Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей (стр. 1 из 18)
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:
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. 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=990/0,6= 1650 Гкал/ч;
1.2 Обоснование тепловых нагрузок
Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем hтс=0,9. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет/11/:
для отопления и вентиляции qОВГОД=13,1 Гкал/год×чел; hОВMAX=2500 час.
для горячего водоснабжения qГВГОД=8,1 Гкал/год×чел; hГВMAX=3500 час.
час.тогда число жителей определяем как:
zрасч =QТЭЦтф.hт.с.hmaxтф/qгодуд=1650..0,9.2800/21,2=196000жителей
Население города к началу расчетного периода
zнач=zрасч/(1+i/100)Трасч=196132/(1+1,5/100)5=182000жителей
где i-ежегодный прирост населения города; Трасч-время, через которое ТЭЦ достигнет проектной нагрузки.
Тепловая нагрузка к началу расчетного периода
Qтф.нач=QТЭЦтф.zнач/zрасч=1650.182000/196000=1531,6 Гкал/ч
Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:
отопление и вентиляция
QГОДО+В=zрасч.qГОДО+В=196132. 13,1=2569329,2 Гкал/год
горячее водоснабжение
QГОДГ.В=zрасч. qГОДГ.В=196132.8,1=1588669,2 Гкал/год
Максимальные часовые нагрузки для расчетного года:
отопление и вентиляция
QPО+В= QГОДО+В/ hО+ВMAX=2569329,2/2500=1027,7 Гкал/час
горячее водоснабжение
QPГ.В= QГОДГ.В/ hГ.ВMAX=1588669,2/3500=453,9 Гкал/час
Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ к расчетному году:
QТЭЦтф.год=( QГОДО+В+ QГОДГ.В)/hт.с=(2569329,2+1588669,2)/0,9=
=4619998,2 Гкал/год
Суммарный часовой отпуск тепла от ТЭЦ:
QТЭЦтф=(QPО+В+QPГ.В)/hт.с=(1027,7+453,9)/0,9=1646,2 Гкал/час
Годовой отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ
QТЭЦтф.о.год= QТЭЦтф.год. aтфГОД=4619998,2.0,89=4111798,4 Гкал/год
где aтфГОД – 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=QПВК/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)
| 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.