Оценка экономических показателей деятелей энергетического предприятия

2. Выбор  оборудования для станций энергосистемы

 

2.1. Выбор основного  оборудования ТЭЦ

 

Выбор основного  оборудования производится на основании  построенных в предыдущем разделе  суточных графиков нагрузки по районам  теплоснабжения.

 

2.1.1.Выбор турбоагрегатов

 

Выбор турбоагрегатов производится на основе максимумов тепловой нагрузки, определенных в разделе 1.2

            При этом следует учитывать  следующие требования:

1. Паровая нагрузка  должна быть полностью покрыта  из отборов турбин.

2. Тепловая нагрузка в горячей воде (отопление и водоснабжение) покрывается из отборов турбин на 40-60 %, оставшаяся часть покрывается за счет пиковых водогрейных котлов (ПВК).

Необходимые справочные данные по турбоагрегатам приведены  в табл. 6 приложения.

3. Количество  турбоагрегатов на ТЭЦ должно быть не менее 3.

 

 

Нагрузка	ТЭЦ 1	ТЭЦ 2
Пар, т/ч	123,87	454,21
Тепловая, Гкал/ч	307,35	960,32

 

 

Потребители	ТА	Кол-во			Произв. отбор, т/ч		Отопит. отбор, Гкал/ч
ТЭЦ 1	Т-25-90	2			-		50
	ПТ-25-90	2			72		30
	КА
	КТВС-30	5			-		30
ТЭЦ 2	ПТ-80-130/13	2			185		65
	ПТ-50-130	1			118		40
	Т-100-130		2		-			160
	КА
	ПТВМ-100			5		-		100

 

 

 

2.1.2. Выбор котлоагрегатов

 

При установке  на ТЭЦ турбоагрегатов с мощностью 100 Мвт и выше каждой турбине соответствует 1 (моно-блок) или 2 (дубль-блок) котлоагрегата. Производительность котлоагрегатов выбирается из максимального расхода пара на турбину ( см. табл. 6 приложения). При установке турбоагрегатов меньшей мощности количество КА определяется по формуле

 

 

(2.1)

 

где ;

- паропроизводительность котлоагрегата,  т/ч;

- суммарный расход пара на  турбоагрегаты, т/час  (определяется  по данным табл. 6 приложения).

 

Для определения  ориентировочной величины паропроизводительности котлоагрегата следует суммарный расход пара ( ) разделить на количество турбоагрегатов. При расчете величина округляется в сторону увеличения. Типоразмеры КА и ПВК приведены в табл. 8, 9 приложения.

 

2.2. Выбор основного оборудования КЭС

 

 КЭС в данной энергосистеме нет, так как ТЭЦ полностью покрывают нагрузку.

 

 

 

3.Определение  расхода топлива и показателей  тепловой экономичности

 

Затраты на топливо  являются основным элементом издержек по производству энергии на ТЭС. Величина расхода топлива зависит от распределения выработки электрической и тепловой энергии между станциями энергосистемы. Поэтому первоначально необходимо определить выработку и отпуск энергии по станциям.

 

3.1. Определение  выработки электроэнергии на ТЭЦ

 

Выработка электроэнергии на ТЭЦ складывается из выработки  по конденсационному и теплофикационному циклам , МВт·ч:

 

(3.1)

 

Выработка по теплофикационному  циклу  является функцией отпуска тепла из отборов турбоагрегатов, следовательно, необходимо общий отпуск тепла распределить между генерирующими установками (турбоагрегаты и ПВК). При выполнении курсовой работы принимается, что отпуск тепла в паре полностью производится за счет отборов турбин, а отпуск тепла в горячей воде - за счет отборов турбин и ПВК.

Тогда

 

(3.2)

Годовой отпуск тепла , Гкал, за счет отборов турбоагрегатов определяется по формуле

 

(3.3)

 

где - годовой коэффициент теплофикации.

Значение  принимается по табл. 8 в зависимости от величины часового коэффициента теплофикации, которая определяется по характеристикам выбранного состава оборудования по формуле

 

,

(3.4)

 

где - суммарное значение возможного отпуска тепла из теплофикационных отборов турбоагрегатов, Гкал/ч;

- максимальная часовая нагрузка  отопления и горячего водоснабжения,  Гкал/ч (см. разд. 2 табл.6).

 

Таблица 8

Соотношение между годовым и часовым коэффициентами теплофикации

 

a	0.67	0.65	0.6	0.55	0.5	0.45	0.4
	0.92	0.91	0.89	0.87	0.85	0.83	0.72

 

 

 

 

Показатели	ТЭЦ1	ТЭЦ2
Qгод=Qгод.та+Qгод.пвк	908820	3332340
Qгод.пвк	127234.8	486521.64
Qгод.та=Qгод*	781585.2	2845818.36
α = ∑Qта/Qmax	0.52	0.51
αгод	0.858	0,854
∑Qта	160	490
Qmax	307.25	960.32

 

 

Величина выработки , МВт·ч, по теплофикационному циклу по отдельному турбоагрегату определяется по формуле

 

(3.5)

 

где - отпуск пара из технологического отбора турбоагрегата, т/год;

- отпуск тепла из теплофикационного  отбора турбоагрегата,  Гкал/год;

-удельная выработка электроэнергии при отпуске пара на технологические нужды, Мвт·ч/т;

-удельная выработка электроэнергии  при отпуске пара на подогрев  сетевой воды , Мвт·ч / Гкал.

Распределение общей величины отпуска пара на технологические нужды и тепла в виде горячей воды между турбоагрегатами можно произвести пропорционально мощности соответствующих отборов турбоагрегатов.

Расчет выработки  по теплофикационному циклу можно  выполнить по форме табл.

Таблица 9

Расчет выработки  по теплофикационному циклу

 

Показатели		N,шт	Дтх,т	Wтх, МВтч/т	Э(отпуск пара на техн. нужды) МВт*ч	Qта, Гкал	Wтф, МВт*ч/Гкал	Э(отпуск пара на теплофик.)та*Wтф, МВт*ч	Э тц, МВт*ч
ТЭЦ1	Т-25-90	2	-	-	-	488490.75	0.4	195396.3	195396.3
	ПТ-25-90	2	405450	0.12	48654	293094.45	0.4	117237.78	165891.78
Итого		4	405 450		48654	781585.2		735185	361288.08
ТЭЦ2	ПТ-80-130/13	2	1127173,2	0.16	180347,7	755013.0343	0.5	377506.72	539254.52
	ПТ-50-130/7	1	359476,8	0.16	57516,3	232311.7029	0.5	116155.85	192271.85
	Т-100-130	2	-	-	-	1858493.632	0.55	1022171.5	1022171.5
Итого		3	1 486 650		237864	2845818.36		1515834.07	1753697.87

 

 

Величина выработки , Мвт·ч , по конденсационному циклу по отдельному турбоагрегату определяется по формуле

 

(3.6)

 

где - номинальная мощность, МВт;

- число часов использования  мощности турбин в конденсационном режиме, ч.

 

Значение  , ч, находится по выражению

 

,

(3.7)

 

где - соответственно длительность зимнего, переходного осенне-весеннего и летнего периодов, ч.

Значения  приведены в табл. 11 приложения.

Продолжительность зимнего периода соответствует  времени максимальной загрузки отопительных отборов турбин.

Величина  , ч, определяется по выражению

(3.8)

 

Продолжительность летнего периода , ч , определяется из соотношения

,

(3.9)

 

где - среднегодовой простой турбоагрегата в капитальном ремонте (табл.12 приложения);

k - коэффициенты  использования номинальной мощности  турбин в  конденсационном  режиме в соответствующий период .

 

Потребители		N, шт	Трем, ч	К зим	Т пер, ч		К пер	Т лет, ч	К лет	Тк, ч	Р, МВт	Экц,МВт*ч
ТЭЦ1	Т-25-90	2	300	0,1	920		0,1	3460	0,1	855	25	42750
	ПТ-25-90	2	300	0,1	920		0,1	3460	0,1	855	25	42750
Итого		85500
ТЭЦ2	ПТ-80-130/13	2	432	0,1	920	0,2		3328	0,3	1590.4	80	254464
	ПТ-50-130/7	1	420	0,1	920	0,2		3340	0,3	1594	50	79700
	Т-100-130	2	650	0,1	920	0,2		3110	0,3	1525	100	305000
Итого		639164