура уходящих газов t_ух=135С топливо мазут принимаем к установке регенеративные воздухоподогреватели. Проектируемый котёл работает с уравновешенной тягой. При установке производительность каждого дымососа и вентилятора должна составлять 50%.

Расход воздуха перед вентиляторами и газов перед дымососами:

где - теоретические объёмы воздуха и продуктов сгорания;

Т_хв,Т_ух - абсолютные температуры холодного воздуха и уходящих газов;

Производительность дымососов и вентиляторов выбираем с запасом 10%. Исходя из 10 рис.УП-30УП-38 определяем предварительно выбор тягодутьевых машин и затем по заводским характеристикам 11 выбираем их. Принимаем к установке дымососы и вентиляторы: 2ДОД-31,5ФГМ с производительностью по 985000 м³/ч, напором 479 кгс/м² мощностью эл. двигателя 1645 кВт. 2ВДН-25-2-I с производительностью 500000м³/ч, напором 825 кгс/м². 2ГД-31 с производительностью по 345000 м³/ч, напором 410 кгс/м² мощностью эл. двигателя 460 кВт. Регенеративные воздухоподогреватели 2РВП-98Г.

4.2 Выбор вспомогательного оборудования турбинного отделения

Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной без резерва.

ПВД: ПНД:

ПВ-900-380-18-I ПН-400-26-2-III

ПВ-1200-380-43-I 3ПН-400-26-7-II

ПВ-900-380-66-I ПН-400-26-7-I

Теплообменное оборудование комплектующее турбину Т-250/300_240 следующее: дренажные сливные насосы регенеративных подогревателей устанавливаем без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор. ПНД-2 (СлН)КС-50-55 с производительностью 50м³/ч, напором 55м и мощностью 17кВт. ПНД-3,4,5 КС-80-155 с производительностью 80 м³/ч, напором 155м и мощностью 75кВт.

Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному её расходу. На каждый блок устанавливается один деаэратор. Запас питательной воды в баке деаэратора должен обеспечивать работу блока в течении не менее 3,5мин. К деаэраторам предусмотрен подвод резервного пара для удержания в нём давления при сбросах нагрузки и деаэрации воды при пусках.

Максимальный расход питательной воды:

где , - расход пит.воды на продувку, пар на собственные нужды котла в долях от паропроизводительности котла.

Минимальная полезная вместимость деаэраторного бака:

где =3,5м³/т-удельный объём воды.

Выбираем деаэратор типа ДП-1000 с деаэраторным баком БДП-100 повышенного давления полезной ёмкостью 100 м³ с одной колонкой производительностью 1000 т/ч. Абсолютное давление в деаэраторе 0,6МПа, поогрев воды в деаэраторе 1040С 12.

Конденсатор входит в теплообменное оборудование комплектующее турбину. Для Т-250/300-240 это К2-14000-1 со встроенным пучком составляющим 20% от общей площади и двумя отключающимися по цирк.воде половинами. Конденсатосборник типа КД-1100-1. Конденсатор поставляется в комплекте с 2 пароструйными эжекторами типа ЭПО-3-135-1.

В качестве исходных данных для выбора конденсатных насосов принимаем расходы конденсата в режиме номинальной нагрузки блока в конденсационном режиме. По данным 12 имеем следующие потоки:

Таблица 4.1

Потоки	Расход т/ч
1. Основной конденсат с добавком хим.обессоленной воды	600
2. Конденсат уплотнений питательных насосов	75
3. Конденсат от калориферов котлов	30
4. Конденсат сетевых подогревателей	25
5. Каскад конденсата ПНД (во время пуска)	140
Всего	860

Конденсатные насосы турбины выбирают с одним резервным насосом: два насоса со 100% подачей. Расчётная подача насосов:

Теперь определяем исходя из давления в деаэраторе и преодоления сопротивления всей регенеративной системы и всего тракта от конденсатора до деаэратора, в том числе и высоты гидростатического столба в связи с установкой деаэратора на отметке 26м для создания подпора бустерных насосов.

Напор насосов перед БОУ:

Напор КЭН-II ступени:

где h_пот=h_пнд+h_оу+h_тр+h_пит.кл=43,1+3,2+5+7,7=28,3 м.вод.ст - сумма потерь напора в трубопроводах и регенеративнх подогревателях НД.

Для турбины с БОУ устанавливают две ступени конденсатных насосов: с небольшим напором после конденсатора и с полным после БОУ. Принимаем к установке насосы первой ступени (КНТ-1) 3КСВ-500-85 с производительностью 500м³/ч, напором 85м и мощностью эл.двигателя 200кВт. Насосы второй ступени (КНТ-II) 3КСВ-500-150 с производительностью 500м³/ч, напором 180м и мощностью эл.двигателя 320кВт.

4.2.1 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) 3ПД-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 3КСВ-320-160-2. И пиковый (верхний ПСГ-2) ПСГ-5000-3,5-8-I с конденсатными насосами 3КСВ-320-160-2 с производительностью 320м³/ч, напором 160м и мощностью эл. двигателя 250 кВт. Сетевые подогреватели устанавливаются индивидуально у турбины без резервных корпусов.

4.2.2 Выбор сетевых насосов

Отопительная нагрузка Q_от=1951 ГДж/ч, нагрузка горячего водоснабжения Q_гв=978 ГДж/ч. Температурный график 13070С. 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=130С.

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 5СЭ-2500-60.

5. Выбор и расчёт топливного хозяйства

На проектируемой ТЭЦ основным топливом является мазут. На ТЭЦ мазут доставляется в основном по железной дороге в вагонах цистернах грузоподъемностью 50,60 и 120 т. Для разгрузки железнодорожных цистерн на ТЭЦ сооружается специально оборудованное приемно-сливное устройство открытого типа. Слив мазута из цистерн производится в межрельсовые каналы, по которым он самотеком направляется в приемную емкость. Для ускоренного слива мазут разогревают. Температура разогрева зависит от марки мазута и составляет 45-65 С. Разогрев мазута в цистернах производится открытым паром, контактным способом. Для этого по всей длине фронта разгрузки предусматривается эстакада с площадками на уровне верха цистерн для обслуживания парового разогревательного устройства. Насосы, откачивающие мазут из приемной емкости, имеют резерв и обеспечивают перекачку мазута, слитого из цистерн, устанавливаемых под разгрузку, за 5 часов. Приемная емкость растопочного хозяйства 120 м3, насосы откачивающие из нее мазут устанавливаются без резерва. Приемные и основные ёмкости оборудуются змеевиками для местного разогрева мазута до 65-70 С. В системе мазутного хозяйства используется пар давлением 0,8-1,3 МПа и температурой 200- 350 С. Давление пара в мазутных подогревателях должно быть выше давления мазута.

Схема мазута для подачи к котлоагрегатам принимается двухступенчатая т.к. требуется давление на уровне 3,5МПа перед форсунками котлов с паромеханическим распылением мазута. Схема разогрева мазута для подачи к котлоагрегатам принимается двухступенчатая I ступень резервуары; II ступень- выносные подогреватели, которые рассчитаны на подогрев мазута до 135 С и устанавливаются после насосов I ступени. Для применяемого мазута марки М100 требуемая вязкость не более 2,5 УВ для паромеханических форсунок, что соответствует его температуре в 135С. В основных резервуарах применяется циркуляционный разогрев мазута, что обеспечивает интенсивное перемешивание мазута, выравнивание его температуры в баке и выпаривание влаги.