Задание:

Таблица 1 – Исходные данные к расчету

Наименование показателя	Значение
	показателя
Место проектирования ТЭЦ	Западная Сибирь
Вид топлива	к. уголь
Тепловые нагрузки потребителей, Гкал/час:
а) в пару	700
б) в горячей воде	1400
Часовой коэффициент теплофикации по пару	1
Часовой коэффициент теплофикации по гор. воде	0,7
Число часов использования максимума тепловой нагрузки, час/год:
а) в пару	5100
б) в горячей воде	3350
Электрическая нагрузка потребителей, МВт	700
Число часов использования максимума электрической нагрузки, час/год	6000
Число часов использования номинальной установленной мощности ТЭЦ, час/год	6000
Производительность энергетического котла, т/час	420
Коэффициент полезного действия котла, %	91
Число часов работы турбин, час/год	7200
Замыкающие затраты на топливо, руб/т.у.т	1600
Замыкающие затраты на э/энергию, руб/кВт×ч	1,85
Коэффициент удорожания капитальных вложений	118
Среднегодовой фонд оплаты труда одного работающего, руб./год	525206
Районный коэффициент	1,2
Страховые взносы, %	30,4

1. Оценка эффективности строительства тэц

   1. Выбор вариантов состава основного оборудования и оптимизация коэффициента теплофикации

Формирование конкурсных вариантов состава основного оборудования выполняется в следующей последовательности:

• определение возможного сочетания типоразмеров основного оборудования;

• определение количественного состава разнотипного оборудования.

Исходным условием на первом этапе является заданная структура тепловых нагрузок, которая определяет вид ТЭЦ: отопительные или промышленно-отопительные ТЭЦ. К установке могут приниматься турбины с противодавлением (Р-50-130 и Р-100-130), турбины теплофикационные с двумя регулируемыми отборами (ПТ-60-130, ПТ-80-130 и ПТ-135-130) и турбины с отопительными отборами (Т-100-130, Т-175-130, Т-180-130).

При формировании состава оборудования ориентируются на следующие рекомендации:

• в случае чисто отопительной ТЭЦ необходимо стремиться к блочной схеме;

• при смешанной тепловой нагрузке следует также рассмотреть возможность применения блочной схемы на ТЭЦ или ее части;

• число агрегатов целесообразно сокращать до минимума за счет большей единичной мощности;

• при значительной технологической нагрузке следует рассматривать вопрос об установке турбин типа «Р» для покрытия базовой части нагрузки;

• на ТЭЦ, работающей в энергосистеме, электрический резерв, как правило, не предусматривается;

• целесообразной является установка на ТЭЦ однотипных котлов, что требует унификации теплофикационных турбин различных типов по расходу пара;

• мощность агрегатов ТЭЦ прежде всего определяется надежностью котлов;

• на ТЭС обычно устанавливают 4-6 котлов.

На втором этапе число турбин каждого типоразмера определяется методом подбора, исходя из двух ограничивающих условий.

Первое – это заданная величина установленной мощности ТЭЦ (N_y), которой должна соответствовать сумма номинальных мощностей турбоагрегатов станции (N_{ном i}).

Второе условие – расчетное значение коэффициента теплофикации по пару и по горячей воде – &^ТЭЦ_р должно укладываться в диапазон рекомендуемых значений коэффициента теплофикации, т.е. должно выполняться следующее соотношение:

&^ТЭЦ_min<&^ТЭЦ_р<&^ТЭЦ_max

Коэффициент теплофикации по горячей воде:

&^г.в._р.= Q^г.в._отб./ Q^г.в._р, (1)

где Q^г.в._отб - значение номинальной мощности отборов по горячей воде, Гкал/ч.

Q^г.в._р - расчетные тепловые нагрузки в горячей воде, Гкал/ч

Коэффициент теплофикации по пару:

^пар_р.= Q^пар_отб./ Q^пар_р, (2)

где Q^пар_отб - значение номинальной мощности отборов по пару, Гкал/ч

Q^пар_р - расчетные тепловые нагрузки в паре, Гкал/ч

Таблица 2 – Варианты состава турбоагрегатов проектируемой ТЭЦ.

Номер варианта	Состав турбин						Мощность отборов по пару	Расч. час. коэф-т тепло- фик.по пару	Мощность отборов по гор. воде	Расч. час. Коэф тепло фик. по г.воде	Установленная номинальная мощность ТЭЦ
1	2	ПТ	80	5	Т	110	240,5	0,34	1011	0,72	710
2	1	ПТ	135	6	Т	110	208,0	0,30	1160	0,83	795

Таблица 3 - Приведенные затраты по вариантам строительства ТЭЦ

№ вари- анта	Связь по электроэнергии, млн.кВт×ч			Затраты на перетоки электроэнергии, млн.руб.		Приведенные затраты по ТЭЦ, млн.руб.
	Полезный отпуск электро- энергии с ТЭЦ	Передача в систему и из системы
1	3994	206	381,56		9694,89
2	4472	-272	-502,97		9465,63