Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей (стр. 3 из 18)
Выработка электрической энергии в третьем году:
Отпуск тепла от ТЭЦ коммунально-бытовым потребителям в третьем году:
Расход топлива в третьем году на ТЭЦ:
ИТС= 0,075×КТС=0,075×60=4,5×106 у.е./год,
ИЛЭП= 0,034×КЛЭП=0,034×14=0,476×106 у.е./год
– издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП.
ЗТЭЦ=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.
Зпр 
50 
 |
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:
Сбосн.ф=КТЭЦ+КТ.С.+КЛЭП=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 Тсл=25лет.
Норма амортизации:
Ра=(1/Тсл).100%=(1/25).100%=4%
Прибыль:
П=Q.Ц-И+Иа
где: Q-колличество выпускаемой продукции;
Ц-цена продукции;
И-суммарные годовые издержки.
И=ИпостТЭЦ+ИперТЭЦ+ИТС+ИЛЭП=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=Cбосн.ф-Са=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:
Сбосн.ф=КТЭЦ+КТ.С.+КЛЭП=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 Тсл=25лет.
Норма амортизации:
Ра=(1/Тсл).100%=(1/25).100%=4%
Прибыль:
П=Q.Ц-И+Иа
где: Q-колличество выпускаемой продукции;
Ц-цена продукции;
И-суммарные годовые издержки.
И=ИпостТЭЦ+ИперТЭЦ+ИТС+ИЛЭП=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=Cбосн.ф-Са=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 Qт=Qтном, 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;