Проектирование тепловой электрической станции для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей

где Цтут=70 у.е./тут – цена тонны условного топлива.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

Для определения динамики освоения капиталовложений вычисляются сроки ввода головного агрегата Тгол, сроки строительства Тстр, сроки освоения проектной мощности Трасч и капиталовложения в основной агрегат К*гол:

Трасч=Тстр+2=5+2=7 лет

Тстр=Тввод+6мес=5 года

где Тввод-сроки ввода последнего агрегата.

С учетом задела по последующим агрегатам находятся капиталовложение в головной агрегат:

К*гол=1,25.Кгол=70,3.1,25=87,88 млн у.е./год

Капиталовложения К*гол распределяются между первым, вторым и частью третьего года в отношении

К1:К2:К3 t/12=1:1,7:2,7t/12

t=5, число месяцев с начала третьего года до ввода головного агрегата.

К1=23 млн у.е./год; К2=39 млн у.е./год; К3=25,85 млн у.е./год

Постоянные издержки в третьем году:

Выработка электрической энергии в третьем году:

Отпуск тепла от ТЭЦ коммунально-бытовым потребителям в третьем году:

Расход топлива в третьем году на ТЭЦ:

ИТС= 0,075×КТС=0,075×60=4,5×106 у.е./год,

ИЛЭП= 0,034×КЛЭП=0,034×14=0,476×106 у.е./год

– издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП.

ЗТЭЦ=61,23 млн у.е./год

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.).

Соотношение рассчитанных приведенных затрат Зпр для трех вариантов сравнения показано на диаграмме на рисунке 1.

Зпр

61,23

59,8

25

0 1 2 N

Рисунок 1 – Приведенные затраты

Как видно из диаграммы, наилучшим является первый вариант, приведенные затраты для него минимальны. Однако, для более точного сравнения произведем сравнение вариантов оборудования по NPV.

1.8 Расчёт NPV

I вариант.

Балансовая стоимость основных фондов:

Сбосн.ф=КТЭЦ+КТ.С.+КЛЭП=229,2+60+14=303,2 млн у.е.

Принятые тарифы на тепловую и электрическую энергию:

1 кВт. ч=0,045у.е., 1ГДж/ч=13 у.е.

Срок службы станции принимаем Тсл=25лет.

Норма амортизации:

Ра=(1/Тсл).100%=(1/25).100%=4%

Прибыль:

П=Q.Ц-И+Иа

где: Q-колличество выпускаемой продукции;

Ц-цена продукции;

И-суммарные годовые издержки.

И=ИпостТЭЦ+ИперТЭЦ+ИТС+ИЛЭП=16,47+85,56+4,5+0,48=107 млн у.е.

П=45.3,88+13.1,65..1,16-107+12,13=98,22у.е./год

Чистая дисконтированная стоимость:

I=Cбосн.ф-Са=303,2-15,16=288,04 млн у.е.

Принимаем процентную ставку r =30%

Принимаем процентную ставку r =20%

Принимаем процентную ставку r =10%

II вариант.

Балансовая стоимость основных фондов:

Сбосн.ф=КТЭЦ+КТ.С.+КЛЭП=235,2+60+14=309,2 млн у.е.

Принятые тарифы на тепловую и электрическую энергию:

1 кВт. ч=0,045 у.е., 1ГДж/ч=13 у.е.

Срок службы станции принимаем Тсл=25лет.

Норма амортизации:

Ра=(1/Тсл).100%=(1/25).100%=4%

Прибыль:

П=Q.Ц-И+Иа

где: Q-колличество выпускаемой продукции;

Ц-цена продукции;

И-суммарные годовые издержки.

И=ИпостТЭЦ+ИперТЭЦ+ИТС+ИЛЭП=16,8+94,2+4,5+0,48=116 млн у.е.

П=45.3,64+13.1,8..1,16-116+12,37=87,3 у.е./год

Чистая дисконтированная стоимость:

I=Cбосн.ф-Са=309,2-15,46=293,74 млн у.е.

Принимаем процентную ставку r =30%

Принимаем процентную ставку r =20%

Принимаем процентную ставку r =10%

NPV

250-

| | | r,%

10 20 30

-250-

рис.1. Графики NPV для I и II вариантов.

2. Выбор и расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса выработки электрической и тепловой энергии. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав пароводяного тракта.

Принимаем существующую схему турбоустановки Т-250-240 номинальной мощностью 250 МВт, рассчитанной на параметры свежего пара 23,54 МПа и 540 °С и давление в конденсаторе 4,9 кПа. Частота вращения турбины 50 1/с. Турбина имеет двухступенчатый теплофикационный отбор, обеспечивающий тепловую нагрузку 1381,4 ГДж/ч.

Важным достоинством турбины является возможность работать с максимальным расходом пара 1000 т/ч, обеспечивающим мощность 305 МВт при конденсационном режиме. Это позволяет не только эффективно использовать турбину в начальный период эксплуатации, когда тепловые сети еще готовы не полностью, но и активно привлекать ее к покрытию переменной части графика нагрузки в летний период, когда тепловая нагрузка мала

Свежий пар проходит ЦВД, промежуточный перегреватель котла, ЦСД-I и ЦСД-II. За 26/35-ой ступенью ЦСД-II, параллельно осуществляется верхний теплофикационный отбор на II ступень сетевого подогревателя, давление в котором может изменяться в пределах 59—200 кПа.Отбор на I ступень сетевого подогревателя осуществляется параллельно и взят за 28/37 ступенью ЦСД-II.

Из ЦНД пар поступает в конденсатор, разделенный по пару вертикальной перегородкой на две половины. Каждая из них присоединяется своим переходным патрубком к соответствующему потоку ЦНД, имеет свой основной и встроенный теплофикационный пучок для подогрева сетевой или подпиточной воды. Обе половины конденсатора по охлаждающей воде соединены последовательно; таким образом, он является двухсекционным двухходовым конденсатором, обеспечивающим повышение экономичности турбоустановки на 0,15—0,3 % по сравнению с односекционным конденсатором.

Система регенеративного подогрева питательной воды включает, кроме холодильников эжекторов и эжекторов уплотнений пять ПНД поверхностного типа, деаэратор на 0,7 МПа и три ПВД.

2.1 Исходные данные для расчета

Турбина имеет 8 регенеративных отборов и 2 теплофикационных. Мощность турбины N=250 МВт, начальные параметры Ро=24 МПа, tо=560 оС, давление в конденсаторе Рк=0,54 кПа, турбоустановка работает в теплофикационном режиме Qт=Qтном, с двухступенчатым подогревом сетевой воды.