Повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов и структурной перестройки экономики

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Энергетическая проблема является сегодня актуальной для всех индустриально развитых государств и в первую очередь для тех из них, кто не обладает солидными запасами нефти и газа.

Поскольку наша страна не имеет в достаточном количестве этих видов топливного сырья, энергетическая безопасность и развитие энергетики являются приоритетами для Беларуси. Тем более что потребляем мы достаточно много топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) -- на уровне 35 миллионов тонн условного топлива в год.

В целях обеспечения надежного энергоснабжения народного хозяйства и населения в резко осложнившихся условиях с поставкой в республику топливно-энергетических ресурсов Совет Министров Республики Беларусь постановил считать энергосбережение в складывающихся крайне напряженных условиях с поставкой в республику энергоносителей одним из основных источников удовлетворения растущей потребности в топливе, электрической и тепловой энергии.

Кроме того, в данный момент готов к внедрению проект АЭС, которую планируется построить в Могилевской области. Будущее энергетики - за ядерным топливом. АЭС обеспечит большую часть потребности страны в энергии. В связи с увеличением цен на энергоносители Беларусь придает АЭС большую значимость.

В нашей стране все шире находят применение так называемые ПГУ - парогазовые установки. Особенность их конструкции в том, что привычная нам паровая турбина совмещается с турбиной, работающей на дымовых газах. Отработавшие в турбине газы сбрасываются в парогенератор в виде дополнительного топлива. Это существенно снижает его расход. Кроме того, тепло дымовых газов частично используется в газоводяных теплообменниках, что повышает кпд цикла с 40 до 50-58%.

В настоящее время ПГУ уже установлены в Гродно и Орше. В этом году будет установлена ПГУ мощностью 230 МВт на Минской ТЭЦ-3. Эти установки выгодны тем, что быстро монтируются, требуют меньше капиталовложений и быстрее окупаются.

По расчетам ученых, только за счет внедрения новых энергоэффективных технологий и использования потенциала энергосбережения предполагается сэкономить в Беларуси к 2012 году не менее 3,2 миллиона тонн условного топлива в год. А чтобы максимально приблизиться к передовым странам по уровню энергоемкости ВВП, необходимо снизить энергоемкость производства в 1,5 раза. Добиться этого возможно путем повышения эффективности использования топливно-энергетических ресурсов и структурной перестройки экономики, направленной на развитие менее энергоемких отраслей.



1. Выбор паровых и водогрейных котлов

1.1 Выбор паровых котлов

Турбина ПТ-60-130 рассчитана для работы при следующих основных номинальных параметрах свежего пара: р0=130 кгс/см2; T0=555OC; D0=387 т/ч.

Так как турбина ПТ-60-130 без промперегрева, то схему станции принимаем с поперечными связями.

Производительность энергетических котлов определяется:

, где (1)

б- запас по производительности;

в - расход на собственные нужды.

Согласно НТП б принимается 3% [6];

Согласно ПТЭ в принимается 2% [8];

=387Ч2(1+0,03+0,02)=812 т/ч

По параметрам пара, виду топлива и производительности устанавливаем два котла Е-420-13,8-560 ГМН [1, таб.3.5]

1.2 Выбор водогрейных котлов

Находим пиковую нагрузку проектируемой станции:

(2)

=850-500=350 ГДж/ч

В соответствии с ГОСТ 21563-83 при условии установки на ТЭЦ водогрейных котлов типа КВГМ-50 их количество составит:

(3)

=500\50*4.19=2

Принимаем к установке 2 водогрейных котла КВГМ-50

1.3 Описание турбины ПТ-60/75-130/13

Паровая турбина ПТ-60/75-130/13 (ст.№№ 1,2) конденсационная, с производственным и теплофикационным регулируемыми отборами пара, является модернизацией турбины ПТ-60-130/13 (ВПТ-50-3). Модернизация заключается в замене отработавших свой ресурс цилиндра высокого давления и деталей, работающих в зоне высоких температур. Конструктивных изменений в ЦНД не внесено.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД и ЦНД. Паровпуск в обоих цилиндрах расположен со стороны среднего подшипника, что снижает осевые усилия на упорный подшипник.

ЦВД литой конструкции из жаропрочной стали. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления левого вращения.

Отработав в ЦВД, часть пара поступает в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. По перепускным трубам пар из ЦВД поступает к паровым коробкам регулирующих клапанов ЦНД. Регулирующих клапанов ЧСД - четыре, они располагаются непосредственно на цилиндре.

Передняя часть ЦНД выполнена литой из углеродистой стали. Выхлопная часть ЦНД сварная. Проточная часть ЦНД состоит из двух частей: первая - до камеры теплофикационного отбора - имеет регулирующую ступень с поворотной диафрагмой и три ступени давления - ЧНД.

Оба ротора - ротор высокого давления и ротор низкого давления - гибкие.

Ротор высокого давления (РВД) цельнокованый. Ротор низкого давления (РНД) - первые 9 дисков откованы заодно с валом, 4 последние диска насадные. РВД и РНД соединены между собой жёсткой муфтой, имеют один общий упорный подшипник. Каждый ротор опирается на два опорных подшипника. Передний подшипник РНД комбинированный опорно-упорный.

Фикс-пункт турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД. Расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника.

Турбина снабжена валоповоротным устройством (ВПУ), вращающим ротор турбины с частотой 3,4 об/мин. ВПУ отключается автоматически при повышении частоты вращения ротора турбины более 3,4 об/мин.

Турбина имеет два регулируемых отбора пара: рп=13 кгс/см2; рт=1,2 кгс/см2.

Максимальный расход пара на производство при давлении в камере отбора 13 кгс/см2 составляет 320 т/ч при отсутствии теплофикационного отбора, при этом мощность турбины составляет 64 МВт.

При максимальной мощность 75 МВт и отсутствии теплофикационного отбора, максимальный производственный отбор составляет около 265 т/ч.

Максимальный расход пара на теплофикацию при давлении в камере отбора 1,2 кгс/см2 составляет 160 т/ч, при отсутствии производственного отбора, при этом мощность турбины составляет 51 МВт, а давление в камере производственного отбора - 16 кгс/см2.

При максимальной мощности 75 МВт максимальный теплофикационный отбор 160 т/ч может быть взят при производственном отборе 150 т/ч.

Расход охлаждающей воды через конденсатор турбины 8000 м3/ч при расчётной температуре 20oC.

1.4 Краткая характеристика котла БКЗ-420-140 ГМ

Котёл БКЗ-420-140-ГМ-4 - котёл Барнаульского котельного завода, однобарабанный, с естественной циркуляцией, производительностью 420/450 т/ч, давлением 140 кг/см2 и температурой перегретого пара 560 0С. Имеет П-образную компоновку. Задний экран топки является общей газоплотной разделительной стенкой между топкой и конвективной шахтой.

Размеры котла: ширина по осям колонки 18,4м; ширина 14,5м; верхняя отметка котла 32,5м; отметка барабана 30,3м.

Водяной объём котла составляет 130м3. Топочная камера и ограждения стен конвективной шахты выполнены из мембранных газоплотных панелей, изготовляемых из гладких труб диаметром 60Ч6мм с шагом 80мм, с вваренной между трубами полосой шириной 20мм и толщиной 6мм. Фронтовой экран топки в верхней части переходит в наклонный потолок, а в нижней части вместе с задним экраном образует под топки. Боковые экраны имеют плоскую форму. Экранные панели подвешены к потолочному перекрытию каркаса котла и свободно расширяются вниз.

Пароперегреватель выполнен из ширм, холодной, предвыходной и выходной конвективной ступеней. Трубы пакетов ширм имеют небольшой наклон к горизонту и хорошо дренируются. Панели боковых, задней и верхней потолочной стен конвективной шахты включены в тракт пароперегревателя. Диаметр труб пароперегревателя 32мм, толщиной стенок 4; 4,5; 5мм. Материал труб - сталь марок 20, 12Ч1МФ, Х18Н12Т. Все конвективные ступени пароперегревателя, а также водяной экономайзер с одной стороны крепятся к заднему экрану топки, а с противоположной стороны опираются на горизонтальные панели задней стенки котла, которые, в свою очередь, через потолочные панели и боковые конвективной шахты подвешены к балкам потолочного перекрытия. Для сохранения неизменной призматической формы при воздействии наддува, котёл имеет пояса жёсткости. Каждая из фронтовой и задней рам выполнены из 6 несущих колонн. Жёсткость и устойчивость каркасу придают 3 яруса площадок жёсткости и расположенные на боковых стенках раскосы. Потолочное перекрытие выполнено по схеме с поперечными балками, опирающимися на колонны. Общая масса металлической части котла (без воздухоподогревателя) 1169 т. Обмуровка котла заменена на более лёгкую тепловую изоляцию. Конструкция тепловой изоляции состоит из слоя вулконитовых теплоизоляционных плит общей толщиной 165мм, слоя штукатурки по металлической сетке и из стеклоткани с полимерным покрытием.



2. Описание тепловой схемы ТЭС

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени ПНД, три ступени ПВД и деаэратор. Все подогреватели - поверхностного типа.

ПНД№1 встроен в конденсатор. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой.

ПВД№5,6,7 - вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа. ПВД снабжаются групповой защитой, состоящей из автоматических выпускного и обратного клапанов на входе и выходе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.

ПВД и ПНД (кроме ПНД№1) снабжены регулирующими клапанами отвода конденсата, управляемыми электронными регуляторами.

Слив конденсата греющего пара из подогревателей - каскадный. Из ПНД №2 конденсат откачивается сливным насосом.

Таблица 1 - Характеристика подогревателей высокого и низкого давлений

Отбор пара на подогреватель и деаэратор	Отбор за Ступенью	Давлениеат.	Температура	Количеств, т/ч.
1-й отбор (ПВД№7)	9	45	430	21
2-й отбор (ПВД№6)	13	26	355	22
3-й отбор (ПВД№5и деаэратор)	17	13 13/6	280 280	14 2
4-й отбор (ПНД№4)	20	5,7	200	12
5-й отбор (ПНД№3)	22	3,4	150	15
6-й отбор (ПНД№2)	26	1,2	104	2
7-й отбор (ПНД№1)	28	0,06	-	-



3. Расчёт элементов тепловой схемы турбоустановки

3.1 Расчет подогревателей сетевой воды.

t - температура сетевой воды.

tобр - температура в обратной магистрали 70 0С

tпрям - температура в прямой магистрали 150 0С

t1 - температура после нижнего подогревателя

hн - энтальпия конденсата греющего пара нижнего отбора

hно - энтальпия греющего пара нижнего отбора

Pн - давление в нижнем отборе

Количество тепла отпускаемого с ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение Qтэц=850 ГДж/ч

т/ч (4)

Gсв для одной турбины:

(5)

=2536/2=1268 т/ч

Для турбин ПТ-60-130 номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов составляет 250 ГДж/ч.

(6)

t2- температура после верхнего сетевого подогревателя

(7)

t2= (250?103/1268?4,19)+70=116 єС

t1- температура после нижнего сетевого подогревателя

єС (8)

Нагрев сетевой воды до температуры конденсата греющего пара обычно принимают дt=5 0С

tно= 93+5=98 0С (9)

tво=116+5=121 0С (10)



4. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции

4.1 Оборудование турбинного отделения

4.1.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной

Т.к. конденсатор, основной эжектор, подогреватели низкого и высокого давления поставляются на проектируемую станцию вместе с турбиной, то для установки на станции применяются:

а) Конденсатор типа 50-КЦСТ-4 в количестве 2 штук, по одному на каждую турбину;

б) Основной эжектор типа ЭП-3-600-4 в количестве 4 штук, по два на каждую турбину; А также пусковой эжектор ЭП-1-600-3.

в) Подогреватели низкого давления типа ПН-130-6м (ПНД №3,4) и ПН-100-2м (ПНД №1,2);

г) Подогреватели высокого давления типа ПВ-350-230 (ПВД№7,6,5)

Характеристики приведенного оборудования сведены в таблицы 2, 3, 4, 5.

Таблица 2 - Технические характеристики конденсатора

Типоразмер	50КЦСТ - 4
Давление в водяном пространстве, кгс/см2	1,6
Давление в паровом пространстве, кгс/см2	0,06
Расход охлаждающей воды, м3/ч	8000
Число трубок	5800
Длина трубок	6650
Диаметр трубок, мм	25/23
Завод изготовитель	«ПОТ ЛМЗ»

Таблица 3 - Характеристики основного эжектора конденсатора

Типоразмер	ЭП-3-600-4
Завод изготовитель	«ПОТ ЛМЗ»
Расход охлаждающей воды, м3/ч	60
Расчётное рабочее давление	12…25
Расход рабочего пара, кг/ч	600
Количество отсасываемого воздуха, кг/ч	70
Диаметр трубок, м3/ч	19,7
Расход охлаждающей воды, м3/ч	60

Таблица 4 - Характеристики подогревателей низкого давления

Типоразмер	ПН-130-16-10	ПН-100-16-4
Площадь поверхности теплообмена, мІ	130	100
Номинальный расход воды, кг/с	63,9	72,2
Расчетный тепловой поток, МВт	7,3	1,6
Максимальная температура пара ,0С	400	240
Гидравлическое сопротивление, МПа	0,09	0,03
Завод изготовитель	СЗЭМ	СЗЭМ

Таблица 5 - Характеристики подогревателей высокого давления

Типоразмер	ПВ-350-230-21	ПВ-350-230-36	ПВ-350-230-50
Площадь поверхности теплообмена: -полная, мІ -зона ОП, мІ -зона ОК, мІ	303 - 67,2	350 31,6 42,1	350 31,6 42,1
Номинальный расход воды, кг/с	104,2	104,2	104,2
Расчетный тепловой поток МВт	20,1	15,2	16,9
Продолжение таблицы 5
Максимальная температура пара, 0С	355	430	475
Гидравлическое сопротивление	0,21	0,21	0,21
Завод изготовитель	ПО ТКЗ	ПО ТКЗ	ПО ТКЗ

4.1.2 Выбор деаэратора

Для данной турбоустановки устанавливают колонки типа ДП-225-7 со следующими техническими характеристиками:

- номинальная производительность 62,5 кг/с;

- рабочее давление 0,59 МПа;

- рабочая температура 158 єС;

- диаметр колонки 1800 мм;

- геометрическая вместимость 8 мІ.

Для работы с одной колонкой устанавливаем деаэрационный бак БД-65 (по одному на каждый блок) со следующими техническими характеристиками:

- геометрическая вместимость 78 мі;

- максимальная длинна 9100 мм.

4.1.3 Выбор конденсатных насосов

Возможна установка конденсатных насосов типа КСВ-200-220 в количестве 2 штук на блок со следующими техническими характеристиками:

- подача 200 мі/ч;

- напор 220 м;

- Число оборотов 1500;

- мощность 164 кВт;

4.1.4 Выбор питательных насосов

Возможна установка питательных насосов типа ПЭ-580-185 в количестве одной штуки на блок со следующими техническими характеристиками:

- подача 580 мі/ч;

- напор 2030 м;

- допустимый кавитационный запас 15 м;

- давление на входе 0,98 МПа;

- частота вращения 2904 об/мин;

- мощность насоса 3650 кВт;

- КПД 80%.

4.1.5 Выбор РОУ

Выбираем РОУ типа РОУ-lV-ЧЗЭМ в количестве двух со следующими техническими характеристиками:

- производительность 150 т/ч;

- параметры свежего пара 14 МПа, 570єС;

- параметры охлаждающей воды 5,5 МПа, 160 єС;

- параметры редуцированного и охлажденного пара 1,0-1,6 МПа, 250 єС.

4.1.6 Выбор оборудования теплофикационной установки

Возможна установка сетевых подогревателей на верхний и нижний отборах типа ПСГ-800-3-8-1 (согласно [1]) со следующими техническими характеристиками:

- площадь поверхности теплообмена 800 мІ;

- рабочее давление в паровом пространстве 3 кгс/смІ;

- номинальный расчетный тепловой поток 34,9 МВт.

Возможна установка трёх насосов типа КС-50-110, в том числе на первую ступень КНСП-2 (один рабочий и один резервный) со следующими техническими характеристиками:

- подача 50 мі/ч;

- напор 110 м;

- допустимый кавитационный запас 1,6 м;

- давление на входе 0,98 МПа;

- частота вращения 1500 об/мин;

- мощность 11,9-23,8 КВт;

- КПД 63%.

В качестве сетевого насоса второй ступени принимаем насосы типа СЭ-800-100 в количестве двух штук на блок со следующими техническими характеристиками:

- подача 800 мі/ч;

- напор 100 м;

- допустимый кавитационный запас 5,5 м;

- частота вращения 1500 об/мин;

- мощность 275 КВт;

- КПД 80%.

На первую ступень возможна установка насосов типа СЭ-800-60 в количестве двух штук на блок со следующими техническими характеристиками:

- подача 800 мі/ч;

- напор 60 м;

- допустимый кавитационный запас 5,5 м;

- частота вращения 1500 об/мин;

- мощность 150 КВт;

- КПД 81%.

Также устанавливается один резервный насос на всю станцию.

4.2 Расчёт и выбор оборудования котельного отделения

4.2.1 Часовой расход топлива энергетическим и водогрейным котлом

Так как задано топливо - сернистый мазут, то по таблице 1[6] определяем состав и технические характеристики топлива:

=3%, =0,1%, =1,4%, =83,8%, =11,2%, + =0,5%

9490 ккал/кг=39763,1 кДж/кг

По таб.2.8[6] принимаем иух=155 0С т.к. <3, tпв=230 0С

По таб.4.3.28[ПТЭ] принимаем =70 0С.

По таб.2.10[6] находим tгв=275 0С.

По tгв и по заводским конструкциям котла принимаем 1 ступенчаты РВП и водяной ЭК - одноступенчатый .

Находим расход топлива.

(11)

Определяем Qка

(12)

hпп=833,2 ккал/кг=3491,108 кДж/кг

hпв=386 ккал/кг=1617,34 кДж/кг

Согласно рекомендации расход тепла с продувкой не учитывается т.к. бпр<2.

кДж/кг

(13)

Рассчитываем отношение Qнр/630=63%Wр

Qвн=0, т.к. воздух, кроме котла, нигде не подогревается.

Qф - отсутствует

Qк=0, т.к. карбонаты отсутствуют.

Hхв=191/100*79=133,7

кДж/кг

(14)

(15)

(16)

Нух.г - энтальпия уходящих газов и соответствующего избытка воздуха.

кДж/кг (17)

(18)

Hг0=372+((752-372/100))Ч55=581=2434,4кДж/кг (19)

Hв0=330+((664-330/100))Ч55=513,7=2152,4кДж/кг (20)

кДж/кг

q3 - потери тепла от химического недожога.

q3=0,5%

q4 - потери тепла от механического недожога.

q4=0

q5 - потери тепла от наружного охлаждения.

q5=0,4%

q6 - потеря с физическим числом шлака.

q6=0

%

%

т/ч

Часовой расход топлива водогрейным котлом.

(21)

кг/ч =5,7 т/ч



4.2.2 Расчёт и выбор дымососа

Согласно НТП производительность <500 т/ч принимаем установку 1 дымососа и 1 вентилятора.

Находим расчетную производительность дымососа.

(22)

Определяем расход дымовых газов:

(23)

Находим расчетный расход топлива.

т/ч (24)

Определяем объем продуктов горения на 1 кг топлива при коэффициенте избытка воздуха бух.

нм3/кг (25)

По таблице 11[6] нм3/кг

нм3/кг

(26)

нм3/кг

Определяем присосы воздуха в газоходах и золоуловителях на участке выход из ВП - вход в дымосос.

(27-28)

- длина газохода по чертежу м

т.к. топливо мазут

0С

м3/кг

м3/ч

Определяем приведенное полное расчетное давление дымососа.

кгс/м2 (29)

(30)

(31)

М?Р=1,05 по рисунку 7.27[7]

(32)

Температура газов перед дымососам:



К (33)

Тзав определяется по рисунку 7 - 34 [7]

К (34)

Полное давление дымососа:

кгс/м2 (35)

Согласно НТП в2 для дымососа 1,2.

ДНn по справочным данным принимается 300 кгс/м2

кгс/м2

Согласно рисунку 7.34[7] возможна установка дымососов:

ДОД - 28,5 (з=0,78)

ДОД - 31,5 (з=0,812)

ДОД - 31,5Ф (з=0,76)

Выбираем дымосос ДОД - 31,5 т.к. у него наибольшее КПД.

Максимальное КПД - з=0,825.

(36)

Этот дымосос обеспечивает нам необходимое КПД следовательно принимаем к установке дымосос ДОД - 31,5.

Находим расход газов при 0,7 Gном

(37)

Согласно рисунку 7 - 62 [7] дымосос ДОД - 31,5 обеспечивает максимальную нагрузку.

4.3.3 Расчёт и выбор вентилятора

Согласно НТП производительность <500 т/ч принимаем установку 1 дымососа и 1 вентилятора.

Находим расчетную производительность вентилятора.

(38)

Рециркуляция горячего воздуха отсутствует, а воздух подогревается в поровых коллориферах.

(39)

Находим расчетный расход топлива.

кг/ч (40)

По таблице 11[6] нм3/кг

м3/кг

м3/ч

Определяем приведенное полное расчетное давление дымососа.

кгс/м2 (41)

(42)

Т - абсолютная температура воздуха в К.

К (43)

Тзав - абсолютная температура по заводским характеристикам машины.

К (44)

Полное давление вентилятора.

кгс/м2 (45)

Согласно НТП в2 для вентилятора 1,15.

ДНn по справочным данным принимается по рисунку 1.7 [8] 350 кгс/м2

кгс/м2

Согласно рисунку 7.36[7] возможна установка вентиляторов:

ВДН - 32Б (з=0,76)

ВДН - 28 - 2у (з=0,83)

Выбираем вентилятор ВДН - 28 - 2у т.к. у него наибольшее КПД.

Максимальное КПД - з=0,88.

(46)

Этот вентилятор обеспечивает нам необходимое КПД следовательно принимаем к установке вентилятор ВДН - 28 - 2у.

4.3.4 Расчёт и выбор дымовой трубы

Высота дымовой трубы определяется:

м (47)

Ориентировочно принимаем по таблице 1 трубу высотой 120 м, диаметром устья 6 м.

Рn - поправочный коэффициент. Для одноствольных труб Рn=1.

А - коэффициент, зависящий от состояния атмосферы и определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания веществ в атмосфере.

Для центральной части Европейской территории А=160.

F - безразмерный коэффициент учитывающий влияние скорости осаждения примесей в атмосфере. Для мазута F=1.

m - коэффициент учитывающий условия выхода из устья трубы m=0,95.

Скорость газов определяется по формуле:

м/с (48)

Vсек - секундный расход удаляемых газов.

Находим секундный расход газов через дымовую трубу.

(49)



м/с

Определяем параметр .

(50)

tжм - принимаем по приложению 1[8]

tжм=17,8 0С

ДT=139-17,8=121,2 0С (51)

Т.к. >2 то n=1

Находим выброс из котельной.

(52)

=1,4.

Находим секундный расход топлива:

кг/с (53)

По таблице

т.к. топливо мазут.

г/с

Находим выброс диоксида азота из котельной:

г/с (54)

Содержание азота в горючей массе топливе находим по формуле:

(55)

9490 ккал/кг =39,8 МДж

(56)

т.к. установлены вихревые горелки .

г/с

м

К установке принимаем 1 железобетонную дымовую трубу высотой 120 м с диаметром устья 6 м.

4.3 Выбор общестанционного оборудования

4.3.1 Оборудование подпитки котлов

Находим суммарную производительность всех котлов ТЭЦ:



(57)

Определяем расход обессоленной воды:

(58)

где - доля сброса продувочной воды в канализацию, принимается;

- потери конденсата на производство, берется из задания к ДП;

- отпуск пара на производство, берется из задания к ДП;

Определяем сумму потоков поступающих в деаэратор подпитки котлов:

(59)

Возможна установка деаэратора типа ДВ-200 в количестве 2, со следующими техническими характеристиками: производительность 200 т/ч, Рабочее давление 0,0075-0,05 мПа, Температура 40-80 0С.

При условии установки насоса типа КсВ 200-220 [1, табл.5.5] количество рабочих насосов составит:

(60)

С учетом резервного насоса их количество составит 3.

Таблица 6 - Технические характеристики конденсатного насоса

Подача, м3/ч	200
Напор, м	220
Допустимый кавитационный запас, м	1,6
Частота вращения, об/мин	1500
Потребляемая мощность, кВт	164
КПД, %	73
Завод-изготовитель	ПО «Насосэнергомаш» г. Сумы
Подача, м3/ч	200
Напор, м	36
Частота вращения, об/мин	1500
Потребляемая мощность, кВт	40
КПД, %	72

4.3.2 Оборудование подпитки теплосети

Определяем расход хим. очищенной воды для подпитки теплосети:

(61)

(62)

где vтс - объем воды в теплосетях:

vтр.м. -объем воды в транзитных магистралях. vтр.м.=0, т.к. транзитные магистрали отсутствуют.

По расходу хим. очищенной воды устанавливаем один вакуумный деаэратор

ДВ -150.

В качестве подпитки насосов принимаем насос типа Д 200-36 [4, таб.9.6.7] в количестве 2 (1рабочий и 1 резервный):

(63)

Таблица 7 - Технические характеристики насоса

Подача, м3/ч	200
Напор, м	36
Частота вращения, об/мин	1500
Потребляемая мощность, кВт	40
КПД, %	72

4.3.3 Оборудование дополнительного запаса обессоленной воды

Определяем ёмкость баков запаса обессоленной воды:

(64)

Согласно НТП к установке принимаем 2 бака ёмкостью 2000 м3.

Определяем подачу насосов к бакам запаса обессоленной воды:

1 условие:

(65)

2 условие:

(66)

Выбираем насос [1, табл.5.2] типа Д 200-95 в количестве двух.

4.3.4 Выбор дренажных баков и насосов к ним

Устанавливаем 2 дренажных бака ёмкостью 15м3, т.к. согласно НТП на каждый котел должен устанавливаться 1 такой бак. К каждому баку предусматривается 2 насоса с подачей приблизительно 7,5 м3/ч.

К дренажному баку устанавливаем 2 насоса [1, табл.5.1] типа К8/18(1,5К-8) всего на станции устанавливаем 6 насосов, технические характеристики приведены в таб.8



Таблица 8 - Технические характеристики насоса

Подача, м3/ч	8
Напор, м	19
Допустимый кавитационный запас, м	4,0
Частота вращения, об/мин	2900
Потребляемая мощность, кВт	0,8
КПД, %	51

4.3.5 Баки слива из котлов

К установке принимаем 1 общий бак слива воды из котлов емкостью 40м3 и к нему предусматриваем установку 1 насоса для перекачки воды в баки запаса конденсата типа Кс-32-50 [1, таб.5.1], технические характеристики приведены в таб.9

Таблица 9 - Технические характеристики конденсатного насоса

Подача, м3/ч	32
Напор, м	150
Допустимый кавитационный запас, м	1,8
Частота вращения, об/мин	50
Потребляемая мощность, кВт	22
КПД, %	60

4.3.6 Выбор расширителей непрерывной продувки котлов

В качестве расширителей первой ступени устанавливается расширитель типа СП-1,5 в количестве двух штук на всю ТЭЦ.

Технические характеристики:

- ёмкость 1,5 мі;

- наружный диаметр корпуса 220 мм;

- завод-изготовитель «Красный котельщик».

В качестве расширителей второй ступени устанавливается расширитель типа СП-0,7 в количестве двух штук на всю ТЭЦ.

Технические характеристики:

- ёмкость 0,7 мі;

- наружный диаметр корпуса 630 мм;

4.3.7 Оборудование подогрева сырой воды на ХВО

Определяем расход сырой воды:

(67)

Выбираем подогреватель сетевой воды типа ПСВ-90-7-15 [1, таб.3.27] в количестве 2-х, технические характеристики приведены в таб.10

Таблица 10 - технические характеристики подогревателя сетевой воды

Число ходов по воде	4
Давление по воде, МПа	1,57
Температура но входе,0С/ на выходе 0С	110/150
Номинальный расход по воде, кг/с	49
Гидравлическое сопротивление, МПа	0,03



5. Выбор оборудования топливного хозяйства ТЭС

Расчет и выбор емкости мазута хранилища, диаметров основных мазута проводов, тип и количество основных мазутных насосов.

Находим емкость мазута хранилища.

м3 (68)

м3

Из стандартного ряда выбираем 4 мазутных резервуара емкостью 5000 м3.

Емкость ставки находим.

м3 (69)

Величина приемной емкости.

м3 (70)

Из стандартного ряда принимаем 1 приемную емкость 100 м3.

Принимаем схему мазутного хозяйства с выделенным контуром циркуляционного разогрева.

м3/ч (71)

м3/ч

Т.к. установлены механические форсунки то принимаем напор насосов второго подъема равным 3 МПа тогда возможна установка насосов типа: 5Н - 54 в количестве 5 из которых, 1 резервный, 1 ремонтный, со следующими характеристиками:

подача - 98 м3/ч, напор - 370 м, мощность электродвигателя -110 кВт, частота вращения - 3000 об/мин.

В качестве насосов первого подъема принимаем насос типа: 6НК - 91 в количестве 5 из которых, 1 резервный, 1 ремонтный, со следующими характеристиками: подача - 120 м3/ч, напор - 65 м, мощность электродвигателя - 40 кВт, частота вращения - 3000 об/мин.

Находим насос циркуляционного разогрева мазута в резервуаре.

м3/ч (72)

Принимаем к установке насос типа: 4НК - 51 в количестве 3 из которых 1 резервный, со следующими характеристиками: подача - 50 м3/ч, напор - 60 м, мощность электродвигателя - 17 кВт, частота вращения - 3000 об/мин.

Согласно НТП от мазута насосной в котельное отделение мазут подается по 2 мазута проводам каждый из которых рассчитывается на пропуск 75% общего количества мазута.

мм (73)

По таблице 6.4[1] принимаем стандартный трубопровод диаметром 125 мм, с толщиной стенки 5 мм, ст.20



6. Выбор оборудования водоподготовки

1. Осветлитель;

2. Механический фильтр;

3. Н-катионитный фильтр первой ступени;

4. Анионитный фильтр первой ступени;

5. Декарбонизатор;

6. Н-катионитный фильтр второй ступени;

7. Анионитный фильтр второй ступени;

8. Перекачивающие насосы;

ПБ - Промежуточный бак.

Исходная вода на ТЭЦ подаётся от береговой насосной станции, где производится забор поверхностной воды. Содержание в воде некарбонатных солей составляет 2 - 7 мг. экв/кг. В воде содержатся и взвешенные вещества, и микроорганизмы, поэтому, на первой стадии очистки воды используем известкование и подкисление раствором серной кислоты в осветлителе с последующей фильтрацией воды в механических фильтрах. Далее проводится химическое обессоливание в Н-катионитных фильтрах первой ступени, анионитных фильтрах первой ступени, декарбонизацию (высвобождение от агрессивных газов) в декарбонизаторах и последовательную очистку в Н-катионитных и анионитных фильтрах второй ступени. Кроме того, в схеме предусмотрена установка промежуточных баков запаса воды, перекачивающие насосы и насосы-дозаторы для подачи химреагентов в осветлители. Для поддержания качества фильтрующих компонентов предусматривается регенеративная промывка их. После химобработки воды её качество имеет следующие показатели:

Жёсткость - не более 3 мкг. экв/кг;

Щёлочность после анионитных фильтров второй ступени - 0,05 мкг. экв/кг;

Остаточная концентрация СО после декарбонизатора от 3 до 6 мг/кг.

В целом после двухступенчатой очистки в воде должно содержаться солей - не более 0,2 мг/кг, кремниевой кислоты - не более 0,04 мг/кг.



7. Выбор оборудования циркуляционного водоснабжения

Расход охлаждающей воды:

, где (74)

nт - число турбин данного типа.

Формула справедлива для >2.

Wк - расчетный расход охлаждающей воды при конденсационном режиме турбоагрегатов типа ПТ по техническим данным завода изготовителя.

Wк=8000 м3/ч.

Расход технической воды на ТЭС:

, где (75)

м3/ч (76)

м3/ч (77)

м3/ч (78)

м3/ч (79)

В системе с оборотным водоснабжением напор циркуляционного насоса определяется с учетом потребного свободного напора воды перед брызгальными соплами.

, где (80)

Нг - геодезическая высота подачи воды от уровня воды в приемном колодце до верха, разбрызгивающего сопла. Обычно она составляет 3ч4 м.вод.ст. Принимаем Нг=3 м.вод.ст.

hбр - свободный напор воды перед брызгальными соплами (не более 4ч5 м.вод.ст.). Принимаем hбр=4 м.вод.ст.

?hс - сумма гидравлических сопротивлений водоводов . Обычно она составляет ?hс=4ч6 м.вод.ст. Принимаем равной 5 м.вод.ст.

м.вод.ст.

Принимаем к установке насос типа ОПВ-2-87в количестве 3, со следующими техническими характеристиками:

-подача 7560-13332 м3/ч;

-напор 12м

-допустимый кавитационный запас 10м.

-частота вращения 585мин;

-потребляемая мощность 262-510 кВт.

-КПД 80%

1 - конденсатор; 2 - градирня; 3 - циркуляционный насос.



1 - конденсатор; 2 - градирня; 3 - циркуляционный насос.



8. Перечень средств автоматизации и тепловых защит котлов и турбин

турбоустановка топливный автоматизация котел

Реальные эксплуатационные показатели в значительной степени зависят от качества эксплуатации, определяемого возможностью быстрых расчетов всех параметров, соответствующей реальной эксплуатационной ситуации, и возможностью быстро реализовать полученные расчетные рекомендации. Эти вопросы решаются при внедрении на ТЭС АСУ.

На ТЭС предусматривается система управления оборудованием, предназначенная для выполнения функций контроля, сигнализации, автоматического вычисления технико-экономических показателей, дистанционного регулирования, технологической защиты, дискретного автоматического управления и оперативной связи. Объем контроля, сигнализации, автоматического регулирования и технологической защиты принимается в соответствии с ПТЭ.

Котлы всех типов должны управляться от главного регулятора - одного на блок или на группу из 6-8 котлов с поперечными связями. На моноблоках возможно регулирование давления перед турбиной без главного регулятора.

Автоматические регуляторы котельных установок:

а) подачи питательной воды (регуляторы питания) - по одному на барабанный котел;

б) производительности питательных насосов, оборудованных устройствами для изменения скорости вращения;

в) подачи топлива в топку (регулятор топлива);

г) подачи общего воздуха в топку (регулятор общего воздуха);

д) соотношения «топливо-воздух»;

е) разряжения в топке котла;

ж) температуры перегретого пара;

Паровые турбины имеют следующие автоматические регуляторы:

а) скорости вращения и давления пара в регулируемых отборах;

б) подачи пара на концевые уплотнения валов;

в) уровня и рециркуляции воды в конденсаторе;

г) температуры масла за маслоохладителями системы маслоснабжения;

д) подачи пара на прогрев фланцев и шпилек цилиндров турбины;

е) давления пара перед эжекторами.

Автоматические защиты служат для предотвращения аварий оборудования при отклонении основных контролируемых параметров за допустимые пределы. Защита вступает в действие в том случае, когда автоматическим или ручным дистанционным управлением не удается предотвратить отклонение параметра сверх установленного предела. Автоматические защитные устройства, обслуживающие тепловую часть ТЭС, называются тепловыми защитами. Тепловые защиты котла предусматривают две категории действий: останов котла или перевод его в растопочный режим работы, локальные противоаварийные операции.

Тепловые защиты котельной установки:

а) от изменения уровня воды в барабане котла;

б) от погасания факела в топке котла;

в) повышение уровня в барабане до первого предела;

г) отключение всех РВП;

д) от повышения температуры и давления перегретого пара;

е) понижение давления мазута после регулирующего клапана;

ж) отключение всех дымососов;

з) отключение всех дутьевых вентиляторов.

Паровые турбины имеют следующие виды защит:

а) осевое смещение ротора;

б) понижение давления в системе смазки;

в) повышение давления в конденсаторе;

г) повышение частоты вращения;

д) повышение уровня в ПВД до второго предела;

е) отключение всех маслонасосов системы уплотнений вала;

ж) понижение температуры свежего пара перед турбиной;

з) понижение давления масла в системе регулирования;

и) при закрытии стопорного клапана или отсечных клапанов турбины;

к) отключение генератора от сети вследствие внешних повреждений;

л) повышение температуры свежего пара перед турбиной на ТЭС с поперечными связями;

м) понижение давления греющего пара в ПНД.



9. Разработка мероприятий по охране окружающей среды при эксплуатации ТЭЦ

Очистка и нейтрализация сточных вод.

Сточными водами электростанции, подлежащими очистке или нейтрализации, являются: воды, загрязненные нефтепродуктами - мазутом, маслами; воды содержащие «Иввиоль» и «ОМТИ»; обычные воды конвективных поверхностей нагрева основных и пиковых водогрейных котлов, а также РВП; отработавшие растворы после химических очисток оборудования и его консервации; зашламленные стоки и регенерационные растворы водоподготовительных установок.

Очистка сточных вод от нефтепродуктов проектируется по схеме: приемный резервуар, нефтеловушка, двухслойные механические фильтры. Установка фильтров с активированным углем после механических фильтров должна быть основана. Допускается по условиям компоновки очистных сооружений проектировать взамен нефтеловушки напорную флатационну установку.

Вода, прошедшая очистку, должна использоваться повторно на технологические нужды ТЭС, на подпитку оборотной системы технического водоснабжения, а также на питание водоподготовки.

Ввиду отсутствия методов очистки сточных вод от «Иввиоля» и «ОМТИ» следует предусматривать устройства для сбора и подачи этих вод и загрязненных осадков в мазутные баки с последующим сжиганием в котле.

Разные вещества, отрицательно влияют на санитарный режим водоемов, содержатся в сбросных водах химической промывки оборудования и после его консервации. При проектировании для обработки указанных сбросных вод следует исходить из применяемых предпусковых и эксплутационных химических очисток. Для нейтрализации и обезвреживания отработавших растворов используются установки по нейтрализации и обезвреживанию вод химической промывки.

На ТЭС, работающих на газомазутном топливе, дополнительную обработку и обезвреживание нейтрализованных вод химической очистки допускается проводить с использованием установки нейтрализации обмывочных вод РВП и конвективных поверхностей нагрева. Однако смешивание вод химической очистки и обмывочных вод РВП недопустимо.



10. ТБ при производстве электросварочных работ

Категорически запрещается вести работы на неисправной и присоединённой к электросети неизолированными проводами аппаратуре. При ведении электросварочных работ необходимо соблюдать правила ТБ, утверждённые ЦК профсоюза рабочих машиностроения и соответствующие требования государственного стандарта.

При выполнении электросварочных работ возможны следующие виды травматизма:

-- поражения электрическим током;

--поражения лучами электрической дуги глаз и незащищенных поверхностей кожи лица и рук;

--ожоги каплями расплавленного металла и шлака;

--отравление организма вредными газами, выделяющимися при сварке;

--ушибы и ранения при заготовительных и сборочно-сварочных операциях.

Для обеспечения безопасных условий труда необходимо соблюдать следующие правила:

--надежно заземлять сварочные установки и свариваемые изделия;

--не прикасаться к токоведущим частям сварочных устройств голыми руками;

--не применять контур заземления в качестве обратного провода сварочной цепи;

--применять провода с надежной изоляцией;

--при работе внутри резервуаров или сосудов класть под ноги резиновый коврик и надевать шлем для защиты головы. Кроме того, сварщик должен надеть страховочный пояс с веревкой, чтобы можно было вытащить его при несчастном случае. Работать без подручного, находящегося вне резервуара, категорически запрещается;

--на рабочем месте, где выполняются сварочные работы, не должно быть горючих материалов, способных воспламеняться от искр и капель расплавленного металла;

--сварочный пост должен иметь огнетушитель или бачок с водой и ведром, а также ящик с песком и лопатой;

--по окончании сварочных работ необходимо отключать электросварочные установки.

Для защиты от ожогов лучами электрической дуги сварщику необходимо надевать брезентовые (сухие) рукавицы, закрывать лицо специальным щитком из материала, не пропускающего ультрафиолетовые лучи и не воспламеняющегося от искр. Для изготовления щитков применяют фибру, окрашенную в черный цвет огнестойкой краской. В лицевой части щитка и шлема в прямоугольный вырез вставлен специальный светофильтр в виде защитного стекла (рис. 9.6). При сварочных работах необходимо применять переносные щиты, ширмы или устраивать специальные кабины для защиты людей от электрической дуги.

Во избежание ожогов каплями жидкого металла сварщик должен быть одет в брезентовую спецодежду и работать в рукавицах и головном уборе.

При всех видах сварки выделяется большое количество вредных газов и пыли. Содержание газов зависит от способа сварки, применяемых флюсов и защитных газов. Для уменьшения концентрации вредных газов и пыли необходимо сооружать вытяжную вентиляцию из расчета 4000--6000 м3 воздуха на 1 кг электродов. Концентрация нетоксичной пыли не должна превышать 10 мг/м3



11. Расчёт экономических показателей ТЭС

11.1 Капиталовложения в строительство ТЭЦ

11.1.1 Абсолютные капвложения в строительство блочных ТЭЦ (оборудование однотипное)

К=[К+К? (nк-1)+ К+ К?( nт -1)+Кпвк?nпвк] ? К р.с ? Ки , руб. (81)

где К - капиталовложения в головной блок руб.;

К - капиталовложения в каждый последующий блок, руб.;

nбл - число блоков ;

Кр.с - поправочный коэффициент на территориальный район строительства (приложение 1)[1].

Ки - коэффициент инфляции (для пересчёта в цены текущего года).

К,К - приведены в (приложении 3 табл.3)[1] для жидкого топлива.

nк =(1,03? )/ Д=(1,03?784)/420=2 шт.

К=[9400*103+6000*103 ·(2-1)+14460*103+8670*103·(2-1)+1000*103·2].1.7.0.103 =283710.5?106руб.

11.1.2 Удельные капвложения

Куд.= (82)

где К - абсолютная величина капитальных вложений, руб.;

Nу - установленная максимальная мощность станции, кВт (МВт).

Куд=( 283.109)/(2·60. 103)=2358.103 руб/кВт

11.2 Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции

11.2.1 Годовой отпуск пара из производственных отборов

Д= Д? nт ? h (83)

Д=140?2?6000=1680?103 т/час

11.2.2 Годовой отпуск с коллекторов ТЭЦ для производственных целей

Q= Д (84)

Q= 2.6?1680?103=4368?103 ГДж/год

Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин

Q = Q ? nт ? h (85)

где Q - отпуск теплоты в отопительный отбор данного типа турбины, ГДж/ч (приложение 2);

h -число часов использования максимума отопительных отборов в зависимости от климатического района (приложение 4) [1].

Q =220?2?5500=2420?103 ГДж/год

11.2.3 Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭС

Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ составляет:



Q= Qготоп + + Q+ Q (86)

Q-годовой отпуск теплоты для ПВК, ГДж/год;

Q= Q? h ГДж/год (87)

Q= - ГДж/год (88)

-суммарное количество теплоты, ГДж/год

Q=850-584=266 ГДж/год

Q=266?2100 =558.6?103 ГДж/год

Q=4368?103 + 2420?103 +558.6?103 =7346.6?103 ГДж/год

Коэффициент теплофикации ТЭЦ

тэц= /Qтэц (89)

тэц =584/850=0.68

11.3 Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции

11.3.1 Годовая выработка электроэнергии

Годовая выработка электрической энергии составляет:

W= N ? h (90)

где N - установленная расчётная мощность турбин одного типа, принимается по номинальному значению для турбин с двойным обозначением мощности, МВт;

h - число часов использования установленной расчётной мощности

h=5500

W=60?2?5500=660.103 МВт ? ч

11.3.2 Расход электрической энергии на собственные нужды

При однотипном оборудовании расход электрической энергии на собственные нужды составляет

W= К/100 ? W (91)

где К- удельный расход электроэнергии на собственные нужды, % (для учебных расчётов укрупнённые значения удельного расхода электрической энергии на собственные нужды произведен в(табл. 1 приложение 6)[1].

К = 7.69.6

W=9/100.660.103=59.4.103 МВт ? ч

11.3.3 Годовой расход электрической энергии на собственные нужды отнесённый на отпуск теплоты

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск теплоты составляет:

W= ? Qготп (92)

Ориентировочно можно принять при работе ТЭЦ на жидком топливе,

56 кВт ? ч/ГДж,

Qготп- годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ, ГДж/год

Qготп = Qготоп + Q (93)

Qготп =4368.103 +2420.103 =6788.103 ГДж/год

W=6/1000.6788.103=40.7.103 МВт ? ч

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск электрической энергии

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск электрической энергии составляет

W= W- W (94)

W=59.4.103 -40.7.103 =18.7? 103 МВт ? ч.

Удельный расход электрической на собственные нужды, отнесённые на производство электрической энергии:

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, отнесённые на производство электрической энергии составляет:

К= 100%, (95)

К= (18.7? 103 /660?103)? 100%=2.8%

11.3.6 Годовой отпуск электрической энергии с шин станции

Годовой отпуск электрической энергии с шин станции:



W= Wгв- Wэсн (96)

где W гв - годовая выработка электрической энергии, МВт ? ч;

Wэсн - расход электроэнергии на собственные нужды, МВт ? ч.

W=660?103 -59.4?103 =600.6?103 МВт ? ч

11.4 Расход условного топлива при однотипном оборудовании

11.4.1 Годовой расход условного топлива котлами при однотипном оборудовании:

Расход условного топлива может быть рассчитан по приближённой топливной характеристики, которая в общем случае для однотипного оборудования имеет вид:

В= ( в? n? Т+ в ? Q + в? W) ? К (97)

где n- число однотипных агрегатов, шт.;

Ориентировочно можно принять

Т= 78008200 ч;

в- расход топлива на холостой ход основного оборудования, ту ? т/ч;

К - поправочный коэффициент на вид сжинаемого топлива.

Для мазута К = 1.03

Топливные характеристики приведены в (приложении 7) [1]

В= (4 ? n? Т+ 0.065? Д+ 0.0153 Q + 0.325 Wгв ) ?0.97 = ( 4? 2? 8000+ 0.065? 1680? 103+0.0153·2978.6.103+0.325?660? 103) ?1.03 =446.2? 103 ту.т/год



11.4.2 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учёта расхода электроэнергии на собственные нужды

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты составляет:

В= (Q/29.3·+ Q/29.3··+ Q/29.3·)·К (98)

- КПД котла, принимаемое для мазута - 0,920,93

- КПД сетевых подогревателей принимают 0,98

-КПД ПВК принимаю 0.9

В=(4368?103/29.3? 0.9+2420?103/29.3?0.9?0.98+558.6?103/29.3? 0.9) ? 1.03= 297.4? 103 ту ? т/год

11.4.3 Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии

Годовой отпуск условного топлива на отпуск электроэнергии составляет:

В= В- В (99)

В= 446.2?103- 297.4?103=148.8?103 ту ? т/год.

11.4.4 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учётом электроэнергии собственных нужд, отнесённый на отпуск теплоты

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты составляет:

В= В+ в ? W (100)

В= 297.4?103+0.23?40.7?103=306.8?103 ту ? т/год. 

в = (101)

в =148.8?103/(660?103-18.7?103)=0.23 кгу ? т/кВт ? ч.

11.4.5 Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии с учётом электроэнергии собственных нужд

Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии составляет:

В= В- В (102)

В= 446.2?103-297.4?103=148.8?103ту ? т/год.

11.5 Удельный расход условного топлива и КПД станции при однотипном оборудовании

11.5.1 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии

в = (103)

Величина в , подсчитанная по формуле, должна быть одинаковой с

в, подсчитанной по формуле.

в = 148.8?103 /600.6?103=0.23 кгу ? т/кВт ? ч.

11.5.2 Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты

Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты составляет:

в= (104)

в=297.4?103 · 103 /7346.6?103=40.4 кгу ? т/ГДж

11.5.3 Коэффициент полезного действия станции по отпуску электрической энергии

Коэффициент полезного действия станции по отпуску электрической энергии составляет

53.4% (105)

11.5.4 Коэффициент полезного действия станции по отпуску теплоты

Коэффициент полезного действия станции пор отпуску теплоты составляет:

% =84.4% (106)

11.5.5 Коэффициент использования топлива

Коэффициент использования топлива составляет:

% (107)

зтопл=(3.6? 600.6? 103 + 7346.6? 103/29,3? 446.2? 103) ? 100 =72.7%



11.6 Эксплуатационные расходы (издержки) ТЭЦ

11.6.1 Топливо на технологические цели

В+(1+/100) (108)

В =(446.2?103?29330)/39850+(1+0.01/100)=329.7?103 тн ? т/год,

Uтопл=Uт .Вгн =340?103?329.7?103=112129?106 руб/год

11.6.2 Вода на технологические цели

U (109)

UB=0.02?112120?106=2242?106 руб/год.

11.6.3 Расходы на оплату труда производственного персонала

Uзп= U+ Uдзпр (110)

U= (111)

где = 0,65-0,75 - доля производственных рабочих в общей численности эксплуатационного персонала;

- удельная численность эксплуатационного персонала;

= 200(прил.9)[1]

N- численность эксплуатационного персонала, чел.

ЗП- средняя заработная плата одного производственного рабочего в год, руб./чел.год;

К- районный коэффициент оплаты труда (приложение 11)[1].

U=0.7?200?9.5?106?1=1330?106 руб/год.

(112)

Uдзпр = 0,14? 1330? 106 = 186.2? 106 руб/год

Uзп=1330?106+186.2?106 =1516.2?106 руб/год

11.6.4 Отчисления на социальные нужды с зарплаты производственного персонала

Отчисления на социальное страхование составляют

UCC =0.36?( U+ Uдзпр) (113)

UCC=0.36?(1330?106+186.2?106)=545.8?106 руб/год

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

(114)

где - коэффициент учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживания оборудования (меньшие значения принимаются для более крупных ТЭЦ);

- армотизационные отчисления по производственному оборудованию,

Uэкс = 1,15? 13.9? 109 = 15,9? 109 руб/год



= (115)

=0.07?19.9?109=13.9?109 руб/год,

где Н= 7-8% - норма армотизационные отчислений по производственному оборудованию;

С- стоимость оборудования составляет 60-70% от капиталовложений в строительство ТЭЦ, т.е.

С= (0,6-0,7) К, (116)

С=0.7.283.7?109=19.9?109 руб/год.

11.6.5 Расходы по подготовке и освоению производство (пусковые расходы)

В период нормальной эксплуатации пусковые расходы не учитываются

Общепроизводственные расходы

И= (117)

Значение зависит от многих факторов, основными из которых является установленная мощность

И=0.1?15.987?109=1,598?109 руб/год

11.6.6 Общехозяйственные расходы

(118)



ЧАУП=6-7%Чппп=0.06.495=30 чел (приложение 10)[1] (119)

Чппп- численность промышленно производственного персонала, чел

Чппп=495 чел(приложение 12)[1]

ИОС=10.5?106?30?1+0.06?(15.987?109+1.598?109)=1370?106 руб/год

11.6.7 Общие издержки производства на ТЭЦ

В общие издержки производства на ТЭЦ включаются все расчётные затраты

(120)

И=(112120+2242.4+1516.2+545.8+15987+1598.7+1370+)?106=135.38?109 руб/год

11.7 Калькуляция себестоимости электрической энергии и теплоты

Общие издержки производства на ТЭЦ и издержки по отдельным статьям распределяются между электрической энергией и теплотой пропорционально расходу условного топлива на оба вида энергии.

11.7.1 Коэффициент распределения затрат на теплоту

Коэффициент распределения затрат на теплоту составляет

(121)

Ктр=306.8?103/446.2?103=0.68



11.7.2 Коэффициент распределения затрат на электрическую энергию

Коэффициент распределения затрат на электрическую энергию составляет

(122)

Кэр=1-0.68=0.32

11.7.3 Годовые издержки, отнесённые на отпуск теплоты

Годовые издержки, отнесённые на отпуск теплоты, составляют

Подобные документы

• Проектирование тепловой электростанции

  Выбор типа и количества турбин, энергетических котлов ГРЭС. Составление принципиальной тепловой схемы электростанции, её расчет на заданный режим. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 02.11.2010
  

• Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130

  Модернизация турбоустановки Кумертауской ТЭЦ; описание и расчет принципиальной тепловой схемы в номинальном и конденсационном режимах; выбор основного и вспомогательного оборудования; тепловой и поверочный расчеты сетевого подогревателя; себестоимость.
  
  дипломная работа [755,1 K], добавлен 07.08.2012
  

• Разработка принципиальной тепловой схемы блока теплоэлектростанции

  Обоснование строительства электрической станции и выбор основного оборудования. Величины тепловых нагрузок. Выбор оборудования, расчет годового расхода топлива на ТЭЦ. Схема котлов. Расчет теплогенерирующей установки. Водоподготовительная установка.
  
  дипломная работа [756,2 K], добавлен 01.10.2016
  

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

  Экономическое обоснование строительства ТЭЦ. Выбор и расчет тепловой схемы, котлоагрегата, основного и вспомогательного оборудования энергоустановки, топливного хозяйства и водоснабжения, электрической части. Разработка генерального плана станции.
  
  дипломная работа [572,0 K], добавлен 02.09.2010
  

• Проект тепловой части ГРЭС мощностью 160 МВт (Омская область)

  Выбор типа и количества турбин и котлов. Составление и описание принципиальной тепловой схемы электростанции. Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов. Определение выбросов ТЭЦ в атмосферу, расчет и выбор дымовой трубы.
  
  дипломная работа [505,3 K], добавлен 15.01.2015
  

• Расчет тепловой схемы турбоустановки

  Выбор и обоснование тепловой схемы турбоустановки. Расчёт теплообменных аппаратов. Определение расхода пара на турбину и энергетический баланс турбоустановки. Расчет коэффициентов ценности теплоты отборов и анализ технических решений по тепловой схеме.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 12.03.2013
  

• Проект конденсационной электростанции мощностью 4000 МВт

  Расчёт принципиальной тепловой схемы и выбор основного и вспомогательного оборудования станции, оценка ее технико-экономических показателей. Мероприятия по безопасной эксплуатации подстанций. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 06.12.2013
  

• Проектирование автоматизированной котельной

  Выбор количества и типоразмера котлов для автоматизированной котельной. Описание тепловой схемы котельной. Выбор вспомогательного оборудования. Выбор сетевых, подпиточных, котловых и рециркуляционного насосов. Расчет и подбор тягодутьевого оборудования.
  
  контрольная работа [1,4 M], добавлен 02.07.2013
  

• Проект котельной установки для теплоснабжения военного городка

  Инженерная характеристика района размещения объекта теплоснабжения. Составление и расчёт тепловой схемы котельной, выбор основного и вспомогательного оборудования. Описание тепловой схемы котельной с водогрейными котлами, работающими на жидком топливе.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 17.06.2017
  

• Проект тепловой части ТЭЦ мощностью 330 МВт, расположенной в г. Пенза

  Составление принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентрали проектируемой электростанции. Обоснование выбора типа и количества турбин энергетических и водогрейных котлов. Расчет потребности станции в технической воде и выбор циркуляционных насосов.
  
  дипломная работа [1,7 M], добавлен 16.06.2015
  

• Проект теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

  Расчет тепловой нагрузки и построение графика. Предварительный выбор основного оборудования: паровых турбин и котлов. Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию. Расчет тепловой схемы. Баланс пара. Анализ загрузки турбин и котлов, тепловой нагрузки.
  
  курсовая работа [316,0 K], добавлен 03.03.2011
  

• Проект тепловой части ТЭЦ – мощностью 400 МВт, расположенной в г. Петрозаводске

  Выбор типа и количества турбин, энергетических и водогрейных котлов. Расчет и выбор деаэраторов, конденсатных и питательных насосов, оборудования теплофикационной установки. Определение потребности станции в технической воде, выбор циркуляционных насосов.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 24.06.2012
  

• Тепловая часть ГРЭС 1000 МВт

  Описание тепловой схемы станции, компоновки оборудования газового хозяйства, химической водоочистки питательной воды, выбор и эксплуатация основного оборудования. Автоматизация тепловых процессов и расчеты характеристик котельной и основных затрат.
  
  дипломная работа [768,2 K], добавлен 29.07.2009
  

• Дефектоскопия оборудования энергоблока

  Расчёт тепловой схемы на примере турбогенератора К-300-240 ХТГЗ. Выбор вспомогательного оборудования. Определение объемов продуктов сгорания и энтальпии. Регенеративный воздухоподогреватель. Выбор тягодутьевой установки, дымососов, дутьевых вентиляторов.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 02.03.2017
  

• Влияние схем включения подогревателей энергоблока на тепловую эффективность подогрева

  Расчёт принципиальной схемы ТЭС. Распределение регенеративного подогрева по ступеням. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Схема включения, конструкция и принцип действия. Определение основных геометрических характеристик, тепловой схемы.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 02.10.2008
  

• Реконструкция отопительно-производственной котельной г. Октябрьский

  Cоставление тепловой схемы котельной. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата. Технико-экономическая реконструкция котельной с установкой котлов КВ-Рм-1 и перехода на местные виды топлива.
  
  дипломная работа [539,5 K], добавлен 20.04.2014
  

• Проектирование электростанции

  Формирование структурной схемы электростанции. Технико-экономическое обоснование принципиальной схемы электрических соединений. Выбор структурной схемы станции, основного оборудования. Выбор схемы электрических соединений всех РУ. Расчет жестких шин.
  
  курсовая работа [5,7 M], добавлен 20.03.2011
  

• Проектирование производственно-отопительной котельной чугунолитейного завода в г.Чите

  Разработка тепловой схемы производственно-отопительной котельной. Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования. Составление схемы трубопроводов и компоновка оборудования. Основные принципы автоматизации котельного агрегата паровой котельной.
  
  дипломная работа [293,3 K], добавлен 24.10.2012
  

• Реконструкция тепловой схемы Омской ТЭЦ-3 с установкой энергоблока ПГУ–90

  Внедрение парогазовых установок. Выбор оптимального варианта реконструкции тепловой схемы станции с применением технологического оборудования отечественных и зарубежных фирм. Обеспечение минимума капитальных вложений (инвестиций) на реконструкцию.
  
  дипломная работа [2,6 M], добавлен 14.05.2014
  

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

  Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [995,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам