Экономика блока 300 мвт

kursovoy_kmit.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ МОЛОДЁЖИ И СПОРТА УКРАИНЫ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ВЫСШЕЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ
ДОНЕЦКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра «Промышленная теплоэнергетика»
по курсу: «Проектирование монтаж и эксплуатация ТЭС»
на тему: «Выбор схемы энергоснабжения промышленного предприятия»
Страниц - 40 рисунков - 8 таблиц - 8 источников - 3.
Объект исследования - источник тепловой и электрической энергии для предприятия.
Цель исследования - определить какой схеме энергоснабжения отдать предпочтение на основе технико – экономического расчета.
Методы исследования - расчет и построение графиков электрических и тепловых нагрузок определение оптимальных режимов работы выбор основного оборудования расчет экономических показателей.
В курсовой работе был произведен выбор основного оборудования и рассчитаны основные показатели экономичности работы ТЭС с данным оборудованием
ГОДОВОЙ ГРАФИК ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ ГОДОВОЙ ГРАФИК ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ СХЕМА ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ СЕБЕСТОИМОСТЬ ЭНЕРГИИ
по курсу: «Проектирование и эксплуатация теплотехнического оборудования ТЭС»
Студент Кмить Мирослав Николаевич группа ТЭС – 14с
Срок выполнения с 1.10.14 по 30.12.14
Руководитель работы Попов Анатолий Леонидович
Задание: обосновать схему электроснабжения и рассчитать технико-экономические показатели для промышленного предприятия
Мощность (электрическая нагрузка) N МВт – 90
Тепловая нагрузка Q МВт – 520
Давление в отборе Pотб МПа – 023
Низшая теплота сгорания топлива МДжкг – 302
Расчёт годовых показателей6
1 Расчёт годового графика электрических нагрузок6
2 Расчёт годового графика тепловых нагрузок7
3 Расчёт годового потребления электроэнергии9
4 Расчёт годового потребления тепловой энергии10
5 Расчёт коэффициента структуры энергопотребления10
6 Построение графика коэффициента структуры энергопотребления11
7 Определение предельного значения коэффициента структуры12
Выбор схемы энергоснабжения14
Определение начальных параметров16
Выбор основного оборудования электростанции18
1 Выбор паровой турбины18
2 Определение теплофикационного коэффициента19
3 Выбор парогенератора20
Определение режимов работы ТЭЦ и их анализ21
1 Построение совместных графиков электрических нагрузок21
2 Построение совместных графиков тепловых нагрузок22
3 Анализ совместных графиков электрических и тепловых нагрузок24
Технико-экономические показатели25
1 Определение характеристик тепловой электростанции25
2 Определение экономии топлива при энергоснабжении от ТЭЦ27
3 Распределение топлива на ТЭЦ28
4 Показатели работы ТЭЦ на теплофикационном режиме29
5 Определение себестоимости энергии отпускаемой ТЭЦ30
Крупные промышленные предприятия являются значительными потребителями различных видов энергии в первую очередь электрической и тепловой а например металлургические заводы – и очень больших количеств сжатого воздуха. Такие предприятия могут получать каждый из потребляемых видов энергии раздельно от самостоятельных источников например электрическую энергию от государственной районной электростанции (ГРЭС) а тепловую – от котельных.
Вместе с тем возможно получение электрической и тепловой энергии а в отдельных случаях и сжатого воздуха от единого источника – собственной теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) предприятия.
Какой схеме энергоснабжения отдать предпочтение в отдельном конкретном случае можно решить лишь на основе данного технико-экономического расчёта.
РАСЧЁТ ГОДОВЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
1 Расчёт годового графика электрических нагрузок
Величина годовых электрических нагрузок рассчитывается согласно заданному уравнению:
где N0 – фиксированное (начальное) значение электрической нагрузки МВт;
А и В – постоянные коэффициенты согласно заданию;
t – текущая координата времени ч (значение t принимается равным 0 – 8760 часов с шагом 365 ч)
Результаты расчётов представлены в таблице 1.1
Таблица 1.1 – Результаты расчёта годовых электрических нагрузок
Продолжение таблицы 1.1
По данным таблицы 1.1 строим график N=f(t) в координатах N t. График представлен на рисунке 1.1
Рисунок 1.1 – График годовых электрических нагрузок
2 Расчёт годового графика тепловых нагрузок
Значения годовых тепловых нагрузок рассчитывается по заданному уравнению:
где Q0 – фиксированное (начальное) значение тепловой нагрузки МВт;
C и D – постоянные коэффициенты согласно заданию;
Результаты расчётов представлены в таблице 1.2
Таблица 1.2 – Результаты расчёта годовых тепловых нагрузок
По данным таблицы 1.2 строим график Q=f(t) в координатах Q t. График представлен на рисунке 1.2
Рисунок 1.2 – График годовых тепловых нагрузок
3 Расчёт годового потребления электроэнергии
Значение средней в течение года электрической нагрузки вычисляется по формуле:
Годовая выработка (потребление) электроэнергии вычисляется по формуле:
4 Расчёт годового потребления тепловой энергии
Значение средней в течение года тепловой нагрузки вычисляется по формуле:
Годовая выработка (потребность) тепловой энергии вычисляется по формуле:
5 Расчёт коэффициента структуры энергопотребления
Коэффициент структуры энергопотребления рассчитан для всех значений N и Q по следующей формуле:
Результаты расчёта представлены в таблице 1.3
Таблица 1.3 – Результаты расчёта коэффициента структуры энергопотребления
Продолжение таблицы 1.3
6 Построение графика коэффициента структуры энергопотребления
В координатах мощность-время был построен график коэффициента структуры энергопотребления =f(t). Этот график представлен на рисунке 1.3
Рисунок 1.3 – График коэффициента структуры энергопотребления
Величину среднего значения коэффициента структуры энергопотребления вычисляем на основе данных таблицы как среднеарифметическую:
где i – среднее значение коэффициента для i-го интервала времени число разбиений временного интервала от 0 до 8760 часов
7 Определение предельного значения коэффициента структуры
Для анализа работы электростанции необходимо знать величину предельного коэффициента структуры энергопотребления которую можно определить из уравнения:
где - коэффициент использования тепла в парогенераторах котельных ;
- коэффициент использования топлива в парогенераторах на ТЭЦ ;
- КПД ТЭЦ на конденсационном режиме ;
- КПД ТЭЦ на теплофикационном режиме ;
- теплофикационный коэффициент ;
- доля теплофикационного теплоснабжения
Принимаем =03; =07; =04; =04; =06
ВЫБОР СХЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
Существует две схемы энергоснабжения: раздельная и комбинированная. В данном случае схема – комбинированная так как ср пр
Рисунок 2.1 – Принципиальная схема ТЭЦ
Схема ТЭЦ включает парогенератор (котел с пароперегревателем) паровую турбину состоящую из двух частей: части низкого и части высокого давления конденсатор (К) конденсатный (КН) и питательный (ПН) насосы регенеративные подогреватели низкого (ПНД) и высокого (ПВД) давления редукционно-охладительную установку (РОУ) электрический генератор (Г) и тепловой потребитель (ТП).
Работу ТЭЦ можно описать следующим образом: подготовленная подогретая вода в парогенераторе ПГ превращается в сухой перегретый пар который поступает в первую ступень паровой турбины ТУ вызывая ее вращение. Часть пара отбирается из первой ступени турбины и направляется в регенеративный подогреватель высокого давления ПВД (для подогрева питательной воды парогенератора) а часть пара идет на подогрев деаэратора Д. В конце первой ступени турбины предусмотрен отбор пара на тепловой потребитель. В середине второй ступени паровой турбины происходит последний отбор на регенеративный подогреватель низкого давления ПНД который греет конденсат. Вращение турбины вызывает вращение трехфазного электрогенератора который вырабатывает электроэнергию.
На случай аварии на паровой турбине ТУ для сохранения возможности снабжения потребителей тепловой энергией предусмотрена редукционно-охладительная установка РОУ которая в случае необходимости охлаждает сухой насыщенный пар до нужных потребителю параметров.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ
Определение начальных параметров выполняем для заданного значения параметра пара (давления) в отборе турбины используемого для теплоснабжения. Предварительно считаем что в отбор идёт сухой насыщенный пар а от теплового потребителя в схему поступает кипящий конденсат.
По таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара определяем энтальпии сухого насыщенного пара и кипящей воды .
По таблицам при Pотб = 023 МПа находим = 26995 кДжкг = 48322 кДжкг.
Из уравнения находим энтальпию свежего пара на входе в турбину h1:
Затем вычисляем значение энтальпии пара в конце адиабатного расширения h2 по формуле:
где - относительный внутренний КПД турбины = 078
По значениям Pотб и h2 на h-S диаграмме водяного пара находят значение энтропии S2. Так как теоретический процесс расширения пара в турбине изоэнтропный то есть S2=S1. Так как S2=S1 и h1 известны определяют начальные параметры P1 и t1 (рисунок 3.1).
Рисунок 3.1 – Схема определения предварительных начальных параметров пара на входе в турбину на h-S диаграмме водяного пара
-2 – рабочий процесс расширения пара
-2’ – теоретический процесс расширения пара в турбине
По h-S диаграмме определили начальные параметры пара на входе в турбину P1 = 266 МПа t1=655 оС.
Так как техника еще не достигла уровня начальных параметров пара полученных ранее выбираем турбину из имеющегося ассортимента и по подходящей электрической нагрузке.
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
1 Выбор паровой турбины
При выборе числа турбин необходимо поступить таким образом чтобы число их было переменным во времени т.е. их суммарная мощность в каждый данный момент соответствовала требуемой. Однако в таком случае потребовалось бы бесконечно много турбин малой мощности что нереально. С другой стороны неэкономично и нетехнологично принять одну турбину с тем чтобы её мощность равнялась максимальной нагрузке так как большую часть времени она будет недогружена что недопустимо с точки зрения её эксплуатации.
Паровая турбина должна работать в номинальном режиме (или близком к нему). При выборе турбины учитываем что избыточная мощность будет передаваться в энергетическую систему страны при явном завышении мощности против потребной. Поэтому при выборе мощности турбины поступим таким образом чтобы турбин было несколько а их суммарная мощность «ступеньками» покрывала график электрических нагрузок и соблюдались два непременных условия:
мощность одной турбины должна быть не менее минимальной электрической нагрузки т.е. Nпт ≥ Nmin
суммарная мощность паровых турбин должна обеспечить максимальную электрическую нагрузку т.е. Nпт ≥ Nmax
Поскольку Nmin = 305922 МВт Nmax= 489 МВт
Устанавливаем 6 турбин Т-100130 (5 рабочих турбин и 1 резервная) с учётом коэффициента запаса мощности в случае выхода из строя одной или нескольких турбин. Коэффициент запаса – 123. Данная турбина имеет следующие номинальные параметры.
завод изготовитель – УТМЗ
номинальная мощность – 100 МВт
частота вращения – n = 3000 обмин
давление перегретого (острого) пара – P1 = 1275 МПа
температура перегретого пара перед турбиной – t1 = 535 оС
давление регулируемого отбора – Pотб = 018 МПа
величина теплофикационного отбора – Дотб = 1188 тч
давление отработанного пара – Pк = 50 кПа
расход пара на турбину при номинальном расходе в отборе – Дmax = 460 тч
2 Определение теплофикационного коэффициента
Для начальных параметров пара выбранной турбины P1 и t1 по h-S диаграмме воды и водяного пара находим значение h1:
Зная h1 и заданное значение Pотб по h-S диаграмме воды и водяного пара определяем энтальпию теоретического процесса расширения отборного пара h2т (рисунок 4.1)
Рисунок 4.1 – Схема определения параметров реальной турбины на h-S диаграмме водяного пара
Определяем истинное значение энтальпии пара в отборе по формуле:
Теплофикационный коэффициент вычисляем по формуле:
где - энтальпия конденсата определённого ранее по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара.
3 Выбор парогенератора
После выбора технологической структуры электростанции выбираем парогенератор. На основе параметров турбины (P1 = 1275 МПа t1 = 535 оС Dmax=460 тч) с учётом вида топлива (каменный уголь) выбираем 4 котла ТП-100 (ЕП-140-640-Ж) со следующими параметрами:
заводская маркировка – ЕП-140-640-Ж
паропроизводительность – 640 тч
давление пара на выходе – 1373 МПа
температура пара на выходе – 570 оС
КПД парогенератора – 92 %
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЭЦ И ИХ АНАЛИЗ
1 Построение совместных графиков электрических нагрузок
Совместные графики состоят из графика N = f(t) – электрическая нагрузка то есть заказ потребителя и Nт = f(t) – возможная выработка электроэнергии на тепловой станции в теплофикационном режиме.
Построение графика Nт = f(t) начинаем с нахождения значений Nт для всё тех же точек что и при построении графика N = f(t). Значение Nт определяется из уравнения:
где – теплофикационный коэффициент
Расчёты сведены в таблицу 5.1
Таблица 5.1 – Результаты расчёта совместных электрических нагрузок
Продолжение таблицы 5.1
Совместные графики – это графики построенные в одной сетке координат. Графики N = f(t) и Nт = f(t) симметричны и пересекаются в точках t = 1400 и t = 7360 часов.
График совместных электрических нагрузок представлен на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 – График совместных электрических нагрузок
2 Построение совместных графиков тепловых нагрузок
Следует различать нагрузку как заказ предприятия – это потребление требуемое и определяемое технологией производства и нагрузку как возможность отпуск. В первом случае это Q во втором Qт то есть мощность которую можно отобрать из турбины при выполнении заказа на выработку электрической энергии. Значение Qт определяется из уравнения:
Расчёты сведены в таблицу 5.2
Таблица 5.2 – Результаты расчёта совместных тепловых нагрузок
Графики Q = f(t) и Qт = f(t) симметричны и пересекаются в точках t = 1400 и t = 7360 часов.
График совместных тепловых нагрузок расположен на рисунке 5.2
Рисунок 5.2 – График совместных тепловых нагрузок
3 Анализ совместных графиков электрических и тепловых нагрузок
При сопоставлении графиков видим что точки пересечения графиков N = f(t) с Nт = f(t) и Q = f(t) с Qт = f(t) совпадают. Это не случайно так как выработка электрической и тепловой энергии осуществляется в одном и том же энергоблоке и эти графики характеризуют работу одного агрегата. В точках пересечения графиков величины потребления энергии и выработки совпадают.
Из графиков видно что режимы работы ТЭЦ различны в течении года
а) выработка электроэнергии на теплофикационном режиме (при t от 0 до 1400 и при t от 7360 до 8760);
б) выработка электроэнергии на конденсационном и теплофикационном режимах (при t от 1400 до 7360)
в) теплоснабжение из отборов турбин (при t от 1400 до 7360)
г) режим теплоснабжения из отборов турбин и через РОУ (при t от 0 до 1400 и при t от 7360 до 8760)
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
1 Определение характеристик тепловой электростанции
Среднегодовые характеристики ТЭЦ определяются по графикам тепловых и электрических нагрузок. Годовая выработка электроэнергии вычисляется следующим образом:
Годовая выработка электроэнергии на теплофикационном и конденсационном режимах вычисляется по формуле:
где - соответствует =4380ч.
Годовая выработка электроэнергии на конденсационном режиме вычисляется по формуле:
Годовой выпуск тепла вычисляется следующим образом:
Годовой отпуск тепла из отбора турбины (на теплофикационном режиме определяется аналогично годовой выработке электроэнергии) по формуле:
Годовой отпуск тепла через РОУ вычисляется по формуле:
Доля выработки электрической энергии на теплофикационном и конденсационном режимах составит:
Доля теплоснабжения при этих же режимах будет вычисляться по формуле:
Теплофикационный коэффициент по выработке электрической и тепловой энергии вычисляется по формуле:
2 Определение экономии топлива при энергоснабжении от ТЭЦ
Расход топлива при раздельной выработке электрической и тепловой энергий вычисляется по формуле:
где - низшая теплота сгорания топлива МДжкг
Расход топлива на ТЭЦ вычисляется по следующей зависимости:
Годовая экономия топлива вычисляется по формуле:
Относительная экономия топлива определяется по формуле %:
3 Распределение топлива на ТЭЦ
Расход топлива на теплоснабжение определяется по формуле:
Расход топлива на выработку электроэнергии вычисляется по формуле:
Удельный расход топлива на теплоснабжение вычисляется по формуле:
Удельный расход топлива на выработку электроэнергии вычисляется по формуле:
4 Показатели работы ТЭЦ на теплофикационном режиме
Число часов использования установленной электрической мощности вычисляется по формуле:
где - количество агрегатов.
Число часов использования установленной тепловой мощности вычисляется по формуле:
где - максимальная тепловая нагрузка.
Удельный расход топлива на отпуск тепла определяется следующей зависимостью:
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии определяется следующей зависимостью:
5 Определение себестоимости энергии отпускаемой ТЭЦ
Стоимость топлива определяют по формуле:
где - цена условного топлива грнкг;
- низшая теплота сгорания условного топлива.
Топливная составляющая себестоимости по электрической энергии определяется по формуле:
Топливная составляющая по теплу определяется по формуле:
Амортизационная составляющая себестоимости по электроэнергии определяется по формуле:
где - коэффициент амортизационных отчислений на капитальный ремонт и восстановление затраты на оборудование = 012;
- стоимость оборудования ТЭЦ по производству электроэнергии определяется по формуле
- стоимость 1 кВт установленной мощности для ТЭЦ
Амортизационная составляющая себестоимости по тепловой энергии определяется по формуле
где - стоимость оборудования ТЭЦ по производству тепла
- стоимость установленной тепловой мощности для ТЭЦ
Составляющая себестоимости учитывающая затраты на текущий ремонт и материалы вычисляется по формуле:
где aам вычисляется по формуле:
Составляющая себестоимости учитывающая затраты на заработную плату вычисляется по формуле:
где - годовые затраты на заработную плату:
где - основная заработная плата эксплуатационного персонала с начислением на социальное страхование
где Ф - среднегодовая заработная плата одного рабочего
- количество эксплуатационного персонала;
где - штатный коэффициент
- коэффициент учитывающий расходы на профподготовку на премию и т.д. .
Для определения затрат на заработную плату принимаем:
- штат общих цехов 60% ;
- штат по выработке электроэнергии 35% ;
- штат по отпуску тепла 5%.
Тогда затраты по заработной плате составят на выработку электрической энергии:
на выработку тепловой энергии:
Составляющая себестоимости учитывающая общие станционные затраты включает:
содержание административного аппарата;
налоги сборы а также административно-хозяйственные работы благоустройство транспорт охрану.
Общестанционные затраты определяются по формуле:
Общестанционные затраты распределяются между производством электрической и тепловой энергии пропорционально прямым затратам:
где - прямые затраты связанные с отпуском тепла;
где - прямые затраты связанные с выработкой электроэнергии;
Составляющая себестоимости тепла учитывает также общестанционные расходы определяемые по формуле:
Себестоимость электроэнергии вычисляется следующим образом:
Себестоимость тепловой энергии вычисляется по формуле:
Данные расчета обобщаются в сводных таблицах технико-экономических показателей (таблицы 6.1 – 6.3).
Таблица 6.1- Сводная таблица составляющих себестоимости производства электроэнергии
Годовые затраты тыс.грн
Общестанционные расходы
Таблица 6.2 - Сводная таблица составляющих себестоимостей производства тепловой энергии
Таблица 6.3 - Сводная таблица технико-экономических показателей
Условное обозначение
Годовая выработка электроэнергии
На теплофикационном режиме
На конденсационном режиме
Годовой отпуск тепла
В том числе из отборов турбины
Доля теплоснабжения на теплофикационном режиме
Доля электроснабжения на теплофикационном режиме
Теплофикационный коэффициент
Годовая экономия топлива
Относительная экономия
Себестоимость электроэнергии
Себестоимость тепловой энергии
В данной курсовой работе был произведен расчет и построение графиков годовых электрических и тепловых нагрузок. На базе полученных графиков был произведен выбор схемы энергоснабжения определение начальных параметров а так же выбор основного оборудования электростанции: шесть турбин Т-100130 и четыре паровых котла ТП-100 определение режимов работы ТЭЦ и их анализ. Так же был произведен технико-экономический расчет показателей работы станции где обосновывается выгодность применения комбинированной выработки тепла и электроэнергии по сравнению с раздельной. Произведен расчет себестоимости электрической и тепловой энергии по составляющим.
Методические указания к выполнению расчетной работы по дисциплине "Проектирование монтаж и эксплуатация ТЭС" для студентов специальностей 7.090510 заочной формы обучения. Сост. С. М. Сафьянц А. Л. Попов Е. К. Сафонова Д. Л. Безбородов. Донецк: ДонНТУ 2004 - 36 с.
Ривкин С.А. Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия I960. - 402с.
Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции – М.: Энергия 1987 – 328с