Проект ТЭЦ с разработкой инвариантных САР

РЕФЕРАТ Проект ТЭЦ с разработкой инвариантных САР Объектом строительства является Минская ТЭЦ Целью проекта является изучение всех аспектов строительства станции: экономическое обоснование реконструкции электростанции, выбор основного и вспомогательного оборудования тепловой и электрической частей станции, вопросы охраны труда и охраны окружающей среды, выбор топливного хозяйства и системы технического водоснабжения, выбор и обоснование водно-химического режима.

В процессе проектирования выполнены следующие разработки: применение на станции энергосберегающей технологии комбинированного производства электрической и тепловой энергии с оборудованием, соответствующим современному уровню энергетического машиностроения.

Элементами практической значимости полученных результатов являются экономия топлива в энергосистеме на обеспечение требуемых объемов производства тепловой и электрической энергии, соответствующее значительное снижение выбросов вредных веществ в атмосферу и оздоровление экологической обстановки в регионе.

Приведенный в дипломном проекте расчетно-аналитический материал объективно отражает состояние разрабатываемого объекта, все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.

СОДЕРЖАНИЕ Введение

1. Обоснование строительства электростанции и выбор основного оборудования

1.1 Величины тепловых нагрузок

1.2 Обоснование тепловых нагрузок

1.3 Выбор основного оборудования ТЭЦ

1.4 Выбор пиковых водогрейных котлов

1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии

1.6 Расчёт раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии

1.7 Выбор оптимального состава оборудования

1.8 Расчёт NPV

2. Расчет принципиальной тепловой схемы блока

2.1 Исходные данные

2.2 Cоставление сводной таблицы параметров пара и воды в основных элементах тепловой схемы

2.3 Баланс пара и воды

2.4 Тепловой расчет расширителя непрерывной продувки

2.5 Тепловой расчет сетевых подогревателей

2.6 Расчёт подогревателей высокого давления

2.7 Тепловой расчет атмосферного деаэратора

2.8 Тепловой расчет вакуумного деаэратора

2.9 Тепловой расчёт деаэратора питательной вод

2.10 Расчёт подогревателей низкого давления

2.11 Определение расхода пара на турбину

3. Укрупненный расчет теплогенерирующей установки

3.1 Исходные данные

3.2 Расчёт котлоагрегата при сжигании мазута

3.3 Расчёт котлоагрегата при сжигании газа

4. Выбор вспомогательного оборудования

5. Топливное хозяйство

5.1 Газавое хозяйство

5.2 Мазутное хозяйство

6. Система технического водоснабжения

7. Водно-химический комплекс ТЭЦ

7.1 Проект ВПУ ТЭЦ

7.2 Выбор и обоснование ВХР ТЭЦ

8. Электрическая часть

8.1 Описание электрической схемы станции

8.2 Расчёт токов короткого замыкания

8.3 Выбор электрических аппаратов

8.4 Описание конструкции ЗРУ-110 кВ

9. Автоматизированная система управления технологическим процессом ТЭС

9.1 Функции и основные подсистемы АСУ ТП

9.2 Автоматическое регулирование барабанного парогенератора

9.3 Автоматические защиты теплоэнергетических установок

9.4 Организация управления теплоэнергетическими установками на ТЭЦ

9.5 Технический, экономический, экологический и социальный эффект внедрения АСУ ТП ТЭС

9.5 Контроллер многоканальный микропроцессорный Ремиконт КР 3ОО/131

10. Охрана окружающей среды

10.1 Выбросы оксидов серы

10.2 Выбросы оксидов азота

10.3 Выбросы оксида ванадия

10.4 Выбросы оксида углерода

10.5 Расчет и выбор дымовой трубы

11. Охрана труда

11.1 Производственная санитария и техника безопасности

11.2 Пожарная безопасность

12. Компоновка главного корпуса

13. Генеральный план электростанции

14. Технико-экономические показатели

15. Спецвопрос.

Заключение

Список используемых источников ВВЕДЕНИЕ В настоящее время в большинстве промышленно развитых стран выработка электроэнергии в основном производится на электрических станциях с паротурбинными установками, работающими на органическом топливе. Рабочей средой на установках тепловых электростанций является вода.

В связи с повышением единичной мощности энергетических блоков и электрических станций, увеличением неравномерности графиков электрических нагрузок и усложнением режимов эксплуатации оборудования ТЭС, удорожанием органического топлива возрастает актуальность задач обеспечения экономичной, надежной и маневренной работы электрических станций.

Одновременно предусматривается дальнейшее развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения потребителей за счет ликвидации мелких низкоэкономичных котельных, использующих дефицитные виды топлива, что обеспечивает как экономию топлива, так и значительное высвобождение рабочей силы. Большое внимание необходимо уделять реконструкции электрических станций, демонтажу и модернизации морально устаревшего оборудования и повышению на этой основе его технико-экономической эффективности.

Развитие вычислительной техники позволяет применять на станциях различные автоматизированные системы, построенные на базе ЭВМ, что значительно упрощает обслуживание ТЭЦ, получение информации и управление технологическими процессами, хоть и требует повышения квалификации персонала. С помощью ЭВМ можно в значительной мере усилить контроль за текущим состоянием энергетического оборудования, и в результате чего своевременно выявлять неполадки и дефекты, что в конечном итоге ведет к уменьшению эксплуатационных затрат.

В данном дипломном проекте предлагается проект ТЭЦ для города Минска (1-я очередь), с оборудованием станции являются турбоагрегат ПТ-80/100−240 и парогенератор Е-500.

1. Обоснование строительства ТЭЦ

1.1 Величины тепловых нагрузок Номинальная тепловая нагрузка теплофикационных и технологических отборов для турбин составляет:

для ПТ-80/100−130- Qтфо=294 ГДж/час, Qтхо=777 ГДж/час;

Тепловая нагрузка для ТЭЦ в целом:

777 ГДж/час

294 ГДж/час Задаемся часовыми коэффициентами теплофикации =0,52; =0,86. Тогда расчетный отпуск тепла:

ГДж/час;

ГДж/час;

1.2 Обоснование тепловых нагрузок Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем тс=0,93. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:

— для отопления и вентиляции =11,3, =2500 час;

— для горячего водоснабжения =8,2, =3500 час.

час.

тогда число жителей определяем как:

жителей.

Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:

— отопление и вентиляция ГДж/год;

— горячее водоснабжение

ГДж/год.

Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ в расчетном году:

ГДж/год.

Максимальная часовая нагрузка:

ГДж/час ;

ГДж/час ;

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ:

ГДж/час.

1.3 Выбор основного оборудования ТЭЦ В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 1ПТ-80/100−130. За конкурирующий вариант строительства ТЭЦ принимаем ПТ-60−130

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:

ГДж/час.

Номинальная производительность ПВК для котла типа КВГМ-100−150: ГДж/час. Тогда количество ПВК:

;

т.е. принимаем к установке 1 котел.

1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии Рассмотрим и сравним два варианта состава основного оборудования ТЭЦ:

вариант IПТ-80/100−130;

вариант IIПТ-60−130.

Расчёт капиталовложений в ТЭЦ Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Капиталовложения в основное оборудование (вариант 1)

Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:

К_ТЭЦ=К₁^{ПТ-80/100+500 т/ч} +К^ПВК=81,94+2,89=84,83 млн $

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

млн.$/МВт.

Произведем аналогичный расчет для второго варианта. Состав основного оборудования ТЭЦ для второго варианта приведен в таблице.

Таблица 1.2

Состав основного оборудования (вариант 2)

Номинальный часовой отпуск тепла от турбин:

Q_ТФО^Т-60=210 ГДж/ч [6],

Часовой отпуск тепла от ТЭЦ:

Q_ТФ=Q_ТФО/_ТФ=210/0,52= 403,8 ГДж/ч.

Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем _тс=0,93. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:

— для отопления и вентиляции =11,3, =2500 час,

— для горячего водоснабжения =8,2, =3500 час.

2920 час, Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:

— отопление и вентиляция ГДж/год;

— горячее водоснабжение

ГДж/год.

Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ в расчетном году:

ГДж/год.

Максимальная часовая нагрузка:

ГДж/час ;

ГДж/час ;

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ:

ГДж/час.

Годовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ:

ГДж/год.

Часовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ:

ГДж/ч.

Необходимый отпуск теплоты от ПВК:

Qпвк=Qтф-Qтфо = 535,3−278,4 = 256,9 ГДж/ч.

n=Q^ПВК419= 256,9419 0,6 шт.

Ставим 1 ПВК КВГМ-100, капиталовложения показаны в таблице 1.3.

Таблица 1.3

Капиталовложения в основное оборудование (вариант 2)

Общие капиталовложения в ТЭЦ:

К_ТЭЦ=К₁^ПТ-60+ К₁^БКЗ-420+ К^ПВК=34+36,04+2,89=72,93 млн $

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

млн.$/МВт Определение годового расхода топлива на ТЭЦ Вариант I

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбои котлоагрегатов.

Qтгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо, Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT ,

где a — расходы теплоты на холостой ход, МВт;

c — потери в отборах, МВт;

T — число часов работы турбины в году, ч/год;

h — годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;

rк — относительный прирост для конденсационного потока;

r — уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;

Wтхо — удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;

Wтфо — удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.

Годовой отпуск электроэнергии на теплофикационной выработке (на тепловом потреблении) Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT =

= 0,3(185 5000) + 0,54(70 3000) — 11,6 6300=463 980 МВт ч.

Q_т=16,8 5000+1,98 100 4000 — 0,97 463 980+185 5000+70 3000=

1,97 10⁶ МВтч Удельный расход топлива на выработку тепла на котлоагрегате:

b_КА=0,034/(_KAТП)=0,034/(0,9440,99)=0,0364 т у. т./ГДж.

Отпуск тепла от котлов на турбины с учётом потерь в количестве 2%:

Q=Q_T 1,02= 1 600 000 1,02= 1 632 000 ГДж/год.

Годовой расход топлива на энергетические котлы:

В_КА=b_КА Q=0,3 641 632 000= 59 405 т у. т./год, Удельный расход топлива на выработку тепла на ПВК:

b_ПВК=0,034/(_ПВКТП)=0,034/(0,860,99)=0,040 т у.т./ГДж.

Годовой расход топлива на ПВК:

В_ПВК=Q^г_ТФ(1-^г_ТФ)b_ПВК=(1−0,89)0,040= 7264,3 т у.т./год.

Суммарный расход топлива на ТЭЦ:

В_ТЭЦ= В_КА +В_ПВК=59 405 + 7264,3 = 66 670 т у.т./год.

Вариант II

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбои котлоагрегатов.

Qтгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо, Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT,

где a — расходы теплоты на холостой ход, МВт;

c — потери в отборах, МВт;

T — число часов работы турбины в году, ч/год;

h — годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;

rк — относительный прирост для конденсационного потока;

r — уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;

Wтхо — удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;

Wтфо — удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.

Годовой отпуск электроэнергии на теплофикационной выработке (на тепловом потреблении) Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT =

= 0,3(85 5000) + 0,54(52 3000) — 11,6 5000=153 740 МВт ч.

Q_т=16,85 000+1,98 604 000−0,97 153 740+85 5000+52 3000=0,9910⁶

Удельный расход топлива на выработку тепла на котлоагрегате:

b_КА=0,034/(_KAТП)=0,034/(0,920,99)=0,037 т у. т./ГДж.

Отпуск тепла от котлов на турбины с учётом потерь в количестве 2%:

Q=Q_T1,02= 990 000 1,02= 1 009 800 ГДж/год.

Годовой расход топлива на энергетические котлы:

В_КА=b_КАQ=0,371 009 800= 37 363 т у. т./год, Удельный расход топлива на выработку тепла на ПВК:

b_ПВК=0,034/(_ПВКТП)=0,034/(0,860,99)=0,040 т у.т./ГДж.

Годовой расход топлива на ПВК:

В_ПВК=Q^г_ТФ(1-^г_ТФ)b_ПВК=(1−0,89)0,04=5195 т у.т./год.

Суммарный расход топлива на ТЭЦ:

В_ТЭЦ= В_КА +В_ПВК= 37 363 + 5195 = 42 558 т у.т./год Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ Вариант I

Постоянные издержки:

И_пост=1,3(1,2К_ТЭЦР_а/100+k_штN_ТЭЦз_сг),

где Р_а =3,6% - норма амортизации (табл.6 [6]),

з_сг=6500 $/год — среднегодовая заработная плата,

k_шт=0,6 чел./МВт — штатный коэффициент (табл.8 [6]),

И_пост=1,3(1,284,410⁶3,6/100+0,6 806 500) = 5 145 504 $/год.

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦЦ_{т у.т.}=66 670 185 = 12 333 950 $/год, где Ц_{т у.т.}=185 $/т у.т. — цена 1 тонны условного топлива.

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:

lтс=30 км; lлэп=30 км.

Удельные капиталовложения:

kтс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.

Kтс =4.106.30=120.106 $; Kлэп =0,56.106.30=16,8.106 $;

Издержки: Итс=0,075.Kтс;

Илэп=0,034.Kлэп.

Итс=0,075.120.106=9.106 $/год;

Илэп=0,034.16,8.106=0,57.106 $/год.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

З_ТЭЦ=Е_нК_ТЭЦ+И_пост+И_пер+Е_н(К_ТС+К_ЛЭП)+И_ТС+И_ЛЭП ,

где Е_н=0,12 — нормативный коэффициент.

З_ТЭЦ=0,1284,8310⁶+5,110⁶ +12,310⁶+0,12(120+16,8) 10⁶ + 910⁶ +

0,5710⁶ = 53,57 млн./год Вариант II

Постоянные издержки:

И_пост=1,3(1,2К_ТЭЦР_а/100+k_штN_ТЭЦз_сг),

где Р_а =3,6% - норма амортизации (табл.6 [6]),

з_сг=6500 $/год — среднегодовая заработная плата,

k_шт=0,6 чел./МВт — штатный коэффициент (табл.8 [6]),

И_пост=1,3(1,272,9310⁶3,6/100+0,6 606 500) = 4 399 949 $/год.

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦЦ_{т у.т.}= 42 558 185 = 7 873 230 $/год, где Ц_{т у.т.}=185 $/т у.т. — цена 1 тонны условного топлива.

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:

lтс=30 км; lлэп=30 км.

Удельные капиталовложения:

kтс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.

Kтс =4.106.30=120.106 $; Kлэп =0,56.106.30=16,8.106 $;

Издержки: Итс=0,075.Kтс;

Илэп=0,034.Kлэп.

Итс=0,075.120.106=9.106 $/год;

Илэп=0,034.16,8.106=0,57.106 $/год.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

З_ТЭЦ=Е_нК_ТЭЦ+И_пост+И_пер+Е_н(К_ТС+К_ЛЭП)+И_ТС+И_ЛЭП ,

где Е_н=0,12 — нормативный коэффициент.

З_ТЭЦ=0,1273,4410⁶+4,410⁶ + 15,6 10⁶ + 0,12 (120 + 16,8) 10⁶ + 9*

10⁶ +0,5710⁶=54,8 млн./год

1.6 Расчёт раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии Расчёт капиталовложений и годового расхода топлива на КЭС Выбираем блоки К-80−70+380 т/ч в количестве одной штуки на газомазутном топливе.

Капиталовложения в блоки головной — K₁ ^К-80=114 млн.,

последующие — K₂^К-80= 61 млн. .

Общая мощность блоков КЭС: N_КЭС=80 МВт.

Для данной мощности КЭС:

Р_а =4,8% - норма амортизации (табл.7 [6]),

з_сг=6500 $/год — заработная плата, среднегодовая,

k_шт=0,7 чел./МВт — штатный коэффициент (табл.9 [6]),

расход электроэнергии на собственные нужды ДЭсн=3% (табл.10 [6]).

Полные капиталовложения в КЭС:

K*кэс=K₁ ^К-80=114.106 $,

Постоянные издержки КЭС:

И*^КЭС _пост==1,3(1,211 410⁶

+0,7806,510³) = 9,1 млн./год, Число часов использования мощности КЭС h_КЭС=5000 ч/год.

Количество электроэнергии, вырабатываемой за год:

Э_К=N_КЭСh_КЭС=805 000=400000 МВтч/год, Отпуск электроэнергии от КЭС:

Экэс= Э_К (1-ДЭсн/100)=40 0000(1−3/100)=0,39 106 МВтч/год, Годовой расход теплоты на блок:

Qт=ah+rЭэк+r'(Э-Ээк),

где Э-Ээк=mЭ_К(Nном-Nэк)/Nном, где m=0,95 (принимаем) — коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины;

Nэк=60 МВт — экономическая мощность турбины;

Nном=80 МВт — номинальная мощность турбины;

r=2,17 — относительный прирост при N_ЭК ;

r'=2,21 — относительный прирост при N>N_ЭК ;

a=47,3 — расход теплоты на холостой ход.

Э-Ээк=0,95 400 000.(80−60)/80=95 000 МВтч/год, Ээк=N_ЭКh_КЭС=80.5000=400 000 МВтч/год,

Qт=47,35 000+2,170,4.106+2,21.95 000=1230000 МВтч/год = 5 166 000

ГДж/год.

Принимаем число пусков блока в году n=1. Пусковой расход топлива:

В_п= 155 т у.т./пуск.

Годовой расход топлива на блок:

В_бл=Q_Tb_КА+В_пn=51 660 000,037+1551= 134 700 т у.т./год.

Годовой расход топлива на КЭС:

В_КЭС= 134 700 т у.т./год.

Удельный расход топлива на электроэнергию:

b_ээ=В_КЭС/Э_КЭС = 134 700/390000=0,325 т у.т./(МВтч) =0,325 кг

у.т./(кВтч).

Переменные годовые издержки КЭС:

И*^КЭС_пер=B _КЭСЦ_{т у.т.}= 134 700 185= 24,9210⁶ $/год.

Доля капиталовложений в КЭС, учитываемая при сравнении:

К_КЭС=К*_КЭСN_ТЭЦ/N_КЭС=1141,0580/80=120 млн.

где =1,05 — коэффициент, учитывающий различие схем энергоснабжения.

Доля условно-постоянных издержек КЭС, учитываемая при сравнении:

И^КЭС_пост= И*^КЭС _пост N_ТЭЦ/N_КЭС= 9,11,0480/80= 9,5млн./год, где =1,04 — коэффициент, учитывающий различие расходов электроэнергии на собственные нужды, схем энергоснабжения, потери в сетях.

Доля условно-переменных издержек КЭС, учитываемая при сравнении:

И^КЭС_пер= И*^КЭС _пер N_ТЭЦ/N_КЭС=24,91,0480/80= 25,9 млн./год Котельная В раздельной схеме технологические нагрузки района обеспечиваются паровыми котлами, а отопительные — водогрейными, устанавливаемыми в непосредственной близости от потребителей тепла на районных котельных. Исходя из сопоставимости вариантов, районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла, что и ТЭЦ.

Определим количество паровых котлов:

Z=Qчтх/Q^нчпк где Q^нчпк = 160 т/ч 0,689 Гкал/ч — номинальная часовая производительность парового котла.

Z=215,2 110,24=1,95 2 ;

Выбираем 2 паровых котлов Е-160−24 производительностью 160т/ч (110,24) Гкал/ч Количество водогрейных котлов:

l= Qчтф/Qчнвк ;

где Qчнвк = 180 Гкал/ч — номинальная часовая производительность водогрейного котла:

l=134,62 / 180=0,75 1;

Выбираем 1 водогрейный котел типа КВТК-180 производительностью 180 Гкал/ч Капиталовложения в котельную:

Kкот=K^Iпкi+K^IIпкi+ K^Iвкi + K^IIвкi

где K^Iпкi, Kⁱвкi — капиталовложения в первый паровой и водогрейный котлы;

K^IIпкi, K^IIвкi — капиталовложения в последующие котлы;

Kⁱпк=2022 10³$ Kⁱвк =4061 10³$

K^IIпк=950 10³$ K^IIвк=1265 10³$

Kкот=2022+ 950 + 4061+0=12 10⁶$

Постоянные годовые издержки котельной:

Икотпост=1,3(1,1KкотPам/100+kштQчкотЗсг) Зсг=6500 $- среднегодовая з/п с начислениями где Рам=4,7% - норма амортизационных отчислений для котельных

k_шт=0,12 чел/Гкал/ч — штатный коэффициент котельной

Qчкот — суммарная теплопроизводительность котельной

Qчкот=2 110,24 + 180=400,48 Гкал/ч;

Икотпост=1,3(1,1 12 10⁶ 4,7/100+0,12 400,48 6500)=1,21 10⁶ $ ;

Годовой расход топлива на котельную:

Bкот=(1−0,02)[Qтх/(?пкKп)+Qтф/(?вкKп)]

Где ?пк=0,84;?вк=0,88 — КПД паровых и водогрейных котлов

0,02 — коэффициент, учитывающий снижение потерь в теплопроводах по сравнению с вариантом ТЭЦ

Kп — перевода, Kп=7 Гкал/т.у.т

Bкот=(1−0,02)(1,0810⁶ / (0,84 7) + 403 860 /(0,88 7))=245 562 т.у.т Определение общих величин раздельной схемы Капиталовложения в раздельную схему:

К_р=К_КЭС+К_кот+К^р_ТС+К^р_ЛЭП

где К^р_ТС=0,9 К_ТС=0,9120=108 млн. — капиталовложения в тепловые сети при раздельной схеме, К^р_ЛЭП К_ЛЭП= 0,5610⁶ 30 = 16,8 млн.

К_р= 120 +12 +108+16,8 = 256,8 млн.

Соответственно издержки на тепловые сети при раздельной схеме:

И^р_ТС=0,075 К^р_ТС=0,75 108= 8,1 млн./год.

И_ЛЭП=0,034 К_ЛЭП=0,3 416,8= 5,71 млн./год.

Приведенные затраты на раздельную схему:

З_р=Е_нК_р+И^КЭС_пост+И^кот_пост+ И^КЭС_пер+И^кот_пер+ Е_н(К_ТС+К_ЛЭП)+И^р_ТС+И_ЛЭП=

=0,12 256,8+9,5+1,21+24,92+2,89+0,12(120+16,8)+8,1+5,71=96,72

млн./год Т.к. Зтэц < Зр, то предпочтительнее строительство ТЭЦ

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.).

Следовательно, в качестве основного выбираем 1 вариант ТЭЦ с оборудованием ПТ-80/100−130, Е-500, КВГМ-100.

Однако, для более точного сравнения произведем сравнение вариантов оборудования по NPV.

1.8 Расчёт NPV

Расчёт исходных данных для вычислений на компьютере Вариант I

Стоимость основных фондов:

С^б_оф=K_ТЭЦ=84,83 млн $,

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=0,05С^б_оф= 0,0584,83= 4,2 млн. ,

Прибыль после ввода в работу всего оборудования:

Пр = Ц_ээ^н · Э_тэц + Ц_тэн Q_тэц — И_? + И_А

где: И_? = И_пост + И_пер + И_тс + И_лэп = 5,15· 10⁶ + 12,3· 10⁶ + 0,57· 10⁶ +

+ 9· 10⁶ = 27,02· 10⁶ у.е., Где И_а= K_ТЭЦ=84,83= 3,05млн. /год.

Пр = 120 · 0,46· 10⁶ + 30 · 0,88· 10⁶ — 27,02· 10⁶ +3,05· 10⁶ = 39,6· 10⁶ у.е.

Вариант II

Стоимость основных фондов:

С^б_оф=K_ТЭЦ=72,93 млн $,

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=0,05С^б_оф= 0,0573,44 = 3,6 млн. ,

Прибыль после ввода в работу всего оборудования:

Пр = Ц_ээ^н · Э_тэц + Ц_тэн Q_тэц — И_? + И_А

где: И_? = И_пост + И_пер + И_тс + И_лэп = 4,4· 10⁶ + 7,8· 10⁶ + 0,57· 10⁶ +

+ 9· 10⁶ = 21,77· 10⁶ у.е., где И_а= K_ТЭЦ=72,93= 2,6 млн. /год.

Пр = 120 · 0,15· 10⁶ + 30 · 0,99· 10⁶ — 21,77· 10⁶ + 2,6· 10⁶ = 28,73· 10⁶ у.е.

Раздельная схема выработки тепловой и электроэнергии Стоимость основных фондов:

С^б_оф=К_КЭС+К_кот=132 млн $.

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=0,05С^б_оф=0,5 132 = 6,6 млн. .

Прибыль после ввода в работу оборудования Пр_i=Ц^н_ээЭ_КЭС + Ц^н_тэQ_кот —+=

=1201,28 106 +30-(1,21 10⁶)-(2,8910⁶)+ 6,3 10⁶= 16 910⁶ $/год, где И_а= K_КЭС+К_кот=120+12 = 6,3 млн. /год.

Расчётные формулы и результаты расчётов на компьютере Расчётная формула NPV, :

Согласно расчётам на компьютере получаем следующие зависимости, представленные в графическом виде:

Рисунок 1.1 — Динамика чистого дисконтированного дохода Рисунок 1.2 — Зависимость NPV от ставки дисконтирования r

Для раздельной схемы IRR=26,54%, для варианта 2 IRR=22,32%, для варианта 1 IRR=27,52%.

Из анализа графиков видно, что наиболее предпочтителен первый вариант, т. е. ТЭЦ с составом оборудования ПТ-80/100−130.

2. ВЫБОР И РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОБЛОКА ПТ-80/100−130

2.1 Исходные данные для расчета Принимаем тепловую схему существующей турбоустановки ПТ-80.

Турбина имеет 7 регенеративных отборов, 2 теплофикационных, промышленный отбор при давлении 13 ата. Номинальная мощность турбиныы N=80 МВт, начальные параметры Ро=12,75 МПа, tо=555 оС, давление в конденсаторе Рк=3,5кПа, учитывая номинальный режим работы турбоустановки (, одноступенчатый подогрев сетевой воды) строим процесс расширения пара в турбине.

Давление пара в отборах турбины по справочным данным.

Таблица 2.1

Давление пара в отборах турбины

Начальная точка — 0. По таблицам определяем параметры пара в этой точке:

,

.

В клапанах происходит дросселирование пара до состояния 0. Процесс идёт при постоянной энтальпии, снижение давления р составляет 3−4% от начального. Параметры пара в т. 0:

,

.

Для части высокого давления принимаем относительный внутренний КПД. Конечная точка расширения в ЧВД определяется и изобарой р_п =1,3 МПа (давление промышленного отбора):

, ,

.

Потери давления в клапанах ЧСД составляют 10 — 15%:

.

, .

Для определения давления в отборах на верхний и нижний сетевые подогреватели зададимся температурами прямой и обратной сетевой воды:, , коэффициент теплофикации .

Температура после верхнего сетевого подогревателя:

Температура после нижнего сетевого подогревателя:

Температуры насыщения в подогревателях:

Данным температурам соответствуют следующие давления насыщения:

С учетом потерь в трубопроводах 6−7%:

Так как турбина работает в номинальном режиме, то можно принять. Пересчитаем давления в отборах турбины по формуле Стодолы-Флюгеля:

Принимаем потери в регулирующих клапанах ЧСД и в перепускном трубопроводе 3%. Относительный внутренний КПД принимаем:, .

После отбора в нижний сетевой подогреватель принимаем (при этом ПНД7 отключен), т. е. проводим горизонтальную линию к изобаре

Рассчитаем коэффициенты недовыработки отборов:

Рисунок 2.1 — Построение процесса расширения пара в турбине

2.2 Cостовление сводной таблицы параметров пара и воды в основных элементах тепловой схемы Таблица 2.1

Таблица состояния

2.3 Баланс пара и воды Расход пара через проточную часть турбины:

.

С учётом пара на утечки через уплотнения:

.

Расход перегретого пара из котлоагрегата:

Расход питательной воды:

Расход добавочной воды:

где

G'_пр — потеря конденсата c продувочной водой с учетом получения в расширителях непрерывной продувки пара в количестве G_p (расчет расширителей непрерывной продувки).

G_пром — расход пара в производственный отбор.

G_пром==

Принимаем потери пара на производство 30% от G_произв, т. е. с производства возвращается только 70% отпущенного пара.

2.4 Тепловой расчет расширителя непрерывной продувки Рассчитываемая турбина работает с барабанным котлом, Рисунок 2.2 — Схема расширителя непрерывной продувки Составляем уравнения материального и теплового балансов:

Решаем систему подстановкой G_пр1 из первого уравнения во второе:

Величину расхода продувочной воды берём из баланса воды и пара; энтальпию продувочной воды определяем как энтальпию насыщения при давлении р₀ = 145 ата = 14,23 МПа; энтальпии и определяем по давлению р_р = 6,5 ата = 0,638 МПа. Зададимся также КПД расширителя: _р = 0,98.

.

2.5 Тепловой расчет сетевых подогревателей Рисунок 2.3 — Схема двухступенчатого подогрева сетевой воды Из справочников находим номинальную тепловую нагрузку отопительных отборов турбины ПТ-80/100−130/13: .

Расход сетевой воды определяем по формуле:

.

Составляем тепловые балансы для каждого из подогревателей:

,

.

.

Конденсат из сетевых подогревателей подаётся в линию основного конденсата за ПНД2 для верхнего сетевого подогревателя и за ПНД1 для нижнего, которые запитаны по пару из тех же отборов, что и сетевые подогреватели соответственно.

2.6 Расчёт подогревателей высокого давления Рисунок 2.4 — Расчётная схема подогревателей высокого давления Расчёт расходов пара на подогреватели ведём по известной энтальпии воды за основной поверхностью. На основную поверхность идёт охлаждённый пар (после охладителей перегретого пара ОПП).

кДж/кг, Гдеэнтальпия воды после деаэратора, кДж/кг;

— энтальпия воды перед ПВД3, кДж/кг;

— величина изменения (увеличения) энтальпии из-за работы питательного насоса, кДж/кг.

кДж/кг,

МПа, где-удельный объём питательной воды, 0,0011 м³/кг;

— увеличение давления воды в ПН, МПа;

— КПД питательного насоса, .

Энтальпию дренажей hдрх найдем по температуре питательной воды до подогревателя tдрх с учетом температурного напора подогревателя :

;

;

Так как деаэратор подключен по предвключенной схеме, то охладитель дренажа ПВД3 отключен. Получаем .

Составляем балансы для трёх подогревателей (энтальпию воды после основной поверхности ПВД определяем по с учетом температурного напора ПВД):

1-й подогреватель (ПВД7):

2-й подогреватель (ПВД6):

.

3-й подогреватель (ПВД5):

.

На втором этапе определяем повышение энтальпии воды в трёх охладителях перегретого пара:

На третьем этапе уточняем энтальпии воды за подогревателями:

Уточнённые тепловые балансы ПВД составляются для подогревателей в целом, включая ОПП:

ПВД1:

ПВД2:

ПВД3:

.

2.7 Тепловой расчет атмосферного деаэратора Рисунок 2.5- Расчётная схема атмосферного деаэратора

, ,

,

Составляем уравнения материального и теплового балансов

;

2.8 Тепловой расчет вакуумного деаэратора Вакуумный деаэратор служит для дегазации воды, идущей на восполнение потерь в тепловых сетях. Принимаем

.

Рисунок 2.6- Расчётная схема вакуумного деаэратора

.

Уравнение теплового баланса будет выглядеть следующим образом:

Расход воды на подпитку теплосети:

Выпар вакуумного подогревателя направляется в охладитель выпара, где существенно уменьшается его объем. При этом несколько подогревается вода с ХВО.

найдем из теплового баланса охладителя выпара:

.

2.9 Тепловой расчёт деаэратора питательной вод Рисунок 2.7 — Расчётная схема обвязки деаэратора питательной воды Составим уравнения теплового и материального балансов теплообменника

,

, , ,

, .

.

Тогда расход пара из отбора в деаэратор составит

.

2.10 Расчёт подогревателей низкого давления Рисунок 2.8 — Расчётная схема подогревателей низкого давления Рассчитываем ПНД4. Расчёт основан на известных расходах воды из атмосферного деаэратора G_в1,2 и из верхнего сетевого подогревателя G_сп2. Составляем уравнение теплового баланса:

Рисунок 2.9 — Расчётная схема обвязки ПНД4

, ,

.

.

Далее производим совместное решение системы из 2-х уравнений — для подогревателей П5 и П6, т.к. между ними стоит конденсатный насос КН. В этой системе 2 неизвестных: G₅ и G₆.

Рисунок 2.10 — Расчётная схема обвязки ПНД5 и ПНД6

,

, ,

,

, .

Принимаем, что

.

Решаем совместно эти два уравнения, получим Рассчитываем

Рисунок 2.11 — Расчётная схема обвязки ПНД7

, ,

Принимаем, что давление в ПС, ОУ и ОЭ равно 1 ата.

, ,

Составляем уравнения теплового и материального балансов Подставив значения и преобразовав, получаем:

.

2.11 Определение расхода пара на турбину Расход пара на турбину определяется по формуле:

.

Тогда:

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с,

кг/с, кг/с,

кг/с,

кг/с.

Мощность, вырабатываемая в турбине:

=80 МВт — мощность, заданная по условию;

Погрешность определения мощности составляет 3,9%.

3. УКРУПНЁННЫЙ РАСЧЁТ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ

3.1 Исходные данные Паропроизводительность Д₀= 500 т/ч;

давление острого пара Р₀=140 кгс/см²;

температура перегретого пара t₀=560 ⁰C;

используемое топливо: основное — газ, резервное — мазут.

Таблица 3.1

Состав газа по элементам

Таблица 3.2

Состав мазута по элементам

3.2 Расчёт котлоагрегата при сжигании мазута Теоретический объем воздуха:

Теоретические объёмы продуктов горения (=1):

— теоретический объём трёхатомных газов:

=,

— теоретический объём азота:

— теоретический объём водяных паров При избытке воздуха >1 (принимаем =1,03):

— объём водяных паров:

— полный объём дымовых газов:

Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров соответственно:

Суммарная объёмная доля:

Аналогично производится расчет для различных значений коэффициента избытка воздуха.

Результаты расчета объемов продуктов сгорания в поверхностях нагрева при сжигании мазута сводим в таблицу 3.3.

Таблица 3.3

Объемы продуктов сгорания в поверхностях нагрева

Энтальпия теоретических объёмов воздуха и продуктов сгорания при расчётной температуре:

I^o_в=с_в• t• Vє, кДж/кг,

I_г⁰ = (++) t, кДж/кг где с_в, с_R2O, с_H2O, с_N2 — теплоемкости соответственно воздуха, трехатомных газов, водяных паров и азота, кДж/м3•°С. Их значения приведены в табл. 2.7.

Энтальпия продуктов сгорания при избытке воздуха:

I_г = I_г⁰ + (- 1) I_в⁰.

Результаты расчёта заносятся в таблицу 3.4.

Таблица 3.4

Энтальпии продуктов сгорания и воздуха

Коэффициент полезного действия котлоагрегата определяется по обратному балансу по формуле:

.

Потери теплоты с химическим и механическим недожогом топлива зависят от вида топлива и способа его сжигания и принимаются по табл.3.1 [19]:, .

Потеря теплоты с уходящими газами определяется по формуле:

где температура уходящих газов при сжигании мазута, ;

энтальпия уходящих газов, определяется по величине из таблицы 3.4, ;

энтальпия холодного воздуха при расчетной температуре и :

.

Располагаемая теплота на 1 кг мазута, определяется по формуле:

где низшая теплота сгорания рабочей массы мазута, принимаем по таблице 3.2;

физическая теплота топлива, определяемая по температуре и теплоемкости топлива:

где теплоемкость топлива, кДж/кг;

— температура топлива.

Теплоемкость мазута:

.

Тогда .

теплота подогрева воздуха в калориферах:

— отношение количества воздуха на входе в котлоагрегат к теоретическому необходимому:

— энтальпии теоретически необходимого количества воздуха на входе в котлоагрегат и холодного воздуха, определяется соответственно по температуре на входе в воздухоподогреватель и температуре холодного воздуха.

.

Тогда

Тогда потери тепла с уходящими газами:

Потери теплоты от наружного охлаждения котлоагрегата принимаем по табл. 3.2 [19]:. Потери тепла с физическим теплом шлаков .

Тогда

Расход топлива определяется по формуле:

где расчетная производительность котлоагрегата;

энтальпия соответственно перегретого пара, питательной воды и кипящей воды в барабане котлоагрегата;

расход продувочной воды из испарительного контура котлоагрегата Полученный расход топлива используем в дальнейших расчётах.

3.3 Расчёт котлоагрегата при сжигании газа Теоретический объем воздуха при сжигании газообразного топлива (при =1):

Теоретический объем продуктов сгорания:

— теоретический объём азота:

— теоретический объём трёхатомных газов:

— теоретический объём водяных паров:

При избытке воздуха >1 (принимаем =1,03):

— объём водяных паров:

— полный объём дымовых газов:

Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров соответственно:

Суммарная объёмная доля:

Аналогично производится расчет для различных значений коэффициента избытка воздуха.

Результаты расчета объемов продуктов сгорания в поверхностях нагрева при сжигании газа сводим в таблицу 3.5.

Таблица 3.5

Объемы продуктов сгорания в поверхностях нагрева

Таблица 3.6

Энтальпии продуктов сгорания и воздуха

Коэффициент полезного действия котлоагрегата определяется по обратному балансу по формуле:

Потери теплоты с химическим и механическим недожогом топлива зависят от вида топлива и способа его сжигания и принимаются по [19]: ;

Потеря теплоты с уходящими газами определяется по формуле:

где температура уходящих газов при сжигании газа, ;

энтальпия уходящих газов, определяется по величине из таблицы 3.6, ;

энтальпия холодного воздуха при расчетной температуре и :

располагаемая теплота на 1 м³ газообразного топлива определяется по формуле: .

где низшая теплота сгорания рабочей массы мазута, принимаем по таблице 3.1;

.

Тогда потери тепла с уходящими газами:

Потери теплоты от наружного охлаждения котлоагрегата принимаем по табл. 3.2 [19]:. Потери тепла с физическим теплом шлаков .

Тогда

Расход топлива определяется по формуле:

где расчетная производительность котлоагрегата;

энтальпия соответственно перегретого пара, питательной воды и кипящей воды в барабане котлоагрегата;

расход продувочной воды из испарительного контура котлоагрегата Полученный расход топлива используем в дальнейших расчётах.

4. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ На установках докритического давления по новым нормам устанавливается по одному насосу с электроприводом, а в качестве резерва предусматривается один насос на складе на всю станцию.

Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды при максимальной мощности установки с запасом 5%:

G_пн=1,05 G_пв=1,05 140,9=148 кг/с.

Выбираем один питательный насос 100% производительности с одним резервным на складе типа ПН-500−200.

Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор (регенерация отключена) с запасом:

G_кн=1,2 G_к=1,2 76,7=92 кг/с.

Выбираем два рабочих насоса 100% производительности КCВ-320−160 и один резервный.

Дренажные (сливные) насосы устанавливаются без резерва. На случай выхода из строя насоса предусматривается каскадная линия сброса дренажа в конденсатор.

Насосы для питания водой вспомогательных теплообменников (испарители, пароохладители), а также насосы после атмосферных деаэраторов, насосы бакового хозяйства выбираются преимущественно централизованно на всю станцию или её очередь с одним резервным насосом.

Регенеративные подогреватели ПНД и ПВД поставляют на станцию комплектно с турбиной и устанавливаются без резерва. Обычно применяется однониточная схема ПВД.

Суммарная производительность деаэратора питательной воды выбирается по максимальному её расходу. На каждый блок следует устанавливать по одному деаэратору. Атмосферные и вакуумные деаэраторы устанавливаются на всю станцию в количестве не менее 2-х.

РОУ для резервирования отпуска пара на производство устанавливается по одной на каждую ступень отпускаемого пара. Производительность выбирается по расходу пара в отбор наиболее мощной турбины. РОУ для резервирования отопительных отборов не устанавливается.

СП на современных ТЭС со ступенчатым подогревом сетевой воды устанавливается индивидуально у каждой турбины без резервных корпусов (ремонт СП предусматривается в летний период).

Сетевые насосы выбираются в соответствии с гидравлическим расчётом и режимом работы тепловой сети. Предусматривается установка резервного СН на каждые 5 рабочих насосов.

На установках со ступенчатым подогревом сетевой воды сетевые насосы выбираются индивидуально. КН СП на нижней ступени подогрева сетевой воды выбирается с резервным насосом, на верхнем — без резервного насоса (предусматривается каскадный сброс дренажа на нижний СП).

Таблица 4.1

Вспомогательное оборудование турбоустановки

5. ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО

5.1 Газовое хозяйство Основным видом топлива на ТЭЦ является газ, мазут используется как резервное топливо.

Станция снабжается газом от газораспределительной станции (ГРС) через газораспределительный пункт (ГРП). Последний вместе с системой газопроводов составляют газовое хозяйство ТЭЦ.

Располагаем ГРП на территории станции в отдельном здании. Подвод газа от ГРС к ГРП производим по одному газопроводу, резервный подвод газа не предусматриваем.

Число параллельных установок, регулирующих давление газов, в каждом ГРП выбираем с учетом одной резервной. Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до котельной выполняется наземной. Подвод газа от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от магистрали к котлу не резервируется и производится по одной нитке. Газовый коллектор, распределяющий газ по котельным агрегатам, прокладываем вне здания котельного отделения.

Схема газового хозяйства ТЭЦ показана на рис. 5.1.

Рисунок 5.1 — Принципиальная схема газового хозяйства ТЭЦ Производительность ГРП рассчитываем на максимальный расход газа котлом. Давления газа перед ГРП 0,6−1,1 МПа, а после ГРП требуемое его давление определяется потерями давления до самого удаленного от ГРП котла и необходимым давлением газа перед горелками (0,15−0,2 МПа).

В ГРП имеются рабочие нитки газопровода, нитки малого расхода, включаемые при малом потреблении газа, и резервная нитка с ручным управлением арматурой. На рабочих нитках и нитках малого расхода устанавливаем автоматические регуляторы давления и защитные регуляторы, действующие по принципу «после себя». Защитные регуляторы настраиваем на повышенное давление по сравнению с рабочим (при работе в расчетном диапазоне они полностью открыты).

Подвод газа от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от нее к котлу не резервируем и выполняем однониточным. На газопроводах устанавливаем только стальную арматуру.

При заполнении газом газопроводы продуваем им через сбросные свечи до вытеснения всего воздуха, а при освобождении от газа — воздухом до вытеснения всего газа. Эти требования обусловлены тем, что при объемной концентрации природного газа в воздухе 0,05—0,15 (5—15%) образуется взрывоопасная смесь. Из сбросных свечей газ выпускаем в места, откуда он не может попасть в здания и где исключена возможность его воспламенения от какого-либо источника огня, но не менее чем на 1 м выше карниза здания. Условный диаметр свечей принимаем не мене 20 мм. Допускается объединение продувочных свечей и свечей от сбросных предохранительных клапанов одинакового давления в общую точку.

Помещение ГРП имеет естественное и электрическое освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее трехкратного воздухообмена в 1 ч; оно отапливается и имеет температуру не ниже 5 ^ОС.

5.2 Мазутное хозяйство электростанций Основные элементы мазутного хозяйства: приемно-сливное устройство, мазутохранилище, мазутная насосная, установки для ввода жидких присадок, трубопроводы и арматура. Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции показана на рис. 5.2.

Для разогрева и слива мазута из цистерн применяем сливные эстакады с разогревом мазута паром или горячим мазутом. Разогретый мазут сливаем из цистерн в межрельсовые лотки, выполненные с уклоном не менее 1%, и по ним направляем в приемную емкость, перед которой установлены грубый фильтр-сетка и гидрозатвор. На дне лотков укладываем паровые трубы.

Рисунок 5.2 — Принципиальная схема мазутного хозяйства ТЭЦ

1 — цистерна; 2 — лоток приемно-сливного устройства; 3 — фильтр-сетка; 4 — приемный резервуар; 5 — перекачивающий насос; 6 — основной резервуар; 7 — насос первого подъема; 8 — основной подогреватель мазута; 9 — фильтр тонкой очистки мазута; 10 — насос второго подъема; 11 — регулирующий клапан подачи мазута к горелкам; 12 — насос рециркуляции; 13 — фильтр очистки резервуара; 14 — подогреватель мазута на рециркуляцию основного резервуара; 15 — подогреватель мазута на рециркуляцию приемного резервуара и лотка Параметры пара, используемого для подогрева: р=0,8ч1,3 МПа, t=200ч250^ОС. Пар к мазутному хозяйству подаем по двум магистралям, рассчитанным каждая на 75% номинальной производительности с учетом рециркуляции.

Приемно-сливное устройство рассчитываем на прием цистерн грузоподъемностью 60 и 120 т. Вместимость приемной емкости основного мазутохозяйства составляет не менее 20% вместимости устанавливаемых под разгрузку цистерн. Из приемной емкости мазут перекачиваем насосами наружного типа в мазутохранилище.

В нашем случае мазут является резервным видом топлива, поэтому вместимость мазутохранилища рассчитываем на десятисуточный расход топлива:

м³,

где — расход топлива за 10 суток для энергетических котлов (т/м³ — плотность мазута).

т;

м³.

Выбираем 1 резервуар вместимостью 10 000 м³.

На электростанциях сооружаем металлический наземный резервуар.

Мазут в резервуарах мазутного хозяйства разогреваем циркуляционным способом по отдельному, специально выделенному контуру. Возможно применение местных паровых разогревающих устройств. В контуре циркуляционного разогрева мазута предусматриваем по одному резервному насосу и подогревателю. Подача насоса циркуляционного разогрева обеспечивает подготовку мазута в резервуарах для бесперебойного снабжения котельной.

Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах мазутохранилища выше 90 °C не допускается. Это ограничение связано с тем, что при более высокой температуре вода в мазуте вскипает (при 100°С) с образованием водо-мазутной пены, происходит интенсивное отстаивание воды, увеличиваются потери от испарения легких фракций. Для мазута марки 40 оптимальная рабочая температура хранения 50—60°С, для мазута марки 100 — температура 60—70°С.

Схема мазутонасосной должна допускать возможность работы любого подогревателя и фильтра с любым насосом I и II ступеней.

В магистральных мазутопроводах котельной и в отводах к каждому котлу должна быть обеспечена циркуляция мазута. Для этого предусматривается трубопровод рециркуляции мазута из котельной в мазутохозяйство. Подача основных мазутных насосов при выделенном контуре разогрева выбирается с учетом дополнительного расхода мазута на рециркуляцию в обратной магистрали при минимально допустимых скоростях. Прокладка мазутопроводов наземная. Мазутопроводы, проложенные на открытом воздухе и в холодных помещениях, имеют паровые или другие обогревательные спутники в общей с ними изоляции. На вводах магистральных мазутопроводов внутри котельного отделения, а также на отводах к котлу устанавливается запорная арматура с дистанционным электрическим и механическим приводами, расположенными в удобных для обслуживания местах.

Для аварийных отключений на всасывающих и нагнетательных мазутопроводах установлена запорная арматура на расстоянии 10—50 м от мазутонасосной. На мазутопроводах применяем только стальную арматуру.

6. РАСЧЕТ И ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ ТЭЦ Тепловые электрические станции являются крупными потребителями воды, основное количество которой поступает в конденсаторы паровых турбин для конденсации отработавшего пара. Кроме того, значительное количество воды подводится к воздухоили газоохладителям электрогенераторов, воздухоохладителям питательных электронасосов, маслоохладителям турбин и вспомогательного оборудования, к системам охлаждения подшипников вращающихся механизмов и т. п.

Суммарный расход технической воды на ТЭС зависит от мощности станции, типа установленного основного оборудования, кратности охлаждения пара, температуры охлаждающей воды.

Расход охлаждающей воды для турбины ПТ-80/100−130 составляет 8000 м³/ч.