1 · Web view2.6.3 Хімічна водопідготовка 2.6.3.1 Організація водно-хімічного режиму електростанції У циклах

1

НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ УКРАЇНИ

«КИЇВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ

імені ІГОРЯ СІКОРСЬКОГО»

Теплоенергетичний факультет

(повна назва факультету)

Кафедра «Теплоенергетичних установок теплових та атомних електростанцій»

(повна назва кафедри)

«До захисту допущено»

Завідувач кафедри

__________ О.Ю.Черноусенко

(підпис) (ініціали, прізвище)

“___”_____________2019_р.

Дипломний проект

на здобуття ступеня бакалавра

з напряму підготовки 6.050601 «Теплоенергетика»

(код та назва напряму підготовки)

на тему «Опалювальна ТЕЦ для м. Чернівці »

Виконав: студент 4 курсу, групи__ТС-51 ____

(шифр групи)

Кривенцов Олег Олександрович

ывывы_ ____

(прізвище, ім’я, по батькові)

(підпис)

Керівник к.т.н., доц. Сірий Олександр Анатолійович________ _____

(посада, науковий ступінь, вчене звання, прізвище та ініціали) (підпис)

Консультанти:

з економічних питань доц.,к.т.н., доц. Руденко О.І. _ ______

(назва розділу) (посада, вчене звання, науковий ступінь,прізвище, ініціали) (підпис)

з питань охорони праці доц.,к.т.н., доц. Каштанов С.Ф. __ ______

(назва розділу) (посада, вчене звання, науковий ступінь,прізвище, ініціали) (підпис)

Рецензент___________________________________ _____

(посада, вчене звання, науковий ступінь,прізвище та ініціали) (підпис)

Засвідчую, що у цьому дипломному проекті немає запозичень з праць інших авторів без відповідних посилань.

Студент _____________

(підпис)

НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ УКРАЇНИ

«КИЇВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ

імені ІГОРЯ СІКОРСЬКОГО»

Теплоенергетичний факультет

(повна назва факультету)

Кафедра «Теплоенергетичних установок теплових та атомних електростанцій»

(повна назва кафедри)

Дипломний проект

на здобуття ступеня бакалавра

з напряму підготовки 6.050601 «Теплоенергетика»

(код та назва напряму підготовки)

на тему «Опалювальна ТЕЦ для м. Чернівці»

Виконав: студент _4__курсу, групи__ ТС-51

Кривенцов Олег Олександрович __________

(прізвище, ім’я, по батькові)

(підпис)

Керівник к.т.н., доц. Сірий Олександр Анатолійович __________

(посада, , науковий ступінь, вчене звання, прізвище та ініціали) (підпис)

Київ - 2019 року

ВІДОМІСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТУ

№ з/п

Формат

Позначення

Найменування

Кількість листів

Примітка

1

А4

Завдання на дипломний проект

2

2

А4

ДПБ 19.144.51285.ТЕЦ.ПЗ

Пояснювальна записка

70

3

А1

ДПБ 19.144.51285.ТЕЦ.ТС

Теплова схема

1

4

А1

ДПБ 19.144.51285.ТЕЦ.ПР

Поперечний розріз

1

5

А1

ДПБ 19.144.51285.ТЕЦ.ГП

Генеральний план

1

ДПБ 19.144.285.ТЕЦ

ПІБ

Підп

Дата

Розробн.

Кривенцов О.О.

Відомість дипломного проекту

Лист

Листів

Керівн.

Сірий О.А.

1

1

Т/контр.

«КПІ ім.Ігоря Сікорського»

Каф. ТЕУ Т та АЕСГр. ТС-51

Н/контр.

Зав.каф.

Черноусенко О.Ю.


Пояснювальна запискадо дипломного проекту

на тему:


АНОТАЦІЯ

У ході роботи була спроектована теплоелектроцентраль, потужність якої складає 1000 МВт, її призначення полягає у покритті потреб в гарячій воді.

За техніко-економічним розрахунком, провівши порівняльний аналіз найвигіднішого основного обладнання ТЕЦ, було виявлено оптимальну комплектацію (економічно найкращий варіант). Цей варіант включає в себе: парові турбіни Т-175/210-130. Також проведено вибір допоміжного обладнання, розрахунок теплової схеми та екологічний розрахунок.

Проект включає в себе графічну частину, до складу якої входять:

-теплова схема ТЕЦ;

-компонування головного корпусу;

-генеральний план ТЕЦ.

Annotation

In the course of the work, a heat power plant with a capacity of 1000 MW was designed, its purpose is to cover the needs of hot water.

By technical and economic calculations, having conducted a comparative analysis of the most profitable main equipment of the heat power plant, the optimum configuration was identified (economically the best option). This option includes: steam turbine T-175 / 210-130. Also, the choice of auxiliary equipment, calculation of the thermal circuit and ecological calculation were carried out.

The project includes a graphic part consisting of:

- the thermal circuit of TPP;

- the arrangement of the main building;

- the general plan of TPP.

СКОРОЧЕННЯ ПРИЙНЯТІ В ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТІ

ГВП – гаряче водопостачання;

ТЕЦ – теплоелектроцентраль;

ПВК – піковий водогрійний котел;

ККД – коефіцієнт корисної дії;

ПК – паровий котел;

ШРОУ – швидкодіюча редукційно-охолоджуюча установка;

РОУ – редукційно-охолоджуюча установка;

РУ – редукційна установка;

ПВТ – підігрівник високого тиску;

ПНТ – підігрівник низького тиску;

РПП – регенеративний повітропідігрівник;

ПТУ – паротурбінна установка;

НМП – нижній мережевий підігрівник;

ВМП – верхній мережевий підігрівник;

ХВО – хімводоочистка;

ОП – охолоджувач пари;

ОД – охолоджувач дренажу;

ОБП – охолоджувач безперервної продувки;

ПВП – пароводяний підігрівник;

ТМ – теплова мережа;

ГРП – газорозподільний пункт;

ГДК – гранично допустима концентрація;

ПС – підігрівник сальниковий;

ОУ – охолоджувач ущільнень;

ОЕ – охолоджувач ежектора;

ЦВТ – циліндр високого тиску;

ЦСТ – циліндр середнього тиску;

ЦНТ – циліндр низького тиску.

ВСТУП

На сьогоднішній день, енергетика є однією з найважливіших та наймасштабніших галузей не тільки в Україні, а і в світі. Більша частина здобутих паливо-енергетичних ресурсів витрачається на електроенергію та виробіток тепла середнього та низького потенціалу.

Низькопотенціальна потреба – задовольняється носієм з температурою до, а середньопотенціальна потреба відповідно задовольняється температурою від до .

Залежно від виду парової турбіни, існують різні відбори пари, які дозволяють відбирати пар з різними параметрами. Турбіни ТЕЦ дозволяють регулювати кількість відібраного пара. Він у свою чергу конденсується в мережевих підігрівачах і передає свою енергію мережевій воді, яка направляється на пікові водогрійні котельні та теплові пункти. На ТЕЦ є можливість перекривати теплові відбори пари, в цьому випадку ТЕЦ стає звичайною КЕС. Це дає можливість працювати ТЕЦ за двома графіками навантаження: [37]

-тепловому - електричне навантаження сильно залежить від теплового навантаження (теплове навантаження - пріоритет)

-електричному - електричне навантаження не залежить від теплового, або теплове навантаження зовсім відсутнє, наприклад, в літній період (пріоритет - електричне навантаження). [37];

Близько 43% енергопостачання України приходиться саме на ТЕС та ТЕЦ, але централі також відіграють важливу роль у житті громадян, постачаючи гарячу воду та пар, що забезпечують гаряче водопостачання та опалення в зимній період. Тобто ТЕЦ відповідають за теплофікацію – спільний виробіток тепла і електроенергії.

Основний фундамент української енергетики був закладений ще в 60-70х роках двадцятого століття в Радянському Союзі, але побудовані станції функціонують і по сьогоднішній день. Сумарна потужність теплових станцій складає 34 180 МВт. За даними Державного підприємства «Національна енергетична компанія" Укренерго "» в Україні на сьогоднішній день 15 ТЕС та 36 ТЕЦ.

Незважаючи на те, що більшості станцій вже понад 50 років ,а 90% енергоблоків вже відпрацювали розрахунковий ресурс, ТЕЦ та ТЕС все ще знаходяться в експлуатації, а для продовження їх служби встановлюються певні модернізації та реконструкції, додатково з метою підвищення економічності та збільшення ККД установки.

Енергетика в Україні – одна з найрозвиненіших галузей економіки. Активно взаємодіючи з стратегічними партнерами, вкладаючи інвестиції та закликаючи іноземних спеціалістів, в перспективі Україна стане енергетично незалежною та займе важливе місце в енергетиці Европи.

РОЗДІЛ 1

ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБҐРУНТУВАННЯ ВИБОРУ ОСНОВНОГО УСТАТКУВАННЯ ТЕЦ

У зв'язку з дуже великою роллю енергетики в народному господарстві, вибір оптимального варіанту проекту електростанції має велике значення для економіки країни.

Електростанції характеризуються дуже високою капіталоємністю, великим терміном будівництва і тривалим періодом експлуатації. До них висувають високі вимоги щодо забезпечення надійності й економічності роботи, високого рівня продуктивності і безпеки праці.

Далі проводяться розрахунки двох варіантів ТЕЦ, яка проектується, і котельні та вибір найбільш оптимального з них.

1.1 Варіанти систем енергопостачання

1.1.1 Розрахунок теплових навантажень

При виборі варіантів енергопостачання необхідно керуватися тим, що

електростанція повинна покривати всі потреби по навантаженню в гарячій воді.

Розрахуємо теплові навантаження на вентиляцію, гаряче водопостачання й опалення.

а) теплове навантаження на вентиляцію: Qz = γz × Qmax, (1.1)

Qz = 0,09 × 1000 = 90 МВт

б) теплове навантаження на гаряче водопостачання в опалювальний (зимовий) період:

max

Q

Q

ГВП

ГВП

×

=

g

, (1.2)

Qгвп = 0,18 × 1000 = 180 МВт

Навантаження гарячого водопостачання в літній період:

Qлітгвп = 0,7 × Qгвп = 126 МВт

в) теплове навантаження на опалення:

ГВП

В

ОП

Q

Q

Q

Q

-

-

=

max

, (1.3)

Qоп = 1000 – 90 – 180 = 730 МВт

г) теплове навантаження на відбори турбін:

)

(

5

,

0

В

ОП

ГВП

ВІД

Q

Q

Q

Q

+

×

+

=

, (1.4)

Qвід = 180 + 0,5 × (730 + 90) = 580 МВт

Кліматологічні дані міста Чернівці наведені в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 – Кліматологічні дані міста Чернівці.

Температура зовнішнього повітря,˚C

Число годин опалювального періоду з температурою зовнішнього повітря (˚C)

Розрахункова для опалення

Розрахункова для вентиляції

Середня за опалювальний період

-25

-20

-15

-10

-5

0

8

-20

-9

-1.4

1

7

39

205

689

2208

4152

1.1.2 Вибір першого варіанта ТЕЦ

Для покриття необхідного навантаження в гарячій воді та парі вибираємо турбіни типу Т-175/210-130. Кількість турбін – 2 шт. Характеристики турбіни приведені в таблиці 1.2.

Якщо вибрано 2 турбіни з виробничим відбором пари 760 т/год на кожну, то сумарний відбір пари на ТЕЦ дорівнює 2 760 =1520 т/год, що перевищує завдання (

S

D

= 1000 т/год ).

αтец = = 0,628

(для даного типу турбін він може досягати значень до 0,65).

В даному варіанті всі турбіни споживають 2 760 = 1520 т/год пари. Щоб забезпечити їх цією кількістю пари, необхідно взяти 4 котлів з паропродуктивністю по 420 т/год кожний. Тоді генерація пари котлами буде становити 4 × 420 = 1680 т/год.

Для покриття пікової частини навантаження у гарячій воді використовуються пікові водонагрівальні котли. Доля пікового навантаження становить: Qпік = Qmax -

Qпік = 1000 – 2 × 314 = 372 МВт

Для забезпечення такого навантаження необхідно встановити 2 котли типу КВГМ-180 потужністю 209 МВт кожний: 2·209=418 МВт

Таблиця 1.2 – Характеристики турбіни Т-175/210-130.

Тип турбіни

Відбори

max

.

/

D

D

ном

,

т/год

Max витрата пари на турбіну, т/год

Питомий виробіток

електроенергії на тепловому споживанні,

.

тф

w

кВт·год/ГДж

Питомі витрати теплоти

q

,

кДж/(кВт·год)

вироб-ничий

опалю-

вальний

виробн.

відбір,

.

вир

тф

w

опалюв.

відбір

.

оп

тф

w

теплоф.

вироб.,

.

тф

q

конд..

вироб.,

.

к

q

2 Т-175/210-130

—

314

760

—

131,5

3810

8818

1.1.3. Вибір другого варіанту ТЕЦ

Для покриття необхідного навантаження в парі вибираємо турбіни типу Т-180-210/130. Кількість турбін – 2 шт. Характеристика турбін наведена в таблиці 1.3.

Якщо вибрано 3 турбіни з виробничим відбором пари 645 т/год на кожну, то сумарний відбір пари дорівнює 2 · 645 =1290 т/год.

Таблиця 1.3 – Характеристики турбін.

Тип турбіни

Відбори

max

.

/

D

D

ном

,

т/год

Max витрата пари на турбіну, т/год

Питомий виробіток

електроенергії на тепловому споживанні,

.

тф

w

кВт·год/ГДж

Питомі витрати теплоти

q

,

кДж/(кВт·год)

вироб-ничий

опалю-

вальний

виробн.

відбір,

.

вир

тф

w

опалюв.

відбір

.

оп

тф

w

теплоф.

вироб.,

.

тф

q

конд..

вироб.,

.

к

q

2 Т-180-210/130

—

326

760

—

131,5

3810

8625

При такому виборі обладнання коефіцієнт теплофікації ТЕЦ становить: αтец = = 0,652,

що відповідає допустимим межам.

В даному варіанті всі турбіни споживають 2 645 = 1290 т/год пари.

Щоб забезпечити їх цією кількістю пари, необхідно взяти 2 котлів з паропродуктивністю по 670 т/год кожний. Тоді генерація пари котлами буде становити 2 × 670 = 1340 т/год.

Доля пікового навантаження становить:

Qпік = 1000 – 2 × 326 = 348 МВт

Для забезпечення такого навантаження необхідно встановити 3 котли КГВМ-100,

Q = 3 × 116 = 348 МВт.

1.1.4 Вибір третього варіанту. Котельня

Для забезпечення необхідного навантаження у гарячій воді (1000 МВт) визначаємо кількість водонагрівальних котлів:

ВК

ВК

Q

Q

n

max

=

, (1.5,)

де

ВК

Q

- паропродуктивність котла, МВт.

Вибираємо водонагрівальні котли типу КВГМ-180 з потужністю 209 МВт.

nвк = = 4,78(

4

=

ВК

n

5 котлів)

Обладнання трьох варіантів зводимо до таблиці 1.4.

Таблиця 1.4. – Кількісний склад обладнання.

Обладнання

Кількість турбін,

T

n

Кількість парових котлів,

К

n

Кількість водонагрівальних котлів,

ВК

n

ТЕЦ 1

2× Т-175/210-130

4×420 т/год

2×КГВМ-180

ТЕЦ 2

2× Т-180-210/130

2×670 т/год

3×КГВМ-100

Котельня

—

—

5×КГВМ-180

Рисунок 1.1 – Річний графік відпуску теплоти від ТЕЦ

1.2 Порівняння варіантів енергопостачання

1.2.1 Витрати умовного та натурального палива

В результаті розрахунку на ЕОМ річного графіку теплових навантажень були отримані значення річних витрат умовного палива для енергетичних і водонагрівальних котлів для двох варіантів ТЕЦ, що порівнюються.

Тобто: ТЕЦ-1: Bум = 883,8 тис. т.у.п. / рік

ТЕЦ-2: Bум = 853,59 тис. т.у.п. / рік

Річні витрати умовного палива для котельні визначаються як:

а) водонагрівальні котли:

ТП

КА

річн

ГВ

ВК

а

Q

B

h

h

×

×

+

×

×

=

29309

)

100

1

(

0526

,

1

.

, (1.6)

де

річ

ГВ

Q

– відпуск теплоти у гарячій воді, тис. ГДж;

КА

h

- ККД котлоагрегату (приймаємо

0,91

ка

h

=

);

ТП

h

- ККД теплового потоку (приймаємо

99

,

0

=

ТП

h

); 1,0526 – коефіцієнт, який враховують витрати теплоти на власні потреби.

Bвк = = 433,5163 тис. т.у.п. / рік

Разом:

=

+

=

+

=

086928

,

565

327,84

.

ПК

ВК

ум

В

В

B

892,92705 тис. т.у.п./рік

У таблиці 1.5 наведені характеристики палива, що використовується на ТЕЦ та в котельнях.

Річні витрати натурального палива визначаються за формулою:

Bнат = Bум ×

ТЕЦ-1:

а) Енергетичні котли (паливо — природній газ):

= 855,93 × = 730,7443 тис. т.н.п./рік

б) Водонагрівальні котли (паливо — природній газ):

= 27,88 × = 23,8024 тис. т.н.п./рік

Разом:

730,7443 + 23,8024= 754,5467 тис. т.н.п./рік

ТЕЦ-2:

а) Енергетичні котли (паливо — природній газ):

= 831,04× = 709,49465 тис. т.н.п./рік

б) Водонагрівальні котли (паливо — природній газ):

= 22,86× = 19,5166 тис. т.н.п./рік

Разом:

709,49465 + 19,5166 = 729,01125 тис. т.н.п./рік

б) водонагрівальні котли:

=

×

=

37800

29309

9

,

18

.

ВК

нат

B

14,6545 тис. т.н.п./рік.

Разом:

=

+

14,6545

906803

,

1522

1537,561303 тис. т.н.п./рік.

Витрати натурального палива для котельні:

=

×

=

24786

29309

892,92705

.

нат

B

1055,870205 тис. т.н.п./рік.

1.2.2 Витрата електроенергії на власні потреб

Таблиця 1.5 – Характеристики палива.

Вид палива

Вартість 1 т.у.п., у.о./т

Теплотвірна здатність , КДж/кг

Природній газ

65

34330

а) Паливоприготування:

0

б) Тяго-дуттєве обладнання:

Wтд = wтд × .

ТЕЦ-1:

Wтд

ТЕЦ-2:

Wтд

Котельня:

Wтд = 3,5 × = 14,6956 млн. КВт/год

в) Живильні електронасоси:

Wжв = wжв ×

ТЕЦ-1: 0

ТЕЦ-2: 0

Котельня:

Wжв

г) Гідрозоловидалення: 0

д) Циркуляційні насоси: 0

е) Мережні насоси: 0

ж) Інші споживачі:

Wін = wін ×

ТЕЦ-1:

Wін = 0,7 × = 14,333 млн. КВт × год

ТЕЦ-2:

Wін

Котельня:

Wін = 0,1 × = 0,1 × 17,8447 = 1,7845 млн. КВт × год

Сумарні витрати електроенергії на власні потреби по варіантах зводимо у таблиці 1.6.

Таблиця 1.6 – Витрати електроенергії на власні потреби.

Позначення

ТЕЦ -1

ТЕЦ -2

Котельня

Розмірність

Котельний цех

1. Паливоприготування

ПП

w

0

0

0

млн. кВт·год

2. Тяго-дуттєве обладнання

ТД

w

24,6996

28,2407

14,6956


3. Живильні електронасоси

ЖН

w

0

0

3,1491


4. Гідрозоловидалення

Г

w

0

0

0


Турбінний цех

1. Циркуляційні насоси

ЦН

w

0

0

0


2. Мережні насоси

МН

w

0

0

0


Інші споживачі

ІН

w

14,333

14,742

1,7845


Сумарні витрати

å

ВП

W

39,0326

42,9827

19,6292


Річний виробіток електроенергії

.

ВИР

W

2047,5

2106

0


Річний відпуск електроенергії в мережі

ВІД

W

2008,4674

2063,0173

0


1.2.3 Визначення капіталовкладень

Капітальні вкладення в неблочні ТЕЦ розраховуються як:

Ктец = Rбс + Коб, (1.18)

а) капіталовкладення в будівлі і споруди:

Rбс = + (n-1) × + + (n-1) × + nвк × Кбс(вк), (1.19)

де

11

)

(

1

)

(

,

К

БС

К

БС

К

К

– витрати на будівлі і споруди, віднесені на 1й і на кожний

наступний котел, млн. у.о.;

11

)

(

1

)

(

,

T

БС

T

БС

К

К

– витрати на будівлі і споруди, віднесені на 1у і на кожну наступну турбіну, млн. у.о.;

)

(

ВК

БС

K

– витрати на будівлі і споруди, віднесені на один піковий водонагрівальний котел, розташований на майданчику ТЕЦ, млн.у.о.;

)

1

(

-

К

n

– кількість наступних котлів;

)

1

(

-

Т

n

– кількість наступих турбін;

ВК

n

– кількість пікових водонагрівальних котлів.

б) капіталовкладення в обладнання:

[

]

)

(

11

)

(

1

)

(

11

)

(

1

)

(

)

1

(

)

1

(

ВК

ОБ

ВК

Т

ОБ

Т

Т

ОБ

К

ОБ

К

К

ОБ

ОБ

К

n

К

n

К

К

n

К

К

×

+

×

-

+

+

×

-

+

=

, (1.20)

де

11

)

(

1

)

(

,

K

ОБ

K

ОБ

К

К

– витрати на обладнання, віднесені на 1-й і на кожний наступний котел, млн. у.о.;

11

)

(

1

)

(

,

T

ОБ

T

ОБ

К

К

– витрати на обладнання, віднесені на 1у і на кожну наступну турбіну, млн. у.о.;

)

(

ВК

ОБ

K

– витрати на обладнання, віднесені на один піковий водонагрівальний котел, розташований на майданчику ТЕЦ, млн.у.о.

Капіталовкладення в районні котельні розраховуються як:

11

1

.

)

1

(

К

n

К

K

кот

×

-

+

=

, (1.21)

де

11

1

,

К

К

– капіталовкладення в 1й і на кожний наступний агрегати котельні відповіднно, млн. у.о.;

)

1

(

-

n

- кількість наступних котлоагрегатів.

ТЕЦ-1:

Rбс = 17,5 +3×9,3 + 77,7 + 1×43 + 2×2,9 = 171,9 млн ум. од.

ТЕЦ-2:

Коб = 124,5 + 4×113,6+ 124,5 + 1×113,6 + 3×3,5 = 486,7 млн ум. од.

К = 746 млн ум. од.

Котельня:

Ккот = 21 + 4×4,3 = 38,2 млн ум. од.

1.2.4 Розрахунок питомих витрат палива

а) питомі витрати палива на ТЕЦ на виробіток електроенергії в теплофікаційному режимі:

ТП

КА

ТФ

ТФ

a

k

k

q

b

h

h

×

×

+

×

×

×

=

29309

)

100

1

(

2

1

, (1.22)

де

ТФ

q

– питома витрата теплоти на 1 кВт·год для теплофікаційного виробітку електроенергії, кДж/кВт·год;

1

k

– коефіцієнт, що враховує пускові витрати палива (приймаємо

02

,

1

1

=

k

);

2

k

– коефіцієнт, що враховує роботу ТЕЦ у змінних режимах (приймаємо

03

,

1

2

=

k

);

a

– норма витрат палива при транспортуванні та зберіганні ( для кам´яного вугілля - 1,9 %, для мазуту – 0,3 %).

ТЕЦ-1:

Bтф = = 0,1516 кг/кВт×год

ТЕЦ-2:

Bтф = = 0,1516 кг/кВт×год

б) питомі витрати палива на ТЕЦ на виробіток електроенергії в конденсаційному режимі:

Bк = , (1.23)

де

К

q

– питома витрата теплоти на 1 кВт·год виробленої електроенергії в конденсаційному режимі, кДж/кВт·год.

ТЕЦ-1:

Bк = = 0,3509 кг/кВт×год

ТЕЦ-2:

Bк = = 0,3432 кг/кВт×год

в) питомі витрати палива на виробіток теплоти на ТЕЦ:

Bк = (1.24)

де

2

k

– коефіцієнт, що враховує роботу ТЕЦ у змінних режимах (приймаємо

01

,

1

2

=

k

– для водонагрівальних котлів;

03

,

1

2

=

k

– для енергетичних котлів).

ТЕЦ-1, ТЕЦ-2:

- енергетичні ( парові) котли:

Bк = = 39,7663 кг/ГДж

- водонагрівальні котли:

Bк = = 38,9941 кг/ГДж

г) питомі витрати палива на відпуск теплоти від котлів в котельні (паливо те ж саме, що і для енергетичних котлів ТЕЦ -АШ):

1.2.5 Чисельність експлуатаційного персоналу

Чисельність експлуатаційного персоналу приймаємо в залежності від виду палива та кількості енергоблоків для ТЕЦ і загальної продуктивності котлів для районної котельні.

У результаті маємо:

ТЕЦ -1: парові котли - 4 х 420 = 1680 т пари/год;

146 чол.

ТЕЦ -2: парові котли - 2 х 645 = 1290 т пари/год;

153 чол.

Котельня:

ВК

ПК

R

R

R

+

=

53 чол.

1.2.6 Нарахування заробітної плати

Річна зарплата експлуатаційного персоналу:

Изп = R (1.27)

де Изп – річна зарплата експлуатаційного персоналу, млн. у.о./рік,

Re – чисельність експлуатаційного персоналу, чол.,

Ф – середній фонд зарплати, млн. у.о./люд ·рік.

Фонд зарплати приймаю наступним:

– для ТЕЦ (1-ий і 2-ий варіанти): 6300 у.о./чол. рік і 6500 у.о./люд. рік

– для котельні (3-ій варіант): 4500 у.о./чол. Рік

1-ій варіант

ИзпI= 152·6300·10-6 =0,919 млн. у.о./рік,

2-ій варіант:

ИзпII=164 ·6500·10-6 =0,994 млн. у.о./рік,


ИзпIII=55·4500·10-6=0,248 млн. у.о./рік.

1.2.7 Амортизаційні відрахування

Амортизаційні відрахування:

Иа = (На(БС)/100)· КБС + (На(ОБ)/100)· Коб,

( 1.28)

де Иа – амортизаційні відрахування, млн. у.о./рік,

На(БС) –норма амортизаційних відрахувань на будівелі та споруди,%.

На(ОБ) – норма амортизаційних відрахувань на обладнання,%


ИаI= 0,055·170,3+0,2·340,4= 77,447 млн. у.о./рік,


ИаII= 0,055·127,9+0,2·248,3= 56,695 млн. у.о./рік,


Иакот = На ·Ккот /100,

(1.29)

ИаIII=15·93,1/100 =13,965 млн. у.о./рік.

1.2.8 Загальностанційні та інші витрати

Загальностанційні та інші витрати:

Иін = (ін (Иа + Изп)/100,

(1.30)

де Иін загальностанційні та інші витрати, млн. у.о./рік,

(ін – частка загальностанційних й інших витрат, %,

Изп – річна заробітна плата експлуатаційного персоналу, млн. у.о./рік,

Иа – амортизаційні відрахування, млн. у.о./рік.


ИінI =53·(0,92 +71,1)/100= 34,66 млн. у.о./рік,


ИінII = 52,5·(0,995 +79,617)/100= 42,321 млн. у.о./рік,


ИінIII = 70·(0,248 +5,730)/100= 4,184 млн. у.о./рік.

1.2.9 Вартість палива

Загальна вартість палива, яке витрачається на ТЕЦ та в районній котельні:

Ип =(Вен.к·Цп.ен.к)+(Ввк·Цпвк) (1.31)

де Вен.к – річні витрати умовного палива енергетичними котлами, тис. т.у.п./рік

Ввк – річні витрати умовного палива водонагрівальними котлами, тис.

т.у.п./рік

Цп.ен.к і Цпвк –вартість палива для енергетичних та водонагрівальних котлів, у.о./т.у.п.


ИпI=(1376,94·100+21,17·360)·10-3= 57,8624 млн.у.о./рік


ИпII=(1287,8·100+19,04·360) ·10-3= 57,8691 млн.у.о./рік


ИпIII=892,927·100 ·10-3= 29,3427 млн.у.о./рік

1.2.10 Вартість замикаючої електроенергії

Вартість замикаючої електроенергії:

Изам=Цзам ·Wзам,

(1.32)

де Изам – вартість замикаючої електроенергії, млн. у.о./рік,

Цзам – тариф на електроенергію, у.о./кВт год,

Wзам – замикаючий відпуск електроенергії, млн. кВт год.


ИзамI = 54,5499 млн. у.о./рік,;


ИзамIІ= 0,


ИзамIII=0,12 · 2378,32 = 2063,017 млн. у.о./рік.

1.2.11 Сумарні річні умовно–постійні витрати

Сумарні річні експлуатаційні витрати:

И(=(Иi, (1.33)

де И( – сумарні річні експлуатаційні витрати, млн. у.о./рік.


И(I= 57,8691+ 6,546 + 71,095 + 0,920 + 33,847 = 170,269 млн. у.о./рік рік,


И(II= 57,8691 + 79,617 + 0,995 + 37,887 = 176,367 млн. у.о./рік,


И(III= 29,3427 + 5,730 + 0,248 + 4,184 + 247,5621 = 287,0809 млн. у.о./рік.

1.2.12 Приведені витрати

Приведені витрати:

З= И( + 0,1·К(, (1.34)

де З – приведені витрати, млн. у.о./рік,

И( – сумарні річні експлуатаційні витрати, млн. у.о./рік,

К( - капіталовкладення, млн. у.о.


ЗI= 218,279 млн. у.о./рік,


ЗII= 229,247 млн. у.о./рік,


ЗIII= 290,9009 млн. у.о./рік.

Усі величини, розраховані в техніко-економічному розрахунку, приведені в таблиці 1.7

Таблиця 1.7 – Вхідні дані.


1

2

Максимальне навантаження, МВт

1000

Доля гарячого водопостачання, %

18,00%

Тривалість опалювального періоду, год/рік

4152

Розрахункова температура опалення,

-20

Середня температура опалення

-1,4

Річний відпуск пари, тис. т/рік

Кількість годин використання встановленої потужності, годин/рік

5850

ККД котлоагрегатів

0,91

Втрати палива, %

0,00%

Масиви навантажень по варіантах

1

Турбіни Т

628

Турбіни ПТ

Турбіни Р

Водонагрівальні котли

372

РОУ

Разом

1000

Характеристики турбін:

Т: потужність, МВт

350

питомі витрати тепла: на тепловому споживанні, кДж/кВт۰год

3810

те ж саме в конденсаційному режимі

8818

питомий виробіток електроенергії на тепловому споживанні з опалювального відбору, кВт۰год/ГДж

131,5

Результати розрахунків річних відпусків теплоти та виробітки електроенергії приведені в таблиці 1.8.

Таблиця 1.8 – Результати розрахунків річних відпусків теплоти та виробітки електроенергії.


1

2

Відпуск тепла у гарячій воді, тис. ГДж

10874,759

10874,759

у т.ч.: турбіни Т

10159,83

10288,636

турбіни ПТ

0

0

турбіни Р

0,0

0

водонагрівальні котли

714,93034

586,12317

РОУ

0,0

0

Відпуск тепла у парі, тис. ГДж

0

0

Разом відпуск тепла, тис. ГДж

10874,759

10874,759

Встановлена потужність ТЕЦ, МВт

350

360

Виробіток електроенергії, млн. кВт.год

2047,5

2106

у т.ч.на тепловому споживанні

1336,02

1569,02

у т.ч. турбінами Т

1336,02

1569,02

турбінами ПТ

0,00

0,00

турбінами Р

0,00

0,00

в конденсаційному режимі

711,48

536,98

у т.ч. турбінами Т

711,48

536,98

турбінами ПТ

0

0

Витрати тепла на виробіток електроенергії, тис. ГДж

11364,08

10609,434

Виробіток тепла енергетичними котлами, тис. ГДж

21523,9

20898,1

Витрати палива, тис. т у.п/ рік:

883,80

889,89

у т.ч.: енергетичними котлами

855,93

831,04

водонагрівальними котлами

27,88

22,86

Порівняння варіантів енергопостачання приведені в таблиці 1.9.

Таблиця 1.9 – Порівняння варіантів енергопостачання.


ТЕЦ-1

ТЕЦ-2

Котельня

1

1

2

3

1. Електрична потужність, МВт

350

360

—

2. Теплова потужність:

а) у гарячій воді, МВт

1000

1000

1000

у тому числі: а) відбори турбін, МВт

628

652

—

б) водонагрівальні котли, МВт

372

348

1000

3. Річний відпуск теплоти, тис. ГДж

10874,759

10874,759

10874,759

а) опалювальні відбори турбін (гаряча вода)

10159,83

10288,636

—

б) водонагрівальні котли

714,93034

586,12317

10874,759

4. Кількість годин використання встановленої потужності

5850

5850

5850

Продовження таблиці 1.9

1

2

3

4

5. Питомий виробіток електроенергії на тепловому споживанні, КВт×год/ГДж:

а) виробничі відбори

—

—

—

б) опалювальні відбори

131,5

152,5

—

6. Питомі витрати палива:

а) на виробіток електроенергії на тепловому споживанні, кг/КВт×год

0,1516

0,1549

—

б) на виробіток електроенергії в конденсаційному режимі, кг/КВт×год

0,3182

0,3665

—

в) на відпуск теплоти від турбін, РОУ і парових котлів, кг/ГДж

39,7663

—

г) на відпуск теплоти від водогрійних котлів, кг/ГДж

38,9941

39,842

7. Вартість енергоносіїв

а) природній газ, у.о./т.у.п.

65

65

б) електроенергії, у.о./КВт×год

0,12

0,12

8. Чисельність експлуатаційного персоналу R, люд.

152

55

9. Середня зарплата, у.о./люд. (за рік)

6300

4500

10. Норма амортизаційних відрахувань, %

—

15

а) будівлі та споруди

5,5

—

б) обладнання

20

—

11. Частка загальностанційних та інших витрат, %

47

70

12. Капіталовкладення в джерела енергопостачання, млн

480,1

38,2

а) будівлі та споруди

171,9

—

б) обладнання

308,2

—

13. Річний виробіток електроенергії, млн КВт×год

2047

—

а) на тепловому споживанні

1336,02

—

б) у конденсаційному режимі

711,48

—

14. Витрати електроенергії на власні потреби, млн КВт×год/рік

39,0326

19,6292

15. Річний відпуск електроенергії, млн КВт×год/рік

2008,4674

—

16. Замикаючий відпуск енергії, млн КВт×год/рік

54,5499

2063,0173

17. Річна витрата умовного палива, тис т.у.п./рік

а) на виробіток електроенергії на тепловому споживанні

202,5406

—

б) на виробіток електроенергії в конденсаційному режимі

226,929

—

в) на відпуск теплоти від турбін, РОУ і парових котлів

432,4490

—

г) на відпуск теплоти від водонагрівальних котлів

28,2724

451,426

Загальні витрати палива (природній газ)

а) ПК

883,8

б) ручний

890,191

451,426

18. Річні експлуатаційні витрати, млн у.о./рік

а) вартість палива

57,8624

29,3427

б) амортизаційні відрахування

71,095

5,730

в) зарплата експлуатаційного персоналу

0,920

0,248

г) загальностанційні та інші витрати

33,847

4,184

д) вартість замикаючого відпуску електроенергії

6,546

247,5621

Разом:

170,269

287,0809

Сумарні приведені витрати

218,279

290,9009

При проведенні техніко-економічних розрахунків встановлено, що найбільш оптимальним варіантом є варіант I, який включає у себе: 2 турбіни Т-175/210-130, 4 котли з паропродуктивністю 420 т/год та 2 котли КГВМ-180, так як в ньому найменші сумарні приведені затрати.

1.3 Проектна калькуляція собівартості електроенергії та тепла на ТЕЦ.

1.3.1 Розрахунок річних витрат на експлуатацію ТЕЦ

1.3.1.1 Вартість палива

1.3.1.1.1. Витрати натурального палива, яке спалюється енергетичними котлами за формулою (1.10):

Bум = 730,74 тис. т.у.п. / рік

Вартість палива:

3

100730,7410730740

тис. у.о./рік.

××=

1.3.1.1.2. Витрати натурального палива, яке спалюється водонагрівальними котлами за формулою (1.10):

= 27,88 × = 23,8024 тис. т.н.п./рік

Вартість палива:

360·14,7·103 = 8568,864 тис. у.о./рік.

Загалом вартість палива

п

И7307408568,864739308,9тис. у.о./рік

=+=

1.3.1.2.Заробітна плата експлуатаційного персоналу за формулою (1.24):

зп

И1526300994тис. у.о./рік

=×=

1.3.1.3. Амортизаційні відрахування за формулою (1.25):

3

а

И(5,5/10012.920/100248.3)1034660тис. у.о

./

рік

=×+××=

1.3.1.4. Загальностанційні та інші витрати за формулою (1.27):

ін

И0.525(56694,517838,8)33847тис. у.о./рік

=×+=

1.3.1.5. Загалом експлуатаційні витрати

И161003,71738,856694,530677,48218279тис.

у.о./рік

S

=+++=

1.3.2. Розподіл витрат палива та електроенергії на власні потреби поміж електроенергією та теплом.

1.3.2.1. Витрати палива енергетичними котлами при роздільному виробітку електроенергії та тепла

363

розkвирqвідп

3

ВbWbQ0,3818491022941041,4324610

(20133,16481,3803)101690,184

тис.т у.п./р

ік.

--

=×+×=×××+××

×-×=

(1.35)

1.3.2.2. Економія палива за рахунок комбінованого виробітку електроенергії та тепла:

тф

В1287,81690,184402,39тис.т у.п./рік.

D=-=

Частка зекономленого палива складає:

тфрозд

b

В/В402,39/1690,1840.238074тис.т у.п./рі

к.

D=D==

(1.36)

1.3.2.3. Витрати палива ( без урахування електроенергії на власні потреби), які відносяться на виробіток:

а) електроенергії

,36

w

В0.38184910229410(10.238074)667.4188тис.

т у.п./рік.

-

=×××-=

(1.37)

б) тепла

,33

w

В41.4324610(20133.16481.3803)10(10.23807

4)

620.3767

тис.т у.п./рік.

--

=××-×-=

=

(1.38)

1.3.2.4. Розподіл електроенергії на власні потреби поміж електроенергією та теплом:

на відпуск електроенергії відносяться:

,

w

к.ц.ін.т.ц

w

впвпвпвп

ен.к

B

W(WW)W

B

667.4188

(213.214516.058)14.911133.7348

млн. кВтго

д./рік

1287.796

=+×+=

=+×+=×

(1.39)

на відпуск тепла:

,

q

q

к.ц.ін.тф

впвпвпвп

ен.к

B

W(WW)W

B

620.3767

(231.214516.058)23.67947134.1281

млн. кВт

год./рік

1287.796

=+×+=

=+×+=×

(1.40)

де

к.ц.т.цтфін.

впвпвпвп

W,W,W

таW

витрати електроенергії на власні потреби відповідно котельного цеху, машинного залу і електроцеху, теплофікаційної установки та інших споживачів, млн. кВт∙год/рік.

Питома витрата палива на відпуск електроенергії становить:

(

)

,36

відп

w

w

w

вирвп

B10667.418810

b0.308952

кг/кВтгод.

WW2294133.7348

××

===×

--

(1.41)

Витрати умовного палива, які відносяться на відпуск тепла з урахуванням власних потреб, становлять:

,

відпq33

qqw

вп

ВBbW10620.37670.308952134.128110

661.8159


--

=+××=+××=

=

(1.42)

Витрати умовного палива, які відносяться на відпуск електроенергії:

,

відпq33

www

вп

ВBbW10667.41880.308952134.128110

625.9796


--

=-××=+××=

=

(1.43)

(

)

36

відп

w

w

вирвп

B10625.979610

b0.308952

кг/кВтгод.

WW2294133.7348134.1281

××

===×

---

Питома витрата палива на відпуск електроенергії :

(1.44)

1.3.2 Розподіл річних експлуатаційних витрат між електроенергією та теплом

Річні витрати на експлуатацію ТЕЦ спочатку розподіляються між трьома фазами виробництва та загальностанційними витратами у відношенні, яке вказано у відсотках в [1] потім витрати І фази розподіляються пропорційно витратам палива на електроенергію та тепло, витрати II фази цілком відносяться на електроенергію, III фази - на тепло, а загальностанційні витрати - пропорційно сумі витрат трьох фаз, які вже розподілені між електроенергією та теплом. Проектні розрахунки приведені в таблиці 1.8.

Таблиця 1.8 – Проектна калькуляція собівартості енергії на ТЕЦ


Елементи витрат, тис. у.од.

Розподіл на:

Пали-во

Зар-плата

Аморт. відрахування

Інші витрати

Разом

Електро-енергію

Тепло

1

2

3

4

5

6

7

8

1. Виробництво пари

15569

608,58

25512,53

88375,87

93435,2

2. Виробництво електронергії

608,58

25512,53

26121,11

--

3. Виробництво тепла

5313,7

86,94

2834,725

--

8235,39

Разом

16100

1304,1

53859,78

114497

101670

4. Загальностанційні витрати

434,7

2834,725

30677,4

17980,58

15966

Усього

161004

1738,8

56694,5

30677,4

132477,6

117637

Розподіл на: а) електроенергію

7

75678

295,822

12401,29

2. Виробництво електронергії

--

608,58

25512,53

Разом

75678

904,402

37913,81

3. Загально-станційні витрати

--

301,467

1995,464

15683,6

Усього

75678

1205,87

39909,28

15683,6

б) тепло

1. Виробництво пари

80011

312,757

13111,24

5

2. Виробництво тепла

5313,7

86,94

2834,725

8235,39

1

2

3

4

Разом

85325

399,697

15945,96

3.Загальностанцінні витрати

--

133,23

839,2612

14993,8

Усього

85325

532,930

16785,22

14993,8

Собівартість а) електроенергії

в 0,01 у.о./кВт.год.

3,73513

0,059516

1,969722

0,774066

структура у %

57,13%

0,91%

30,13%

11,84%

б)тепла

в у.о./ГДж

4,23803

0,02647

0,833711

0,744733

структура у %

72,53%

0,45%

14,27%

12,75%

1.4 Розрахунок грошових потоків інвестиційного проекту

Для розрахунку грошових потоків та критеріїв економічної ефективності інвестиційного проекту необхідно розрахувати такі основні показники:

· капіталовкладення;

· доходи;

· річні експлуатаційні витрати (без амортизаційних відрахувань);

· амортизаційні відрахування.

Освоєння капіталовкладень і тривалість будівництва ТЕЦ зведені в таблиці 1.6.

Таблиця 1.6 – Освоєння капіталовкладень і тривалість будівництва ТЕЦ.

Паропро-

дуктивність

котлів, т/год

Тривалість проектування та будівництва, міс

Частка засвоєних капіталовкладень, %

від вартості першого блока

Проектування

до початку

будівництва

Підготов-чий період

Основ-

ний

період

Промі-

жок між пусками

блоків

Проекту-вання

Підготов-чий

період

Основний період

(для 1-го блоку)

420

16

6

25

5

3

28

69

За даними таблиці 1.6 будується графік будівництва, що наведений на рисунку 1.2.

1.4.1 Розподіл капіталовкладень у будівництво ТЕЦ за роками розрахункового періоду

Основні формули і сам розрахунок капіталовкладень у ТЕЦ наведені в пункті 1.2.3. Для розрахунку грошових потоків необхідно загальні капіталовкладення визначити за допомогою капіталовкладень по блоках за формулою:

''''''

[](1),

ТЕЦБЛВКВКблБЛВКВК

ККnКnKnК

éù

=+×+-×+×

êú

ëû

або КТЕЦ=КIБЛ+ КIIБЛ + КIІIБЛ (1.45)

де КIБЛ , КIIБЛ, КIIIБЛ – капіталовкладення відповідно в I-ий, II-ий, III-ій блоки, млн. у.о.

КТЕЦ=376,2 млн у.о.,

I-ий блок

КБЛ I=126 млн у.о.,

IІ-ий блок

КБЛ ІІ=99,3 млн у.о.,

IІІ-ий блок

КБЛ ІІІ=69,7 млн у.о.,

VI-й блок

КБЛ VI=48,99 млн у.о.,

V-й блок

КБЛ V=32,01 млн у.о.,

1.4.2 Розрахунок доходів

1.4.2.1. Розрахунок доходів від відпуску електроенергії

Дw=∙Wвідп , (1.46)

де – тариф на електроенергію, у.о./(кВт∙год),

(=0,12 у.о./(кВт∙год)),

Wвідп – річний відпуск електроенергії в мережу, млн.кВт∙год

Дw=0,12∙2026,1219=243,13 млн у.о./рік,

Доходи від відпуску електроенергії з кожного блоку:

ДwБЛ= Дw/nбл= 243,13/5= 48,62 млн у.о./рік. (1.47)

1.4.2.2 Розрахунок доходів від відпуску тепла

ДQ=∙Qвідп , (1.48)

– тариф на тепло, у.о./(ГДж), (

Q

тар

C

=0,15 у.о./(ГДж)),

Qвідп – відпуск тепла від ТЕЦ, тис. ГДж;

ДQ=15∙41,43=621,45 млн у.о./рік,

Доходи від відпуску тепла з кожного блоку:

ДQБЛ= ДQ/nбл= 621,45/5 =124,29 млн у.о./рік. (1.49)

Разом доходи від відпуску електроенергії і тепла:

ДΣ= Дw+ ДQ= 243,13+621,45 = 864,58 млн у.о./рік. (1.50)

1.4.3 Амортизаційні витрати

Амортизаційні відрахування розраховують для років будівництва пропорційно освоєним основним фондам і кількості місяців роботи кожного агрегату (енергоблоку) у даному році після пуску. Для наступних років ці відрахування дорівнюють повній сумі амортизації від агрегатів (енергоблоків), введених в експлуатацію за попередні роки, що була порахована раніше в п. 1.2.7.

Ва=71,095 млн у.о./рік.

(1.51)

1.4.4 Розрахунок річних витрат

До цього пункту належать такі основні витрат: загальні витрати палива на ТЕЦ ( наведені в пункті 1.2.9), заробітна плата персоналу ( пункт 1.2.6) та загальностанційні витрати (пункт 1.2.8).

Сумарні річні витрати (без амортизаційних відрахувань):

57,8624+ 0,9233,84799,174

пзпін

ВВВВ

S

=++=+=

млн у.о./рік.

Сумарні експлуатаційні витрати на кожний блок станції:

99,174

19,8348

5

БЛ

бл

В

В

n

S

===

млн у.о./рік.млн у.о./рік.

(1.53)

Етапи проектування та будівництва ТЕЦ-370 МВт зображені на рисунку 1.2:

Далі в табличній формі приводимо розрахунки капіталовкладень для кожного року будівництва (таблиця 1.7); доходів, експлуатаційних витрат та амортизаційних відрахувань (таблиця 1.8).

Розрахунок капіталовкладень по роках зведений в таблиці 1.7.

Таблиця 1.7 – Розрахунок капіталовкладень по роках.


Період будівництва

Разом за рік

Проектування

Підготовчий період

Осн. Період (до пуску 1-го бл.)

Буд. блоків

Тривалсть, міс.

23

7

28

10

Поч. періоду

0

1р. 11міс

2р. 6міс

4р. 5міс

Кін. періоду

1р. 11міс

2р. 6міс

4р. 0міс

5р. 3міс

Капіталовклад. Млн. y.o.

8,4375

83,353

204,567

183,743

480,1

Освоєння капіталовкладень за роки

1-й

2,836956522

2,837

2-й

2,600543478

7,7678571

10,368

3-й

46,607143

33,79018

81,197

4-й

67,58036

67,580

5-й

56,31696

110,6

166,917

6-й

47,4

47,400

Розрахунок річних витрат, амортизаційних відрахувань та доходів від реалізації продукції зведений в таблиці 1.8.

Таблиця 1.8 – Розрахунок річних витрат, амортизаційних відрахувань та доходів від реалізації продукції.


Разом за рік

Річні витрати у 5-му році

26.639

6-му

271.209

7-му

298.661

Аморт. відрах. за повний рік роботи

71,095

5-му

10.171

6-му

85.574

7-му

67.757

Доходи у 5-му році

46.541

6-му

432.876

7-му

531.168

(

)

,36

відп

w

w

w

вирвп

B10667.418810

b0.308952

кг/кВтгод.

WW2294133.7348

××

===×

--

Вплив зміни капіталовкладень на грошові потоки і критерії ефективності зображений на рисунку 1.3.

Рисунок 1.3 – Вплив зміни капіталовкладень на грошові потоки і критерії ефективності.

Вплив зміни доходів на грошові потоки і критерії ефективності зображений на рисунку 1.4.

Рисунок 1.4 – Вплив зміни доходів на грошові потоки і критерії ефективності.

Вплив зміни відсотків за кредит зображений на рисунку 1.5.

Рисунок 1.5 – Вплив зміни відсотків за кредит.

Вплив зміни нормативу дисконтування на грошові потоки і критерії ефективності зображений на рисунку 1.6.

Рисунок 1.6 – Вплив зміни нормативу дисконтування на грошові потоки і критерії ефективності.

Вплив зміни темпу інфляції на грошові потоки і критерії ефективності зображений на рисунку 1.7.

Рисунок 1.7 – Вплив зміни темпу інфляції на грошові потоки і критерії ефективності.

1.5 Висновок по економіко-організаційній частині

Висновок: проект будівництва опалювальної ТЕЦ потужністю 350 МВт в місті Чернівці дає позитивний економічний ефект з інтегральним дисконтованим чистим прибутком за весь розрахунковий період. Період повернення капіталу складає 11 років при внутрішній нормі рентабельності е = 0,245.

Далі, аналізуючи впливи різних факторів на грошові потоки та критерії ефективності можна прогнозувати запаси сталості.

Зокрема, при зменшенні доходів на 10%, проект ще є ефективним, але подальше зниження доходів призводить до від'ємного інтегрального дисконтованого чистого прибутку.

Збільшення річних експлуатаційних витрат на 10% показує, що проект ще буде ефективним, але їх подальше збільшення вже не дає позитивного

результату – спостерігається від’ємний інтегральний дисконтованний чистий прибуток.

Зміна, як капіталовкладень, так і нормативу дисконтування в заданих діапазоріах, показує, що впровадження даного проекту дає позитивний економічний ефект.

2 ТЕПЛОМЕХАНІЧНА ЧАСТИНА

2.1 Загальна характеристика ТЕЦ

Теплова станція проектується в районі міста Чернівці. Станція повинна забезпечити покриття навантаження по гарячій воді

max

1000

Q

=

МВт. Частка гарячого водопостачання становить -

18

гвс

g

=

%, вентиляції -

9

в

g

=

%. Кількість годин використання встановленої потужності

5850

уст

T

=

год/рік. Паливо - природний газ. Майданчик для ТЕЦ обирається у відповідності з наступними вимогами:

- близькість до споживачів;

- близькість до місця доставки палива;

- близькість до джерел водопостачання.

Район будівництва ТЕЦ – Чернівці.

На станції приймаємо прямоточну систему технічного водопостачання з рікою Прут.

Для покриття навантажень у гарячій воді вибираємо три турбіни типу Т-175/210-130 із номінальним опалювальним відбором 263 МВт, максимальною витратою пари 420 т/год. Тоді коефицієнт теплофікації буде:

αтец = = 0,628(для даного типу турбін він може досягати значень до 0,65).

В даному варіанті всі турбіни споживають 2 760 = 1520 т/год пари. Щоб забезпечити їх цією кількістю пари, необхідно взяти 4 котлів з паропродуктивністю по 420 т/год кожний. Тоді генерація пари котлами буде становити 4 × 420 = 1680 т/год.

Для покриття пікової частини навантаження у гарячій воді використовуються пікові водонагрівальні котли. Доля пікового навантаження становить:

Qпік = Qmax -

Qпік = 1000 – 2 × 314 = 372 МВт

Для забезпечення такого навантаження необхідно встановити 2 котли типу КВГМ-180 потужністю 209 МВт кожний: 2·209=418 МВт

Кліматичні умови району:

· частка гарячого водопостачання: 18 %;

· розрахункова температура для проектування опалення: -20 (С;

· розрахункова температура для вентиляції: -9 (С;

· середня температура опалювального періоду: -1.4 (С;

· тривалість опалювального періоду: 4152 год/рік.

Основне паливо енергетичних котлів – природний газ, резервне - мазут марки М-100 нафтопереробного підприємства ВАТ «Нафтохімік Прикарпаття» (м. Надвірна, Івано-Франківсьа область). Водогрійні котли працюють на газі.

2.2 Основне обладнання

Вибір типу турбіни визначається характером теплового навантаження. Так, як ТЕЦ, що встановлюється – опалювальна, немає необхідності в встановленні турбіни типу Р.

В даному проекті на станції встановлюються:

1)дві турбіни ПО ТМЗ Т-175/210-130 з двома опалювальними відборами;

2)чотири енергетичні котли БКЗ-420-140 виробничого об'єднання “Барнаульский Котельный Завод”

3)два котли КГВМ-180 розроблені Барнаульським котельним заводом

2.2.1 Турбоагрегати

2.2.1.1 Турбоагрегат Т-175/210-130

Турбіна типу Т-175/210-130 призначена для комбінованого виробітку теплової та електричної енергії та слугує приводом генератора типу типа ТГВ-200М завод “Електросила”. Номінальним режимом роботи турбіни є робота в теплофікаційному режимі при номінальних значеннях теплового та електричного навантаження та параметрів свіжої пари та при повністю ввімкненій системі регенерації.

Парова турбіна типу Т-175/210-130 має два опалювальних відбори пари для підігріву мережної води. Турбіна розрахована на роботу на зверхвисоких параметрах пари: Р = 13 МПа, t = 555 оC.

Живильна вода підігрівається в семи регенеративних підігрівачах та деаераторі з абсолютним тиском 0,7 МПа. Турбіна виконана одновальною, трьохциліндровою.

В залежності від режимів експлуатації може працювати в режимах:

- з двома опалювальними відборами для ступеневого підігріву мережної води, автоматичним підтриманням мінімальної витрати пари в конденсаторі та з використанням тепла цієї пари;

- з двома опалювальними відборами пари для ступеневого підігріву мережної води та з вільним відпуском пари в конденсатор;

- в конденсатному режимі з вимкненими відборами. Перехід із одного режиму в інший виконується без зупинки турбіни.

Максимальна електрична потужність 210 МВт досягається при роботі на конденсаційному режимі. Розрахункові витрати охолоджувальної води на конденсаційному режимі – 24800 м3/год при температурі 20 0С. По мірі набирання теплового навантаження електрична потужність турбіни зменшується до номінальної. Максимальна температура підігріву мережної води складає 110°С при витратах пари на турбіну 760 т/год.

Турбіна має п’ять нерегульованих та два регульованих відбори пари, призначених для:

- підігріву конденсату і живильної води в ПВТ і ПНТ;

- підігріву живильної води в деаераторі;

- підігріву мережної води в мережних підігрівачах;

- та на власні потреби (калорифери котла, РУ та інші).

Межі регулювання тиску в регульованих відборах:

- верхній відбір................................................0,059-0,294 МПа;

- нижній відбір..................................................0,049-0,196 МПа.

При роботі двох теплофікаційних відборів, регульований тиск підтримується в верхньому опалювальному відборі; при роботі одного нижнього відбору, регульований тиск підтримується в нижньому. Робота з одним верхнім опалювальним відбором не допускається.

Турбіна розрахована на роботу при частоті електричної мережі 50 Гц, що відповідає частоті обертання ротора 3000 хв-1. Робота при частоті мережі більше 50,5 Гц та нижче 49,5 Гц не допускається.

Таблиця 2.1 - Основні технічні характеристики турбіни при номінальному режимі

Величина

Розмірність

Значення

Номінальна електрична потужність

МВт

175

Максимальна електрична потужність

МВт

210

Кількість циліндрів

шт.

3

Кількість відборів, в тому числі:

шт.

7

- нерегульованих

шт.

5

- регульованих

шт.

2

Продовження таблиці 2.1 - Основні технічні характеристики турбіни при номінальному режимі

Частота обертання ротора

хв.-1

3000

Тиск свіжої пари перед стопорним клапаном

МПа

12,75

Температура свіжої пари

0С

555

Витрата пари:

- максимальна

т/год

760

- номінальна

т/год

745

Температура живильної води

0С

232

Тиск в конденсаторі при номінальному навантаженні

кПа

4,9

Витрати охолоджуючої води

т/год

24800

Температура охолоджуючої води

0С

20

Теплове навантаження:

- номінальне

МВт

314

Максимальна температура мережної води

0С

118

Максимальний тиск мережної води

МПа

0,8

,

відпq33

qqw

вп

ВBbW10620.37670.308952134.128110

661.8159


--

=+××=+××=

=

Рис. 2.1 – Парова турбіна Т-175/210-130.

2.2.2 Котлоагрегати

2.2.2.1 Паровий котел БКЗ-420-140 ПТ-2

Котельний агрегат Е-420-560КЖ призначений для виробітку перегрітої пари на теплових електростанціях з теплофікаційними турбінами при спалюванні дон�

Documents

1 · Web view2.6.3 Хімічна водопідготовка 2.6.3.1 Організація водно-хімічного режиму електростанції У циклах