Реферати

Реферат: Diplom po TEC

Стилістика прози Дж. К. Роулинг на прикладі романів про Гарри Поттере. Причина популярності і характеристика романів Дж. К. Роулинг про Гарри Поттере. Використання міфологія в романі, особливості походження імен і назв персонажів. Стилістичні особливості роману Дж. Роулинг і труднощі його перекладу на російську мову.

Роль упакування і маркірування в просуванні товарів на ринку. Історія, походження і класифікація мінеральних вод. Хімічний склад води: зміст солей; ступінь мінералізації. Органолептична оцінка мінеральних вод. Поняття упакування і маркірування. Використання упакування як інструмент маркетингу.

Єдина тарифна сітка: перспективи застосування. Напрямку удосконалювання організації оплати праці працівників науки і наукового обслуговування на основі ЕТС. Список посад із застосуванням підвищувальних коефіцієнтів до окладу. Критерії застосування індивідуальних умов оплати праці за контрактом.

Розробка системи автоматичного контролю і регулювання витрати вентиляційного повітря. Розрахунок і вибір сужающего пристрою, його критерії й обґрунтування. Конструкція пристрою і вимоги до його установки. Опис роботи расходомерного комплекту. Аналіз об'єкта керування, визначення його типу і параметрів, частотні характеристики.

Взаємини Туреччини і США на сучасному етапі. Загальна оцінка економічних зв'язків між Туреччиною і США. Військово-політичне співробітництво. Сучасні складові американо-турецького політичного діалогу. Ядерне питання у відносинах Анкари і Вашингтона. Перспективи американо-турецьких відносин.

Зміст

Анотація

1. Вибір основного обладнання і опис прийнятого компонування станції

2. Принципова теплова схема блоку і розрахунок її на заданий режим

3. Вибір допоміжного обладнання теплової схеми блоку

4. Визначення потреб станції в технічній воді, вибір циркуляційних і подпиточних насосів

5. Визначення часової витрати палива енергетичного казана

6. Паливне господарство станції

7. Розрахунок і вибір тягодутьевого обладнання

8. Розрахунок і вибір димаря

9. Заходи щодо техніки безпеки і протипожежної безпеки на станції

10. Охорона навколишнього середовища на ТЕС

11. Переоблопачивание лопатками, що мають вильчатий хвіст

12. Визначення техніко-економічних показників станції

13. Література

АНОТАЦІЯ

Справжній дипломний проект призначений для підсумкової державної атестацій студентів по спеціальності 1005 «Теплоенергетічеськиє установки» в Казанськом енергетичному технікумі. Проект відповідно до виданого завдання складається з 12 розділів:

1. Вибір основного обладнання і опис прийнятого компонування станції

2. Принципова теплова схема блоку і розрахунок його на заданий режим

3. Вибір допоміжного обладнання теплової схеми блоку

4. Визначення потреб станцій в технічній воді, вибір циркуляційних і подпиточних насосів

5. Визначення часової витрати палива енергетичних і водогрейних казанів

6. Паливне господарство станції

7. Розрахунок і вибір тягодутьевого обладнання

8. Розрахунок і вибір димаря

9. Заходи щодо техніки безпеки і протипожежної техніки на станції

10. Охорона навколишнього середовища на ТЕС

11. Переоблопачивание лопатками, що мають вильчатий хвіст

12. Визначення технико - економічних показників станцій

Крім пояснювальної записки дипломний проект має 4 листи графічного завдання. Графічна частина складається з наступних креслень:

1. Поперечний розріз головного корпусу

2. Розгорнена теплова схема

3. Переоблопачивание лопатками, що мають вильчатий хвіст

4. Техніко-економічні показники Казанської ТЕЦ-3

1 ВИБІР ОСНОВНОГО ОБЛАДНАННЯ І ОПИС ПРИЙНЯТОГО КОМПОНУВАННЯ СТАНЦІЇ

1.1 Вибір основного обладнання станції

1.1.1 Вибір одиничної потужності, типу і кількості турбін

Одинична потужність і тип теплофикационних агрегатів на ТЕЦ, вхідній в енергосистеми, вибираються більш великими з урахуванням характеру і перспективної величини теплового навантаження району.

Турбіни з виробничим відбором пари вибираються з урахуванням тривалого використання цього відбору протягом року. Турбіни з противодавлением вибираються для покриття базової частини виробничого, парового і опалювального навантажень і не встановлюється першим агрегатом ТЕЦ.

Типи турбін визначаються видами теплових навантажень ТЕЦ.

На ТЕЦ тільки з опалювальним навантаженням встановлюють турбіни типу Т. Прі опалювальному і виробничому навантаженнях на ТЕЦ можуть встановлюватися турбіни типу ПТ або спільно турбіни вказаних типів Т, ПТ, Р. Перечисленние типи турбін виготовляються згідно ГОСТу 3618-82.

Вибір одиничної потужності турбін проводять, виходячи із заданої електричного і теплового навантажень, віддаючи перевагу агрегатом більшої потужності.

По заданих теплофикационним і виробничих навантаженнях Казанської ТЕЦ-3 необхідна установка турбіни типу ПТ-80-130.

Турбіна ПТ-80-130 розрахована для роботи зі свіжою парою з параметрами: тиск свіжої пари - 13 МПа, температура свіжої пари - 540С.

1.1.2 Вибір типу, одиничної потужності і кількості казанів

На ТЕЦ без промперегрева пари з переважаючим паровим навантаженням застосовуються блокові схеми і при відповідному обгрунтуванні з поперечними зв'язками.

Паропроизводительность і число енергетичних казанів для турбоустановки ПТ-80-130, якою розширяється Казанська ТЕЦ-3 вибираються по максимальній витраті пари машинним залом з урахуванням витрати пари на власні потреби в розмірі 3%. У разі виходу з роботи одного енергетичного казана енергетичні казани, що залишилися в роботі повинні забезпечити максимально тривалий відпуск пари на виробництво і відпуск пари на опалювання, вентиляцію і гаряче водопостачання в розмірі 70% від відпуску тепла на ці цілі при розрахунковій для проектування систем опалювання температурі зовнішнього повітря.

1.1.2.1 Паропроїзводітельность енергетичних казани визначається по формулі:

=. (1 + α + β) (т/ч) (1.1.2.1)

де = 386,83 т/ч - максимальна витрата пари на турбіну;

α = 0,03 - запас по продуктивності;

β = 0,02 - витрата на власні потреби блоку.

= 386,83. (1 + 0,03 + 0,02) = 406,17 (т/ч)

По параметрах пари турбіни і вигляді палива може бути встановлений казан типу Е-420-13,8-560-ГМН на початкові параметри пари = 13,8 МПа, = 560 З, ця модель призначена для роботи на газі і мазуті. Технічні характеристики: компонування П-образне, воздухоподогреватель - РВП, ширина - 18,4 м, глибина - 14,5 м, висота - 32,4 м, температура живлячої води - 230, температура газів, що йдуть - 109/147, КПД - 94/93 %.

1.1.3 Вибір водогрейних казанів

Вибір проводиться по величині пікового навантаження ТЕЦ на опалювання і гаряче водопостачання:

= 65,53 (МВт)

Кількість водогрейних казанів:

= (шт.)

= = 0,66 1 (шт.)

Можлива установка одного водогрейного казана КВ-ГМ-100-150.

Оскільки встановлені на Казанської ТЕЦ-3 пікові водогрейние казани забезпечують необхідне навантаження, то додатковий казан не встановлюється.

1.2 Опис прийнятого компонування блоку

В компонуванні, що розглядається представлений поперечний розріз головного корпусу. Головний корпус являє собою єдину споруду, що складається з машинного залу, котельного і проміжного відділення. Каркас будівлі утвориться залізобетонними колонами.

Машинний зал розділяють по висоті на дві частини: верхню і нижню. У верхній частині машинного залу, на рівні 11,8 метрів, знаходиться турбоагрегат ПТ-80-130. У даному компонуванні використане поперечне розміщення турбоагрегатів. У нижній частині, яке називається конденсатним відділенням, розташовується допоміжне обладнання: конденсатор турбіни, підігрівачі низького і високого тиску, мережеві підігрівачі, живлячі насоси, конденсатні і циркуляційні насоси, і все основні трубопроводи. Під перекриттями машинного залу, на рівні 28 метрів, встановлений мостовий кран. Ширина машинного залу 39000 мм.

У котельному відділенні головного корпусу розташовуються парові казани і їх допоміжне обладнання. Казани встановлені без розвороту топки. У верхній частині котельного відділення, на висоті 38,5 метрів, встановлений мостовий кран. Ширина котельного відділення 29480 мм.

Між машинним залом і котельним відділенням розміщується проміжне відділення. У проміжному відділенні на рівні 22 метрів встановлений деаератор і його бак. У нижній частині проміжного відділення розташовується РУСН. Ширина проміжного відділення 1200 мм.

Дутьевой вентилятор і димосос розташовуються поза будівлею біля котельного відділення на нульової відмітки. Також тут встановлений регенеративний воздухоподогреватель.

Поруч з основною будівлею розміщуються дві димарі висотою 240 м перша і 150 м друга.

2 ПРИНЦИПОВА ТЕПЛОВА СХЕМА БЛОКУ І РОЗРАХУНОК ЇЇ НА ЗАДАНИЙ РЕЖИМ

2.1 Опис теплової схеми

Пар з парового казана з параметрами МПа, поступає через стопорний клапан турбіни в ЦВД, який має 3 відбори. З регенеративних відборів 1, 2 пар прямує в ПВД7 і ПВД6. З відбору 3 частина пари прямує на виробництво зовнішньому тепловому споживачу, а частина пари поступає в деаератор і в ПВД5. Потім пара, відпрацьований в ЦВД турбіни поступає в комбінований циліндр середнього і низького тиску, який має 3 відбори в зоні ЦВД і 1 відбір в зоні ЦНД. З відборів 4, 5, 6 ЦСД пар поступає в групу підігрівачів низького тиску (ПНД4, ПНД3, ПНД2), а також з відбору 5 і 6 частина пари поступає в мережеві підігрівачі ПСГ-2 і ПСГ-1, в яких він нагріває мережеву воду рухому через ПСГ-1 і ПСГ-2, за рахунок натиску першого підйому, що створюється мережевим насосом. Далі мережева вода рухається через мережевий насос другого підйому в піковий водогрейний казан.

Пара з відбору 7 ЦНД турбіни поступає в ПНД1. Потім пара, що здійснила роботу в турбіні, через вихлопні патрубки поступає в двухпоточний конденсатор, де він охлаждаться і конденсується, віддаючи свою теплоту циркуляційній охолоджуючій воді. Конденсатним насосом конденсат з конденсатора подається в охолоджувач пари з ежектора і охолоджувач пари кінцевих ущільнень турбіни. Далі основний конденсат поступає в ПНД1 де він підігрівається парою з 7 відбору ЦНД турбіни, а конденсат гріючої пари поступає в конденсатор. Потім основний конденсат проходить через сальниковий підігрівач, де підігрівається за рахунок теплоти пари з кінцевих ущільнень, а гріюча пара після охолоджування і конденсацій поступає в конденсатор. Пройшовши сальниковий підігрівач конденсат нагрівається в групі підігрівачів низького тиску ПНД2, ПНД3 і ПНД4. У цих регенеративних підігрівачах застосовується каскадний злив дренажу гріючої пари, а між ПНД2 і ПНД3 також використовують примусовий злив дренажу гріючої пари.

У лінію основного конденсату між ПНД2 і ПНД3, а також між ПНД3 і ПНД4 вводиться конденсат гріючої пари з мережевих підігрівачів ПСГ1 і ПСГ2.

Основний конденсат, пройшовши групу підігрівачів низького тиску, поступає в деаератор, також в деаератор поступає поворотний конденсат виробничого відбору пари, конденсат гріючої пари з ПВД5, а також пара отсосов від штоков клапанів. У деаераторе здійснюється термічна деаерація основного конденсату, який після деаератора називається живлячою водою. Живлячим насосом, що має електропривод, живляча вода подається в групу підігрівачів високого тиску. У ПВД застосовується каскадний злив дренажу гріючої пари. Після ПВД живляча вода поступає в паровий казан.

Турбіна ПТ-80-130 має мережеву установку що складається з підігрівачів ПСГ1, ПСГ2, мережеві насоси 1 і 2 рівні і піковий водогрейний казан.

2.2 Розрахунок принципової теплової схеми на заданий режим

2.2.1 Початкові дані для розрахунку

1. Вигляд палива: газ-мазут;

2. Тип технічного водопостачання: оборотне з градирнями;

3. Початкові параметри пари: МПа

З

4. Параметри живлячої води: МПа

З

5. Тиск пари у відборах турбіни (МПа):

4,0

2,35

1,25

0,2

0,15

0,08

0,04

0,003

0,59

6. Витрата пари у відборах турбіни (т/ч):

26

32

10

28

10

7

4

18

7. Температура сирої води: З

8. Температурний графік тепломережі: 150 З - 70 З

9. КПД циліндрів турбіни:η= 0,83

η= 0,85

η= 0,7

10. Теплове навантаження споживачів:

по гарячій воді 12 МВт

48 МВт

0 МВт

по парі 80 т/ч

11. Коефіцієнт теплофікації:α= 0,5

2.2.2 Розрахунок теплофикационной установки блоку з турбоустановкой ПТ-80-130

2.2.2.1 Сумарне навантаження по гарячій воді:

(МВт) (2.2.2.1)

12 + 48 + 0 = 60 (МВт)

2.2.2.2 Максимальне навантаження по гарячій воді (опалювальна):

/α(МВт) (2.2.2.2)

60/0,5 = 120 (МВт)

2.2.2.3 Витрата мережевої води:

= (3600.)/() (т/ч) (2.2.2.3)

де = 4,19 кДж/кг - теплоємність води.

= (3600.120)/4,19. (150 - 70) = 1288,78 (т/ч)

2.2.2.4 Витік води в теплових мережах: приймається в розмірі 0,5 %

від, т. е.

= 0,005. (т/ч) (2.2.2.4)

= 0,005.1288,78 = 6,44 (т/ч)

2.2.2.5 Витрата води на гаряче водопостачання:

= 3,6./10.. () (т/ч) (2.2.2.5)

де приймається на 5 З нижче ніж:

= 65 З

= 3,6.12/10.4,19. (65 - 5) = 171,84 (т/ч)

2.2.2.6 Витрата подпиточной води:

= + (т/ч) (2.2.2.6)

= 171,84 + 6,44 = 178,28 (т/ч)

2.2.2.7 Температура подпиточной води: визначається по тиску

пари у вакуумному деаераторе = 40 З

2.2.2.8 Теплота з витоком:

= 10... ()/3,6 (МВт) (2.2.2.7)

де = ()/2 (З) (2.2.2.8)

= (150 + 70)/2 = 110 (З)

= 10.6,44.4,19(110 - 5)/3,6 = 0,79 (МВт)

2.2.2.9 Тепло що вноситься з подпиточной водою:

= 10... ()/3,6 (МВт) (2.2.2.9)

= 10.178,28.4,19(40 - 5)/3,6 = 7,26 (МВт)

2.2.2.10 Теплове навантаження мережевої підігрівальної установки:

(МВт) (2.2.2.10)

120 + 0,79 - 7,26 = 113,53 (МВт)

2.2.2.11 Теплофікационная навантаження пікових водогрейних казанів:

(МВт) (2.2.2.11)

113,53 - 0 - 48 = 65,53 (МВт)

2.2.2.12 Витрата пари на основні мережеві підігрівачі:

1. Витрата пари на верхній мережевий підігрівач

= 0 (т/ч) (2.2.2.12)

2. Витрата на нижній мережевий підігрівач

= 3600()/().η(т/ч) (2.2.2.13)

= 3600(48 + 12)/(2666 - 391,72). 0,98 = 96,91 (т/ч)

2.2.2.13 Витрата пари на деаератор підживлення тепломережі:

=.. ()/(.).η(т/ч) (2.2.2.14)

де = 28 З - температура химочищенной води;

η= 0,98 - до. п. д. тепломережі.

= 178,28.4,19(40 - 28)/(2636,8 - 4,19.28). 0,98 = 3,63 (т/ч)

2.2.2.14 Витрата химочищенной води на підживлення тепломережі:

= - (т/ч) (2.2.2.15)

= 178,28 - 3,63 = 174,65 (т/ч)

2.2.3 Визначення параметрів пари і води в регенеративних установках принципової теплової схеми

2.2.3.1 Намалювати регенеративну частину високого тиску (рис2.2).

2.2.3.2 Температура насичення пари у відборах (визначається по термодинамічних таблицях води і водяної пари по тиску пари у відборах):

= 4 МПа = 250,33 З

= 2,35 МПа = 220,67 З

= 1,25 МПа = 189,81 З

2.2.3.3 Температура живлячої води:

за ПВД1 = - θ = 250,33 - 4 = 246,33 З (2.2.3.1)

за ПВД2 = - θ = 220,67 - 4 = 216,67 З (2.2.3.2)

за ПВД3 = - θ = 189,81 - 4 = 185,81 З (2.2.3.3)

де θ (З) - величина недогрева до температури насичення гріючої пари. Для групи підігрівачів високого тиску θ = 3 - 5 З

2.2.3.4 Намалювати регенеративну частину низького тиску (мал. 2.3).

2.2.3.5 Температура насичення пари у відборах (визначається по термодинамічних таблицях води і водяної пари по тиску у відборах):

= 0,2 МПа = 120,23 З

= 0,15 МПа = 111,37 З

= 0,08 МПа = 93,51 З

= 0,04 МПа = 75,89 З

2.2.3.6 Температура конденсату:

за ПНД4 = - θ = 120,23 - 7 = 113,23 З (2.2.3.4)

за ПНД5 = - θ = 111,37 - 7 = 104,37 З (2.2.3.5)

за ПНД6 = - θ = 93,51 - 7 = 86,51 З (2.2.3.6)

за ПНД7 = - θ = 75,89 - 7 = 68,89 З (2.2.3.7)

де θ (З) - величина недогрева до температури насичення гріючої пари. Для групи підігрівачів низького тиску θ = 5 - 10 2.2.4 Побудова процесу розширення пари в турбіні

2.2.4.1 Відносний електричний КПД -η(визначається по завданню в залежності від типу турбіни):

η=η.η.η(%) (2.2.4.1)

η= 0,83.0,85.0,7 = 0,49 (%)

2.2.4.2 Відносний внутрішній КПД -η:

η=η/η.η(%) (2.2.4.2)

η= 0,49/0,98.0,99 = 0,51 (%)

2.2.4.3 Побудувати процес розширення пари в турбіні поi, sдиаграмме, (рис2.4).

= 13 (МПа)

= 540 (З)

= 3455 (кДж/кг)

= 0,9. (МПа) (2.2.4.3)

= 0,9.13 =11,7 (МПа)

= 3130 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.4)

= 3455 - (3455 - 3130). 0,83 = 3185,25 (кДж/кг)

= 3045 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.5)

= 3185,25 - (3185,25 - 3045).0,83 = 3068,84 (кДж/кг)

= 2915 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.6)

= 3068,84 - (3068,84 - 2915).0,83 = 2941,15 (кДж/кг)

= 0,9. (МПа) (2.2.4.7)

=0,9.1,25 = 1,125 (МПа)

= 2610 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.8)

= 2941,15 - (2941,15 - 2610).0,85 = 2659,67 (кДж/кг)

= 2609 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.9)

= 2659,67 - (2659,67 - 2609).0,85 = 2616,6 (кДж/кг)

= 2520 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.10)

= 2616,6 - (2616,6 - 2520).0,85 = 2534,49 (кДж/кг)

= 2435 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.11)

= 2534,49 - (2534,49 - 2435).0,7 = 2464,85 (кДж/кг)

= 2130 (кДж/кг)

(кДж/кг) (2.2.4.12)

= 2464,85 - (2464,85 - 2130).0,7 = 2230,46 (кДж/кг)

2.2.4.4 Визначити теплоперепад, що розташовується:

= - (кДж/кг) (2.2.4.13)

= 3455 - 2915 = 540 (кДж/кг)

= - (кДж/кг) (2.2.4.14)

= 2915 - 2520 = 395 (кДж/кг)

= - (кДж/кг) (2.2.4.15)

= 2520 - 2130 = 390 (кДж/кг)

2.2.4.5 Визначити полезноиспользуемий теплоперепад:

= - (кДж/кг) (2.2.4.16)

= 3455 - 2941,15 = 513,85 (кДж/кг)

= - (кДж/кг) (2.2.4.17)

= 2941,15 - 2534,49 = 406,6 (кДж/кг)

= - (кДж/кг) (2.2.4.18)

= 2534,49 - 2230,46 = 304,03 (кДж/кг)

2.2.4.6 Визначити повний полезноиспользуемий теплоперепад:

= + + (кДж/кг) (2.2.4.19)

= 513,85 + 406,66 + 304,03 = 1224,54 (кДж/кг)

2.2.5 Матеріальний тепловий баланс пари і живлячої води

2.2.5.1 Матеріальний тепловий баланс по парі:

α= 1 +α+α+α(2.2.5.1)

α= 1 + 0,01 + 0,01 + 0,004 = 1,024

2.2.5.2 Матеріальний баланс по живлячій воді:

α=α+α(2.2.5.2)

деα= 0,01

α= 1,024 + 0,01 = 1,034

2.2.6 Зведена таблиця параметрів пари і води

Розмірність

1

2

3

4

5

6

7

Д

До

МПа

4,0

2,35

1,25

0,2

0,15

0,08

0,04

0,59

0,003

кДж/кг

3185,3

3068,8

2941,2

2659,7

2616,6

2534,5

2464,9

2755,5

2230,5

З

250,33

220,67

189,81

120,23

111,37

93,51

75,89

З

246,33

216,67

185,81

З

113,23

104,37

86,51

68,89

т/ч

26

32

10

28

16

7

4

18

171,83

2.2.7 Розрахунок коефіцієнтів недовиробітку пари у відборах турбіни

2.2.7.1 Коефіцієнт недовиробітку пари у відборах для турбіни без промперегрева:

= ()/() (2.2.7.1)

= (3185,25 - 2230,46)/(3455 - 2230,46) = 0,78

= ()/() (2.2.7.2)

= (3068,84 - 2230,46)/(3455 - 2230,46) = 0,68

= ()/() (2.2.7.3)

= (2941,15 - 2230,46)/(3455 - 2230,46) = 0,58

= ()/() (2.2.7.4)

= (2656,67 - 2230,46)/(3455 - 2230,46) = 0,35

= ()/() (2.2.7.5)

= (2616,6 - 2230,46)/(3455 - 2230,46) = 0,32

= ()/() (2.2.7.6)

= (2534,49 - 2230,46)/(3455 - 2230,46) = 0,25

= ()/() (2.2.7.7)

= (2464,85 - 2230,46)/(3455 - 2230,46) = 0,19

2.2.8 Визначення витрат пари на турбіну і абсолютних витрат пари і води

2.2.8.1 Витрата пари на турбіну (при розрахунку необхідно врахувати витрату пари на мережеві підігрівачі з коефіцієнтом недовиробітку пари):

= 3600/(.η.η) + + (т/ч) (2.2.8.1)

де - коефіцієнт недовиробітку пари відповідного відбору;

= + + (+ + ) +...+ (2.2.8.2) =0,78.26+0,68.32+0,58. (10+18+80)+0,35.28+0,32.10+0,25.7+0,19..

4 = 120,19

= 3600.80/(1224,54.0,98.0,99) + 120,19 + 0,25.96,91 = 386,83 (т/ч)

2.2.8.2 Витрата перегрітої пари казанів:

=α. (т/ч) (2.2.8.3)

= 1,024.386,83 = 396,11 (т/ч)

2.2.8.3 Витрата живлячої води:

=α. (т/ч) (2.2.8.4)

= 1,034.386,83 = 399,98 (т/ч)

2.2.8.4 Витрата додаткової води:

=α. (т/ч) (2.2.8.5)

= 0,02.386,83 = 7,74 (т/ч)

2.2.9 Енергетичні показники турбоустановки і ТЕС

2.2.9.1 Повна витрата тепла на турбоустановку:

= ( - ).10 (МВт) (2.2.9.1)

= (3455 - 920,6). 10 = 272,33 (МВт)

2.2.9.2 Витрата тепла на виробництво:

=. 10 (МВт) (2.2.9.2) де - ентальпія пари виробничого відбору;

- ентальпія конденсату виробничого відбору;

= 0,3. (т/ч) (2.2.9.3)

= 0,3.80 = 24 (т/ч)

= = 59,98 (МВт)

2.2.9.3 Витрата тепла на турбоустановку для виробництва електроенергії:

= - (МВт) (2.2.9.4)

де = + (МВт) (2.2.9.5)

= 60 + 59,98 = 119,98 (МВт)

= 272,33 - 119,98 = 152,35 (МВт)

3 ВИБІР ДОПОМІЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯТЕПЛОВОЙ СХЕМИ БЛОКУ

3.1 Вибір регенеративних підігрівачів

Продуктивність і число регенеративних підігрівачів для основного конденсату визначаються числом що є у турбін для ці ціліше за відбори пари. При цьому кожному відбору пари повинен відповідати один корпус підігрівача.

Регенеративні підігрівачі низького тиску, як правило приймаються змішуючого типу число їх визначається технико - економічним обгрунтуванням.

Регенеративні підігрівачі встановлюються без резерву.

Підігрівачі поверхневого типу постачаються в комплекті з турбіною. З турбоустановкой ПТ-80-130 встановлюються підігрівачі наступного типу:

ПН-130-16-10-2 - 4 шт. з технічними характеристиками: площа поверхні теплообміну 130 м, номінальна масова витрата води - 63,9 кг/з, розрахунковий тепловий потік - 7,3 МВт, максимальна температура пари - 400, гідравлічний опір при номінальній витраті води - 0,09 МПа, висота - 4680 мм, діаметр корпусу - 1020 мм.

ПВ-425-230-23-1 - 1 шт. з технічними характеристиками: площа поверхні теплообміну: повна - 425 м, зона ОП - 42 м, зона ОК - 63 м, номінальна масова витрата води - 152,8 кг/з, розрахунковий тепловий потік - 13 МВт, максимальна температура пари - 530, гідравлічний опір при номінальній витраті води - 0,25 МПа.

ПВ-425-230-50-1 - 1 шт. з технічними характеристиками: площа поверхні теплообміну: повна - 477 м, зона ОП - 83 м, зона ОК - 41,5 м, номінальна масова витрата води - 166,7 кг/з, розрахунковий тепловий потік - 14,5 МВт, максимальна температура пари - 416, гідравлічний опір при номінальній витраті води - 0,42 МПа.

ПВ-425-230-35-1 1 шт. з технічними характеристиками: площа поверхні теплообміну: повна - 425 м, зона ОП - 42 м, зона ОК - 63 м, номінальна масова витрата води - 152,8 кг/з, розрахунковий тепловий потік - 9,8 МВт, максимальна температура пари - 500, гідравлічний опір при номінальній витраті води - 0,25 МПа.

3.2 Розрахунок і вибір деаераторов

Сумарна продуктивність деаераторов живлячої води вибирається по максимальній її витраті.

На кожний блок встановлюється, по можливості, один деаератор. Сумарний запас живлячої води в баках основних деаераторов повинен забезпечувати роботу для не блокових електростанції протягом не менше за 7 мін. До основним деаераторам передбачається підведення резервної пари для утримання в них тиску. Тепло випара деаераторов живлячої води використовуються в тепловій схемі станції.

3.2.1 Максимальна витрата живлячої води:

= (1 +α+β).n. (т/ч) (3.2.1)

гдеn- кількість енергетичних казанів блоку;

α = 0,01 т/ч, β = 0,01 т/ч - відповідно витрата живлячої води на продування, пару власних потреб казана в частках від паропроизводительности казана.

= (1 + 0,01 + 0,01). 1.420 = 428,4 (т/ч)

3.2.2 Мінімальна корисна місткість деаераторного бака (БДП):

υ=τ.υ. (м) (3.2.2)

деυ =1,1 м/ч - питомий об'єм води;

υ= 7.1,1. = 54,98 (м)

Вибирається деаератор типу ДП-500/65 ГОСТ-16860-77 підвищеного тиску з деаераторним баком БДБ-65. Абсолютний тиск в деаераторе 0,6 МПа, підігрівання води в деаераторе 10 - 40 3.3 Вибір живлячих насосів

Кількість і продуктивність живлячих насосів повинні відповідати нижченаведеним нормам. Для електростанцій із загальними живлячими трубопроводами: на електростанціях включених в енергосистеми, сумарна подача всіх живлячих насосів повинна бути такою, щоб у разі останова будь-якого з них ті, що залишилися повинні забезпечувати номінальну паропроизводительность всіх встановлених казанів.

Резервний живлячий насос на ТЕЦ не встановлюється, а знаходиться на складі, один живлячий насос для всієї електростанції (на кожний тип насоса).

3.3.1 Тиск живлячого насоса:

= + (МПа) (3.3.1)

Тиск на виході з насоса:

= + + + ρ. (МПа) (3.3.2)

де - тиск в барабані казана:

= + (МПа) (3.3.3)

де = 13,8 МПа - номінальний тиск пари в казані;

= 1,4 МПа - гідравлічний опір пароперегревателя барабанного казана;

= 13,8 + 1,4 = 15,2 (МПа)

- запас тиску на відкриття запобіжних клапанів (приймається для казанів з номінальним тиском пари від 0,4 МПа до 13,8 МПа - 5-8 % від робочого тиску пари):

= 0,08. (МПа) (3.3.4)

= 0,08.13,8 = 1,104 (МПа)

- сумарний гідравлічний опір нагнетательного тракту (МПа);

= + + + (МПа) (3.3.5)

де = 0,1 МПа - опір клапана живлення казана;

= 0,15-0,35 МПа - опір трубопроводів від насоса до казана;

= 0,35-0,75 МПа - опір економайзера казана;

- гідравлічний опір підігрівачів високого тиску (МПа):

= + + (МПа) (3.3.6)

= 0,25 + 0,42 + 0,25 = 0,92 (МПа)

= 0,1 + 0,2 + 0,92 + 0,5 = 1,72 (МПа)

ρ= 0,806 т/м - середня густина води в нагнетательном тракті;

= 48,6 м - висота стовпа води на нагнетательной стороні насоса.

= 15,2 + 1,104 + 1,72 + = 18,408 (МПа)

Тиск на вході в насос:

= - +ρ. (МПа) (3.3.7)

де = 0,6 МПа - тиск в деаераторе;

= 0,01 МПа - опір водяного тракту до входу в живлячий насос;

ρ= 0,909 т/м - густина води;

= 21 МПа - висота стовпа води на всмоктуючій стороні насоса.

= 0,6 - 0,01 + 0,909. = 0,78 (МПа)

= 18,408 - 0,78 = 17,628 (МПа)

3.3.2 Витрата живлячої води:

=. 1,1 (м/ч) (3.3.8)

= 428,4.1,1 = 471,24 (м/ч)

По розрахункових значеннях = 17,628 МПа і = 471,24 м/ч вибирається живлячий насос типу ПЕ-500-180 з основними технічними характеристиками: подача - 500 м/ч, тиск насоса - 17,6 МПа, натиск - 1975 м, допустимий кавитационний запас - 15 м, потужність двигуна - 3125 кВт.

3.4 Вибір обладнання конденсационной установки

Конденсационная установка включає в себе: конденсатор, конденсатні насоси, ежектори, циркуляційні насоси. Ежектори застосовують як пароструйние, так і водоструйние.

3.4.1 Вибір конденсатора

Конденсатор входить в теплообмінне обладнання, комлектуючий турбіну, і тип його завжди вказаний в переліку обладнання, що поставляється з турбіною. З турбоустановкой ПТ-80-130 встановлюється конденсатор типу 80КЦС-1, з основними технічними характеристиками: поверхня теплообміну - 9000 м, витрата охолоджуючої води - 8000 м/ч, гідравлічний опір - 36 кПа, кількість корпусів - 1 шт.

3.4.2 Вибір конденсатних насосів

Типи і кількість конденсатних насосів, хоч вони вказані в обладнанні, комлектуючий парову турбіну, повинні бути вибрані, оскільки технічні рішення по вибору цих насосів в залежності від різних умов можуть бути не однозначні.

Конденсатні насоси вибираються за умовами максимальної витрати пари в конденсатор, необхідним натиском, температурою конденсату. Конденсатні насоси повинні мати резерв.

Для турбоустановки ПТ-80-130 приймається одноподъемная схема подачі конденсату.

3.4.2.1 Загальна подача робочих конденсатних насосів:

= 1,1. (т/ч) (3.4.2.1)

де = 171,83 т/ч - максимальна витрата пари в конденсатор;

Коефіцієнт при враховує відведення в конденсатор дренажів системи регенерації, дренажів трубопроводів, введення знесолювати води і інші потоки.

= 1,1.171,83 = 189,01 (т/ч)

Натиск конденсатних насосів визначається, виходячи з тиску в деаераторе і подолання опору всієї регенеративні системи і всього тракту від конденсатора до деаератора, в тому числі і висоти гідростатичного стовпа в зв'язку з установкою деаератора на значній висоті за умовами подпора живлячих насосів.

3.4.2.2 Повний натиск конденсатного насоса при одноподъемной схемі:

=k. [+ 102. ( - ) + ] (м) (3.4.2.2)

гдеk =1,2-коефіцієнт запасу на непередбачені потреби;

= 25 м - геометрична висота підйому конденсату (різниця рівнів в конденсаторі і деаераторе);,

- тиск в деаераторе, конденсаторі (МПа);

- сума втрат натиску в трубопроводах і регенеративних підігрівачах низького тиску (м. вод. ст.):

= + + + (м. вод. ст.) (3.4.2.3)

де - гідравлічний опір ПНД (м. вод. ст.);

- опір охолоджувачів ущільнень (м. вод. ст.);

- опір трубопроводів (м. вод. ст.);

- опір клапана живлення деаераторов (м. вод. ст.);

= 9.4 + 5,5 + 15 + 40 = 96,5 (м. вод. ст.)

= 1,2.[25 + 102. (0,6 - 0,003) + 96,5] = 218,87 (м)

По розрахункових значеннях = 189,01 т/ч і = 218,87 м вибираються як конденсатні насоси - насоси типу КсВ-200-220 в кількості 2-х, з яких один насос робочий, інший резервний. Основні технічні характеристики: подача - 200 м/ч, натиск - 220 м, допустимий кавитационний запас - 2 МПа, тиск на вході - 0,392 МПа, частота обертання - 1500 про/міна, потужність двигуна - 168 кВт, КПД - 71 %.

3.5 Вибір РОУ

3.5.1 РОУ призначена для зменшення параметрів пари що бере участь в технологічному процесі. Для турбіни типу ПТ РОУ встановлюється на лінії гострої пари від парових казанів до турбіни. Вона виконує функцію пусковий РОУ, а також є РОУ запасу при роботі в заданому режимі навантажень:

= - (т/ч) (3.5.1)

= 420 - 386,83 = 33,17 (т/ч)

Вибирається РОУ запасу продуктивністю 60 т/ч, з основними технічними характеристиками: тиск свіжої пари - 13,7 МПа, температура свіжої пари - 560 З, параметри редуцированного пари: тиск - 1,5-2,0 МПа, температура - 250 3.5.2 Для резервування пари теплофикационного відбору при роботі турбіни в конденсационном режимі встановлюється РОУ на ліній теплофикационного відбору пари:

= + (т/ч) (3.5.2)

= 0 + 96,91 = 96,91 (т/ч)

Вибирається РОУ теплофикационного відбору продуктивністю 125 т/ч, з основними технічними характеристиками: тиск свіжої пари - 13,7 МПа, температура свіжої пари - 560 З, параметри редуцированного пари: тиск - 1,2-3,2 МПа, температура - 425-250 3.5.3 Також РОУ встановлюють на ліній виробничого відбору пари:

= (т/ч) (3.5.3)

= 80 (т/ч) (т/ч)

Вибирається РОУ виробничого відбору продуктивністю 125 т/ч, з основними технічними характеристиками: тиск свіжої пари - 13,7 МПа, температура свіжої пари - 560 З, параметри редуцированного пари: тиск - 1,2-3,2 МПа, температура - 425-250 3.6 Вибір обладнання підживлення казанів

3.6.1 Вибір деаераторов підживлення казанів

На ТЕЦ з малими добавками води в цикл як перший рівень деаерації живлячої води, як правило, використовуються конденсатори турбін.

На ТЕЦ з великими добавками води в цикл як перший рівень деаерації, як правило, приймається вакуумні деаератори.

Деаерації підлягають:

- знесолювати вода для заповнення втрат в цикле;

- вода з дренажних баків, куди повинні прямувати всі потоки, що мають відкритий злив;

- злив конденсату від приводу системи регулювання турбін, охолоджування електродвигунів, привід арматури РОУ і т. д.

Продуктивність деаератора вибирається по сумарній витраті всіх потоків води, що поступають в деаератор.

Відпуск пари на виробництво = 80 т/ч, втрати конденсату на виробництвіβ= 30 %, внутристанционние втрати конденсатуα= 2 %

встановленої продуктивності казана, продування казанаα= 1 % продуктивності казана.

Продуктивність казана = 420 т/ч.

Казан працює на газі і мазуті.

У деаератор поступають потоки: знесолювати вода, конденсат з виробництва.

3.6.1.1 Витрата знесолювати води:

=. (α+α) +β. (т/ч) (3.6.1.1)

деα= 0,051 - частка скидання продувочной води в каналізацію (при = 15,2 МПа, = 0,7 МПа, = 1,15 МПа)

= 420. (0,02 + 0,051) + 0,3.80 = 53,82 (т/ч)

3.6.1.2 Сума потоків, що поступають в деаератори підживлення казанів:

= + 0,7. (т/ч) (3.6.1.2)

= 53,82 + 0,7.80 = 109,82 (т/ч)

По витраті = 109,82 т/ч можлива установка вакуумного деаератора типу ДВ-150/3,8 в кількості 1 шт., з основними технічними характеристиками: абсолютний тиск деаератора - 0,0075-0,05 МПа, підігрівання води в деаераторе - 15-25 3.6.2 Вибір насосів підживлення казанів

Натиск насосів вибирається за умовою подачі води в лінію основного конденсату і повинен бути не нижче за натиск основних конденсатних насосів турбіни.

Подача насосів вибирається по величині суми потоків, що поступають в деаератор.

Вибираються насоси типу Кс-200-220.

Кількість робочих насосів:

= (шт.) (3.6.2.1)

= = 0,51 (шт.)

З урахуванням резервного насоса до установки приймається 2 насоси Кс-200-220, з основними технічними характеристиками: подача - 200 м/ч, натиск - 220 м, допустимий кавитационний запас - 2 МПа, тиск на вході - 0,392 МПа, частота обертання - 1500 про/міна, потужність двигуна - 168 кВт, КПД - 71 %.

3.7 Вибір обладнання підживлення тепломережі

Продуктивність ХВО і відповідного обладнання для підживлення тепломережі у відкритих системах теплопостачання приймається по розрахунковій среднечасовому витраті води на гаряче водопостачання за опалювальний період з коефіцієнтом 1,2 плюс 0,75 % сумарних об'єми води в тепломережі і 0,5 % від об'єму в транзитних магістралях.

При відсутності фактичних даних об'єм води тепломережі приймається з розрахунку: 65 м на 1 Гкал/ч при відсутності транзитних магістралей.

Для відкритих систем теплопостачання передбачається установка баків - акумуляторів підготовленої води ємністю, рівній десятиразовій величині среднечасового витрати води на гаряче водопостачання за опалювальний період. Число баків приймається не менш 2-х по 50 % розрахунковій ємності в кожному.

Витрата підготовленої води з ХВО:

= 0,0075.υ+ 1,2. (т/ч) (3.7.1)

деυ- об'єм тепломережі (м):

υ=q..3,6(м) (3.7.2)

гдеq= 65 м. ч/Гкал - об'єм води в тепломережі.

υ= 65.120.3,6 = 28080 (м)

- витрата води на гаряче водопостачання (т/ч):

= (т/ч) (3.7.3)

= = 171,84 (т/ч)

= 0,0075.28080 + 1,2.171,84 = 416,81 (т/ч)

По витраті води з ХВО = 416,81 т/ч встановлюється вакуумний деаератор типу ДВ-500/28, з основними технічними характеристиками: абсолютний тиск деаератора - 0,0075-0,05 МПа, підігрівання води в деаераторе - 15-25 Оскільки встановлені на Казанської ТЕЦ-3 баки акумулятори забезпечують необхідну ємність, то нові баки не встановлюються.

Подпиточние насоси приймаються при відкритих системах не менш

3-х насосів, в тому числі один резервний насос.

Підживлення призначується зворотною лінією тепломережі, де тиск звичайно біля 0,2 - 0,4 МПа.

Для умов, що розглядаються приймаються насоси типу Д-200-36.

Кількість робочих насосів:

= (шт.) (3.7.4)

= = 2,08 3 (шт.)

До установки приймаються 3 робітників насоса Д-200-36 і один резервний, з основними технічними характеристиками: подача - 200 м/ч, натиск - 36 м, частота обертання - 1500 про/міна, потужність двигуна - 40 кВт, КПД - 72 %.

3.8 Вибір обладнання теплофикационних установок блоку

3.8.1 Вибір підігрівачів мережевої води

Продуктивність основних підігрівачів мережевої води на ТЕЦ вибирається по номінальній величині теплової потужності теплофикационних відборів.

Підігрівання мережевої води в ВІСПИ для турбоустановки ПТ-80-130 виконується в одному рівні.

Тип мережевих підігрівачів звичайно вказується в переліку теплообмінного обладнання паротурбинной установки, що поставляється в комплекті з турбіною.

Номінальна теплова потужність опалювальних відборів турбіни

= 48 МПа, = 0 МПа при тиску у верхньому відборі 0,15 МПа, в нижньому 0,08 МПа, температурі мережевої води на вході в ВІСПИ-1 - 70 С. По номінальних теплових потужності опалювальних відборів турбіни і витраті мережевої води можлива установка мережевого підігрівача ПСГ-1300-3-8-1 на верхньому і нижньому відборі, з основними технічними характеристиками: площа поверхні теплообміну - 1300 м, робочий тиск в паровому просторі - 3 кгс/см, у водяному просторі - 8 кгс/см, номінальна витрата води - 2000т/ч, номінальний розрахунковий тепловий потік - 62,5 МВт.

3.8.2 Вибір конденсатних насосів мережевих підігрівачів

Конденсатні насоси мережевих підігрівачів при двоступеневому підігріванні вибираються з резервним насосом на першому рівні підігрівання, при одноступінчатому підігріванні встановлюються два конденсатних насоси без резерву.

Подача робочих насосів і першого і другого рівня підігрівання вибирається по сумарній витраті пари у відбір. При установки по одному робочому насосу на кожному рівні підігрівання встановлюється один резервний насос на першому рівні. При установки двох робочих насосів на кожному рівні підігрівання встановлюється один резервний насос на першому рівні підігрівання з подачею рівній подачі одного робочого насоса.

Натиск насосів вибирається за умовою закачки конденсату мережевих підігрівачів в лінію основного конденсату турбіни.

Витрата пари в опалювальні відбори турбіни, з розрахунку теплової схеми паротурбинной установки:

= + (т/ч) (3.8.2.1)

= 96,91 + 0 = 96,91 (т/ч)

Тиск в лінії основного конденсату: 2,16 МПа - після конденсатних насосів, після ПНД 2 - 1,88 МПа, після ПНД 3 - 1,79 МПа.

Тиск в лінії основного конденсату після ПНД 2 і ПНД 3 подчитани з урахуванням їх гідравлічного опорів (0,09 МПа кожні).

По даній витраті = 96,91 т/ч можлива установка 2-х насосів Кс-50-55 на нижньому мережевому і верхньому мережевому підігрівачі, з основними технічними характеристиками насоса: подача - 50 м/ч, натиск - 55 м, допустимий кавитационний запас - 1,8 МПа, тиск на вході - 0,980 МПа, частота обертання - 3000 про/міна, потужність двигуна - 52 кВт, КПД - 65 %.

3.8.3 Вибір мережевих насосів

Мережеві насоси приймаються як з груповою установкою (не прив'язані до турбоустановкам), так і з індивідуальною установкою. При установки мережевих насосів індивідуально у турбін число робочих насосів приймається по два у кожної турбіни продуктивністю 50 % кожний, при цьому на складі передбачається один резервний насос для всієї електростанції або на кожний тип мережевих насосів.

Подача мережевих насосів визначається по розрахунковій витраті мережевої води.

У зв'язку з спрощенням конструкцій мережевих підігрівачів тиск води в підігрівачах обмежений 0,79 МПа (8 кгс/см). Необхідний тиск води в теплових мережах 1,8 - 2,2 МПа. У зв'язку з цим застосовується двоступенева перекачка мережевої води. Натиск мережевих насосів першого рівня вибирається за умовою подолання опору мережевих підігрівачів і створення необхідного кавитационного запасу на всасе насосів другого рівня. Натиск мережевих насосів другого рівня вибирається по необхідному тиску в теплових мережах.

Розрахункова витрата мережевої води в теплових мережах подчитивается як сума розрахункової витрати її на опалювання і гаряче водопостачання.

Водонагрівачі в залежності від величини співвідношення максимальної витрати тепла на гаряче водопостачання і максимальної витрати тепла на опалювання приєднують по двоступеневій послідовно - змішаній схемі, оскільки <0,6.

3.8.3.1 Розрахункова витрата мережевої води на гаряче водопостачання:

=q..3,6 (т/ч) (3.8.3.1)

гдеq= 16,5 - питома витрата мережевої води на гаряче водопостачання, для змішаної схеми (т/Гкал).

= 16,5..3,6 = 170,12 (т/ч)

3.8.3.2 Розрахункова витрата мережевої води на опалювання:

= (т/ч) (3.8.3.2)

= = 1031,03 (т/ч)

3.8.3.3 Розрахункова витрата мережевої води в теплових мережах:

= + (т/ч) (3.8.3.3)

= 170,12 + 1031,03 = 1201,15 (т/ч)

При індивідуальній установці як насоси першого і другого рівня вибираються мережеві насоси СЕ-500-70-16, з основними технічними характеристиками: подача - 500 м/ч, натиск - 70 м, допустимий кавитационний запас - 10 м. вод. ст., тиск на вході - 1,57 МПа, частота обертання - 3000 про/міна, потужність двигуна - 103 кВт, КПД - 82 %, температура води, що перекачується - 120С.

Кількість мережевих насосів на одному рівні:

= (шт.) (3.8.3.4)

= = 2,4 3 (шт.)

3.9 Вибір обладнання додаткового запасу знесолювати води

3.9.1 Вибір баків запасу знесолювати води

На електростанціях створюється додатковий запас знесолювати води в баках без тиску, що встановлюються поза будівлею. На не блокових електростанціях ємність баків приймається на 40 хвилин роботи електростанції з максимальним навантаженням, але не менше за 2000 м.

Ємність баків додаткового запасу знесолювати води:

υ= 0,5. (м) (3.9.1.1)

де = 420 т/ч - паропроизводительность казана Е-420-13,8-560-ГМН.

υ= 0,5.420 = 210 (м)

Оскільки необхідний запас знесолювати води для одного блоку

υ=210 м3то ємність встановлених на станції баків достатня для цього запасу.

3.9.2 Вибір насосів баків знесолювати води

Подача і кількість насосів, що відкачують воду з баків знесолювати води, повинні забезпечувати нормальне одночасне підживлення циклу і 30 % витрати живлячої води в найбільшої турбоустановки.

Насоси встановлюються в кількості не менш двох без резерву (перша умова).

Подача насосів баків знесолювати води (перша умова):

=α. + 0,3.(т/ч) (3.9.2.1)

= 0,01.420 + 0,3.428,4 = 132,72 (т/ч)

Друга умова: ємність баків і подача насосів повинні забезпечувати суміщений пуск блоків, для ТЕЦ не більш двох казанів найбільшої паропроизводительности. Орієнтувально на пуск барабанного казана потрібно 15 %.

Подача насосів баків знесолювати води (друга умова):

= 0,15. (т/ч) (3.9.2.2)

= 0,15.428,4 = 64,26 (т/ч)

Знесолювати вода подається в конденсатор турбін. З цієї умови вибирається необхідний натиск насоса.

Вибирається 2 насоси Кс-80-155, з основними технічними характеристиками: подача - 80 м/ч, натиск - 155 м, допустимий кавитационний запас - 1,6 м. вод. ст., тиск на вході - 0,980 МПа, частота обертання - 3000 про/міна, потужність двигуна - 52 кВт, КПД - 65 %, температура конденсату - 160 3.9.3 Дренажні баки, баки зливу з казанів

На неблокових електростанціях допускається установка одного дренажного бака ємністю 15 м з двома насосами і регулятором рівня на дві - три турбіни. Откачка води з дренажних баків повинна призначуватися баками запасу знесолювати води або в деаератор.

На електростанціях встановлюються, як правило, на кожні чотири - шість казанів один загальний бак зливу ємністю 40 - 60 м.

3.10 Визначення продуктивності ХВО і вибір обладнання підігрівання сирої води на ХВО

3.10.1 Продуктивність ХВО парового казана блоку з віддачею пари на виробництво

Продуктивність водоподготовительной установки для ТЕЦ з віддачею пари на виробництво розраховується виходячи з покриття внутристанционних втрат конденсату в розмірі 2 % встановленої паропроизводительности котельні, покриття втрат конденсату на виробництво з 50 % - ним запасом на повернення конденсату і покриття втрат з продуванням казанів і випарників:

= 0,02. + 1,5.β. + 0,15. (т/ч) (3.10.1)

= 0,02.420 + 1,5.0,02.80 + 0,15.29,76 = 15,264 (т/ч)

3.10.2 Продуктивність ХВО підживлення тепломережі для відкритих систем теплопостачання

= 0,0075.υ+ 1,2. (т/ч) (3.10.2)

= 0,0075.28080 + 1,2.171,84 = 416,81 (т/ч)

3.10.3 Витрата сирої води на ХВО

= 1,25. + 1,4. (т/ч) (3.10.3)

де 1,25; 1,4 - коефіцієнти враховуючі власні потреби ХВО.

= 1,25.416,81 + 1,4.15,264 = 542,38 (т/ч)

Сира вода на ХВО подається насосами сирої води через підігрівачі і охолоджувачі виробничого конденсату (на ТЕЦ з віддачею пари на виробництво), тому в схемі підігрівання сирої води можуть бути встановлені як пароводяні, так і водоводяние підігрівачі.

Підігрівачі вибираються по витраті сирої води, тиску в трубній системі, тиску в корпусі підігрівача.

Насоси сирої води вибираються за умовою подачі води на ХВО. Зразковий натиск насосів сирої води 30 - 60 м.

Вибираються насоси сирої води Д-320-50.

Кількість робочих насосів сирої води:

n =(шт.) (3.10.4)

n == 1,69 2 (шт.)

Встановлюються 3 насоси Д-320-50, в тому числі один резервний, з основними технічними характеристиками: подача - 320 м/ч, натиск - 50 м, частота обертання - 3000 про/міна, потужність двигуна - 100 кВт, КПД - 65 %.

4 ВИЗНАЧЕННЯ ПОТРЕБ БЛОКУ В ТЕХНІЧНІЙ ВОДІ, ВИБІР ЦИРКУЛЯЦІЙНИХ І ПОДПИТОЧНИХ НАСОСІВ

На теплових електростанціях застосовуються наступні системи водопостачання: прямоточная, оборотна з природним і штучними водоймищами - охолоджувачами, градирнями або бризгальними установками і комбіновані.

Вибір системи і джерела водопостачання виготовляється в залежності від району споруди ТЕС.

Джерелами водопостачання є ріки, озера, моря, наливні водосховища.

Оборотна система застосовується при недостатньому дебіті природного джерела водопостачання або при значному його видаленні від станції.

4.1 Визначення потреб блоку в технічній воді

Сумарна витрата води на турбоагрегати, що встановлюються розраховується по літньому режиму роботи при умові забезпечення номінальної електричної потужності і покриття літніх теплових навантажень, оскільки в літній період пропуск пари в конденсатор найбільший і температура охолоджуючої води найвища.

Для електростанцій з турбінами "ПТ" витрата охолоджуючої води приймається по середньому літньому режиму відборів пари на виробництво, але не нижче за 60 % від витрати води при конденсационном режимі.

Витрата технічної води для турбіни "ПТ" визначається з вираження:

= + + + (т/ч) (4.1.1)

де = 8000 м/ч - розрахункова витрата охолоджуючої води при конденсационном режимі турбоагрегату типу ПТ-80-130 за технічними даними заводу-виготівника.

= (0,025 - 0,04). (т/ч) (4.1.2)

= 0,03.8000 = 240 (т/ч)

= (0,012 - 0,025). (т/ч) (4.1.3)

= 0,02.8000 = 160 (т/ч)

= (0,003 - 0,008).(т/ч) (4.1.4)

= 0,005.8000 = 40 (т/ч)

= 8000 + 240 + 160 + 40 = 8440 (т/ч)

4.2 Вибір циркуляційних насосів

При оборотному технічному водопостачанні загальна кількість води, що складається з витрати циркулюючої в замкненому контурі і витрати на інші потреби станції, може бути подчитано по формулі для прямоточного водопостачання.

У системі з оборотним водопостачанням натиск циркуляційного насоса визначається з урахуванням потребного вільного натиску води перед бризгальними соплами.

Натиск циркуляційних насосів:

= + + (м) (4.2.1)

де = 3-4 м. вод. ст. - геодезична висота подачі води від рівня води в приймальному колодязі до верхнього сопла;

= 4-6 м. вод. ст. - сума гідравлічних опорі водоводов;

= 4-5 м. вод. ст. - вільний натиск перед бризгальними соплами.

= 4 + 4 + 5 = 13 (м)

При проектуванні неблокових електростанції установку циркуляційних насосів потрібно передбачати в центральних насосних станціях або в головному корпусі.

Тип насосів вибирається по необхідному натиску і продуктивності, визначуваній повною витратою води на технічне водопостачання.

Вибирається один насос ОПВ-2-87, з основними технічними характеристиками: подача - 7560-13332 м/ч, натиск - 13,3-9 м, допустимий кавитационний запас - 12-10,7 м. вод. ст., частота обертання - 585 про/міна, потужність двигуна - 262-510 кВт, КПД - 65 %.

4.3 Вибір насосів додаткової води

Витрата води на заповнення безповоротного спаду складається з втрат на випаровування в охолоджувачах циркуляційної води, витрати на водоподготовку, і на охолоджування підшипників.

Витрата води на заповнення безповоротного спаду:

= + + (т/ч) (4.3.1)

де - втрати на випаровування. Кількість води, що втрачається в охладительном пристрої внаслідок випаровування, практично дорівнює кількості пари, що поступає в конденсатори турбін:

= (м/ч) (4.3.2)

= 171,83 (м/ч)

- витрата води на водоподготовку для заповнення втрат в схемах підживлення казанів і підживлення тепломережі (м/ч);

- витрата води на охолоджування підшипників і механізмів ТЕС:

= (0,3 - 0,8)% (т/ч) (4.3.3)

= 0,005.8000 = 40 (т/ч)

= 171,83 + 542,38 + 40 = 754,21 (т/ч)

Насоси додаткової води встановлюються на насосній станції в кількості трьох: два робітників і один резервний, кожний продуктивністю 50 %.

Трубопроводи додаткової води, як правило, потрібно проектувати в одну нитку, при цьому на майданчику ТЕС потрібно передбачати ємність запасу води на період ліквідації аварії в системі подачі додаткової води або підведення води від резервного джерела.

Вибираються насоси додаткової води Д-500-65 в кількості 3-х, два робітників і один резервний, з основними технічними характеристиками: подача - 500 м/ч, натиск - 65 м, частота обертання - 1500 про/міна, потужність двигуна - 160 кВт, КПД - 76 %.

5 ВИЗНАЧЕННЯ ЧАСОВОЇ ВИТРАТИ ПАЛИВА ЕНЕРГЕТИЧНИХ КАЗАНІВ

Для того щоб розрахувати витрату палива котлоагрегатом, необхідно визначити основні технічні характеристики котлоагрегата. Оскільки в завданні вказане місце розташування станції, а при виборі основного обладнання визначений тип колоагрегата, його продуктивність і параметри пари, то необхідно, керуючись заводськими характеристиками, вибрати марку палива, на якому планується робота котлоагрегата.

За приведеними характеристиками, вигляду палива і типу котлоагрегата визначається:

температура газівυ, що йдуть; = 109С;

температура повітря на вході у воздухоподогреватель = 30С;

температура гарячого повітря після воздухоподогревателя = 230 С.

по прийнятій температурі гарячого повітря і вигляду палива приймається тип воздухоподогревателя (регенеративний РВП) і компонування "хвостових" поверхонь нагріву.

5.1 Часова витрата палива одним котлоагрегатом:

η. 100 (кг/ч) (5.1)

де = - тепло, що розташовується на 1 нм газоподібного палива (кДж/кг);

η= 93 % - коефіцієнт корисної дії брутто котлоагрегата (%);

- повна кількість тепла, корисно віддана в котлоагрегат (кДж/ч):

=. (i -i) (кДж/ч) (5.2)

де = - кількість виробленої перегрітої пари (кг/ч);

i- ентальпія перегрітої пари, визначається по тиску і температурі у головної парової засувки (кДж/кг);

i- ентальпія живлячої води на вході в агрегат (кДж/кг).

= 420.(3455 - 920,6) = 1064448000 (кДж/ч)

= 32137,24 (кг/ч)

5.2 Часова витрата палива з урахуванням механічного недожога:

=. (кг/ч) (5.3)

= 32137,24. = 31365,95 (кг/ч)

5.3 Часова витрата мазуту на один котлоагрегат:

= (кг/ч) (5.4)

де - теплотворна здатність газу;

- теплотворна здатність мазуту.

= 31365,95. = 29755,96 (кг/ч)

6 ПАЛИВНЕ ГОСПОДАРСТВО СТАНЦІЇ

6.1 Вибір обладнання паливного господарства ТЕС на рідкому паливі

6.1.1 Вибір мазутних баків

Розрахунковий добової витрата мазуту визначається, виходячи з 20 - часової роботи всіх встановлених енергетичних казанів при їх номінальній продуктивності і 24 - часової роботи водогрейних казанів при покритті теплових навантажень при середній температурі самого холодного місяця.

Величина приймальної ємності основного мазутного господарства приймається не менше за 20 - ний % ємності цистерн, що встановлюються під розвантаження, а перекачувальні насоси повинні забезпечити перекачку мазуту не більш ніж за 5 годин. Перекачувальні насоси повинні мати резерв.

Приймальна ємність растопочного мазутного господарства повинна бути не менше за 120 м, а перекачувальні насоси встановлюються без резерву.

Розігрівання мазуту в резервуарах мазутного господарства приймається циркуляційний, при цьому розігрівання здійснюється, як правило, по окремому спеціально виділеному контуру.

Схема подачі мазуту (одне - або двоступенева) в основному і растопочном мазутохозяйств приймається в залежності від необхідного тиску перед форсунками. Тиск мазуту перед форсунками з механічним распиливанием приймається 2 МПа або 3,5 - 4,0 МПа, з паровим распиливанием - від 0,4 МПа до 1,0 МПа.

В'язкість мазуту повинна бути не більше за 2,5 УВ для механічних форсунок (для мазуту марки 100 відповідно t= 135 З) і 6 УВ для парових і ротаційних форсунок. Підігрівачі мазуту встановлюються після 1-й рівня мазутних насосів, схема установки підігрівачів мазуту і фільтрів тонкого очищення повинна передбачати роботу будь-якого підігрівача і фільтра з будь-яким насосом 1-й і 2-й рівня.

Ємність мазутохранилища для основного мазутного господарства визначається по формулі:

V= (м) (6.1.1.1)

де - кількість встановлених енергетичних котлоагрегатов;

- часова витрата мазуту на один котлоагрегат (т/ч);

t- запас мазуту в мазутохранилище для енергетичних котлоагрегатов (сут.);

γ= 1000 кг/м - питома вага мазуту;

V= 20.1.29,75596.10.1 = 5951 (м)

Оскільки ємність мазутних баків, встановлених на Казанської ТЕЦ-3, забезпечують розрахункову емкостьV= 5951 м, то додаткові баки не встановлюються.

6.1.2 Вибір насосів мазутного господарства

В насосній основного мазутного господарства, крім розрахункової кількості робочого обладнання повинно передбачатися: по одному елементу резервного обладнання, насоси, підігрівачі, фільтри тонкого очищення, по одному елементу ремонтного обладнання, основні насоси

1-й і 2-йступени.

Кількість мазутних насосів кожного рівня основного мазутного господарства, повинне бути не менш 4-х, в тому числі по одному резервному і одному ремонтному. Для циркуляційного розігрівання мазуту передбачається по одному резервному насосу і підігрівачу. Обладнання основного мазутного господарства повинно забезпечувати безперервну подачу мазуту в котельне відділення при роботі всіх робочих казанів з номінальною продуктивністю. Продуктивність основних мазутних насосів при виділеному контурі розігрівання вибирається з урахуванням додаткової витрати мазуту на рециркуляцию в зворотній магістралі при допустимих швидкостях.

При використанні для циркуляційного розігрівання мазуту в баках насосів 1-го підйому їх продуктивність повинна бути збільшена проти продуктивності насосів 2-го підйому на величину необхідного для розігрівання мазуту в баках.

Подача мазуту до енергетичних і водогрейним казанів з основного мазутного господарства проводиться по двох магістралях, розрахованих кожна на 75 % номінальній продуктивності з обліком рециркуляції.

Продуктивність насосів мазутного господарства:

=. k.&#.965;(м/ч) (6.1.2.1)

де - кількість енергетичних казанів (шт.);,

- часова витрата мазуту на енергетичний казан (т/ч);

υ= 1 м/т - питомий об'єм мазуту;

k= 1,1-1,4 - коефіцієнти, що враховують рециркуляцию мазуту.

= 1.29,76. 1,2.1 = 35,71 (м/ч)

Приймаємо схему мазутного господарства з виділеним контуром циркуляційного розігрівання. Виходячи із значення = 35,71 м/ч необхідна установка 3 насосів другого підйому типу 4НК-51, з яких один резервний, один ремонтний, з основними технічними характеристиками: подача - 50 м/ч, натиск - 60 м, частота обертання - 3000 про/міна, потужність двигуна - 17 кВт, КПД - 58 %, температура нафтопродуктів - 80 С. Установка мазутних насосів першого і другого підйому і насосів рециркуляції не потрібно, оскільки встановлені на Казанської ТЕЦ-3 насоси забезпечують необхідну подачу мазуту.

6.1.3 Визначення діаметра мазутопровода

6.1.3.1 Діаметр мазутопровода з насосної в котельню:

= 18,8(мм) (6.1.3.1)

гдеQ- витрата мазуту (м/ч);

= 1,5-2 м/з - швидкість мазуту в трубопроводі.

= 18,8.= 79,44 (мм)

Подача мазуту в котельне відділення з основного мазутохозяйства проводиться по одному трубопроводу.

Вибирається трубопровід 1083,5 з основними технічними характеристиками: умовний діаметр - 100 мм, маса - 9 кг/м.

6.1.3.2 Дійсна швидкість мазуту в трубопроводі даного діаметра:

(м/з) (6.1.3.2)

гдеd- внутрішній діаметр:

(мм) (6.1.3.3)

де = 108 мм - зовнішній діаметр трубопровода;

S= 3,5 мм - товщина стінки трубопровода.

d= 108 - 2.3,5 = 101 (мм)

=1,3 (м/з)

Дійсна швидкість мазуту в трубопроводеW= 1,3 м/з не перевищує рекомендованої 2 м/з.

6.2 Вибір обладнання паливного господарства ТЕС на газовому паливі

Підвод газу до ТЕС від газорозподільної станції (ГРС) здійснюється по одній нитці до кожного газорегуляторному пункту (ГРП), резервне підведення газу не передбачається. На кожному ГРП число паралельних установок, регулюючих тиск газу, вибирається з однією резервною.

На ТЕС, де газ є основним паливом, продуктивність ГРП розраховується на максимальну витрату газу всіма працюючими казанами. ГРП обладнується запорной арматурою до і після ГРП, фільтрами для очищення газу, автоматичними регуляторами тиску газу «після себе», приладами для вимірювання тиску і витрати газу, запобіжними клапанами і продувочними свічками.

Якщо газ поступає від ГРС з тиском порядку 0,7 МПа, то приймається одноступінчате редуцирование газу до тиску 0,13 МПа. При тиску газу, що поступає від ГРС з тиском порядку 1,3 МПа приймається двоступеневе редуцирование 1,3 - 0,7 МПа, 0,7 - 0,13 МПа. Підведення газу від кожного ГРП в магістралі котельного відділення і від магістралей до казанів проводиться, як правило по одній нитці. Швидкість газу в газопроводі, що підводить приймається 60 - 80 м/з, а в газопроводі до казанів 10 - 50 м/з.

Газопровід до кожного казана повинен бути забезпечений наступною арматурою і приладами: запорной засувкою, імпульсним, отсекающим, швидкодіючим клапанами, продувочной свечой, расходомерами, манометрами, регулятором витрати газу в топку казана, запорной арматурою перед пальниками.

7 РОЗРАХУНОК І ВИБІР ТЯГОДУТЬЕВОГО ОБЛАДНАННЯ

Тягодутьевие машини призначені для наступних цілей:

забезпечення тяги і дуття;

рециркуляция димових газів для регулювання температури перегрітої пари.

Відповідно до вказаних цілей застосовуються наступні тягодутьевие машини: димососи і дутьевие вентилятори (основні машини), димососи рециркуляції.

Для казанів продуктивністю 500 т/ч і менш, встановлюють один димосос і один вентилятор. Установка двох димососов і двох вентиляторів допускається тільки при відповідному обгрунтуванні. При установці на казан двох димососов і двох вентиляторів продуктивність кожного з них вибирається по 50 %.

Вибір проводиться заздалегідь по зведених графіках характеристик ТДМ і потім остаточний за аеродинамічними характеристиками машин на основі (розрахункової продуктивності машини, м/ч) і (приведеного повного тиску машини, кгс/м). Причому при номінальному навантаженні казана димососи повинні працювати при КПД не нижче за 90 % максимальних значення, а вентилятори - не нижче за 95 %.

і визначається внаслідок проведення аеродинамічного розрахунку котельної установки.

Якщо аеродинамічний розрахунок не проводився, то розрахункова продуктивність машини визначається по формулі:

=β. V.(м/ч) (7.1)

деβ= 1,1 - коефіцієнт запасу по продуктивності для димососа і для вентиляторів;

- барометричний тиск: якщо висота місцевості над рівнем моря не перевищує 100 м, то приймається = 730 мм. рт. ст.;

V- витрата газу або повітря при номінальному навантаженні котлоагрегата (м/ч);

При установці двох машин витрата через кожну рівна.

7.1 Вибір димососа

7.1.1 Витрата газів через димосос при номінальному навантаженні котлоагрегата (м/ч):

V= =. (+. ).(м/ч) (7.1.1)

де - розрахункова витрата палива з урахуванням механічного недожога (кг/ч);

= 0,1 - присос повітря в газоходах котельної установки;

- температура димових газів у димососа, при величині присоса за воздухоподогревателем 0,1, приймається рівній температурі газів за воздухоподогревателем (температура газів, що йдуть ):

= (З) (7.1.2)

де = 1,3, надлишок повітря в газах (за воздухоподогревателем), що йдуть і їх температура;

- температура холодного повітря (приймається рівної 24С);

= = 102,93 (З)

- об'єм продуктів згоряння на 1 кг палива при:

= + 1,0161.. (- 1) (нм/кг) (7.1.3)

= 10,73 + 1,0161.9,52. (1,3 - 1) = 13,63 (нм/кг)

V= = 31365,95. (13,63 + 0,1.9,52). = 629824,97 (м/ч)

= 1,1.629824,97. = 721279,01 (м/ч)

Продуктивність одного димососа:

= (м/ч) (7.1.4)

= = 360639,5(м/ч)

7.1.2 Приведений повний розрахунковий тиск димососа:

= (кг/м) (7.1.5)

де - коефіцієнт приведення розрахункового тиску димососа до умов, для яких побудована заводська характеристика димососа:

= (7.1.6)

де = 0,137 кгс/м - густина газів при 0С і 760 мм. рт. ст.;

Т- абсолютна температура газів у димососа (K);

- абсолютна температура газів за заводською характеристикою димососа;

= = 1,003

- повний розрахунковий тиск димососа (кг/м):

=. (кг/м) (7.1.7)

де = 1,2 - коефіцієнт запасу по тиску;

= 360 (кг/м) - перепад повного тиску в тракті при номінальному навантаженні парогенератора, визначається по аеродинамічному розрахунку котельної установки. Якщо розрахунок не проводився, то приймається по довідкових матеріалах;

= 1,2.360 = 432 (кг/м)

= 1,003.432 = 433,3 (кг/м)

По значеннях = 360639,5 м/ч і = 433,3 кг/м вибираються 2 димососа ДН 242-0,62ГМ, з основними технічними характеристиками: відцентовий, двостороннього всмоктування, лівого і правого обертання без противоизносной захисту, діаметр робочого колеса - 2400 мм, продуктивність - 37000 м/ч, повний тиск - 3,85 кПа, температура - 100 З, частота обертання - 740 про/міна, потужність на валу - 502 кВт, КПД -

84 %.

7.2 Вибір дутьевого вентилятора

По температурі повітря на вході у воздухоподогреватель вирішується питання про необхідність або рециркуляції гарячого повітря на всас дутьевого вентилятора, або установки перед воздухоподогревателем парових калориферов для підігрівання холодного повітря до необхідної температури.

7.2.1 Витрата повітря через дутьевой вентилятор при наявності рециркуляції гарячого повітря (без спеціального вентилятора для рециркуляції):

V=V=. ( - + + ).(м/ч) (7.2.1)

де - присоси повітря в топці;

- відносна кількість рециркулирующего гарячого повітря:

= (+). (7.2.2)

де - відношення витрати повітря на виході з воздухоподогревателя до теоретично необхідного:

= - (7.2.3)

= 1,1 - 0,1 = 1

- температура заздалегідь підігрітого повітря на вході у воздухоподогреватель (З);

= 24С - температура холодного повітря;

- температура гарячого повітря на виході з останнього рівня воздухоподогревателя (З);

= (1 + 0,2).= 0,036

V=V= 31365,95.9,52. (1,1 - 0,1 + 0,2 + 0,036). = 409631,9 (м/ч)

= 1,1.409631,9. = 469112,7 (м/ч)

Продуктивність одного дутьевого вентилятора:

= (м/ч) (7.2.4)

= = 234556,4 (м/ч)

7.2.2 Приведений повний розрахунковий тиск дутьевого вентилятора:

= (кг/м) (7.2.5)

де - коефіцієнт приведення розрахункового тиску дутьевого вентилятора до умов, для яких побудована заводська характеристика димососа:

= (7.2.6)

де = 0,132 кгс/м - густина повітря при 0С і 760 мм. рт. ст.;

Т- абсолютна температура повітря у дутьевого вентилятора (K);

- абсолютна температура повітря за заводською характеристикою димососа;

= = 1,04

- повний розрахунковий тиск дутьевого вентилятора (кг/м):

=. (кг/м) (7.2.7)

де = 1,15 - коефіцієнт запасу по тиску;

= 320 (кг/м) - перепад повного тиску в тракті при номінальному навантаженні парогенератора, визначається по аеродинамічному розрахунку котельної установки. Якщо розрахунок не проводився, то приймається по довідкових матеріалах;

= 1,15.330 = 379,5 (кг/м)

= 1,04.379,5 = 394,68 (кг/м)

По значеннях = 234556,4 м/ч і = 394,68 кг/м вибираються 2 дутьевих вентилятори ВДН-24-Пу, з основними технічними характеристиками: відцентовий, двостороннього всмоктування, лівого і правого обертання, діаметр робочого колеса - 2400 мм, продуктивність - 275000 м/ч, повний тиск - 3,95 кПа, температура - 30С, частота обертання - 740 про/міна, потужність на валу - 350 кВт, КПД - 86 %.

8 РОЗРАХУНОК І ВИБІР ДИМАРЯ

Для ТЕС основним типом труб є залізобетонні з внутрішньої захисної футеровкой. З метою підвищення надійності приймаються залізобетонні димарі з каналом, що вентилюється між стовбуром і футеровкой.

Кількість димарів повинна бути мінімальною.

Висота димарів електростанцій повинна забезпечувати таке розсіювання золи, оксидів сірки, оксидів азоту і інших шкідливих домішок, при якому концентрації їх у поверхні землі стає менше допустимих.

Розрахунок димаря ведеться по витраті палива при максимальному електричному навантаженні електростанції і тепловому навантаженні при середній температурі.

Для більшості вітчизняних топлив визначальною величиною при розрахунку висоти димарів є зміст оксидів сірки і азоту.

Тому при розрахунку висоти труби повинно враховуватися сумарна дія сірчастого ангидрида і оксидів азоту в атмосфері.

8.1 Висота труби визначається по формулі:

(м) (8.1)

гдеA= 120 - коефіцієнт, що залежить від температурної стратификації шаруватої будови атмосфери;

F= 1 - безрозмірний коефіцієнт, що враховує вплив швидкості осадження домішки в атмосфері;

m- коефіцієнт, що враховує умови виходу з гирла труби. Визначається в залежності від швидкості виходу газів з труби.

Орієнтувально приймається для казана трубу висотою 120 м і діаметром гирла 6 м.

8.1.1 Швидкість виходу газів в гирлі труби:

= (м/з) (8.2)

гдеN- число труб (шт.);

- діаметр гирла труби (м);

- секундна витрата газів, що видаляються (м/з):

= (м/з) (8.3)

гдеV- об'єм димових газів енергетичного казана:

= = 174,95 (м/з)

= = 6,19 (м/з)

При = 6,19 м/з -m= 1.

n- безрозмірний коефіцієнт, визначається в залежності від.

= 0,65. (8.4)

де = 174,95 - секундна витрата газів, що видаляються (м/з);

- різниця між температурою газів, що викидаються і середньою температурою повітря самого жаркого місяця опівдні (З):

= - (З) (8.5)

= 102,93 - 24 = 78,93 (З)

h= 120 м - прийнята висота труби;

= 0,65.= 3,16

при значенні = 3,16 > 2 -n= 1.

- гранично допустима концентрація сірчастого ангидрида:

= 0,5 мг/м.

- гранично допустима концентрація двоокису азоту:

= 0,085 мг/м.

- вибросSOиз котельні (г/з):

= 2.10... (1 - ). (1 - ) (г/з) (8.6)

де - секундна витрата палива казана (кг/з):

= (кг/з) (8.7)

гдеB- часова витрата газу енергетичного казана:

= = 8,93 (м/з)

= 2*10..8,93. (1 - 0,02). (1 - ) = 256,24 (г/з)

N- вибросNOиз котельні (г/з):

= 0,034..k... (1 - ). (г/з) (8.8)

де = 0,85 безрозмірний коефіцієнт, що враховує вплив на вихід з оксидів азоту, якість паливо;

k- коефіцієнт, що характеризує вихід оксидів азоту на 1 т спаленого умовного палива (кг/т):

k= (кг/т) (8.9)

k= = 8,13 (кг/т)

= 1 - коефіцієнт, що враховує конструкцію пальників;

= 0,034.0,85.8,13.8,93.35,615. (1 - ).1 = 72,93 (г/з)

N- кількість димарів на станції;

Р= 1 - поправочний коефіцієнт для розрахунку многоствольних труб.

= 83,11(м)

Оскільки на Казанської ТЕЦ-3 є 2 труби висотою 150 м і 240 м що задовольняють розрахунковій висоті труб, то казани блоку, що встановлюється підключаються до однієї з цих труб.

12 ВИЗНАЧЕННЯ ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНИХ ПОКАЗНИКІВ СТАНЦІЙ

Початкові дані для розрахунку

Найменування.

Позначення

Ед.

Ізм

ПТ-60/75- 130/13

ПТ-135/160-130-15

Т-100/120-130

Т-50/60-130

Р-50-130-13

Р-40-130-13

ПТ-80/100-130/13

Електрична потужність:

Номінальна

Максимальна

МВт

МВт

60

75

135

165

105

120

50

60

50

60

40

50

80

100

Витрата свіжої пари на турбіну:

Номінальний

Максимальний

D н т

D м т

т/ч

т/ч

350

392

750

760

460

465,1

245,2

260

370

480

370

480

450

470

Витрата пари на виробничі цілі, опалювання.

D п але

D від але

т/ч

т/ч

100

140

210

320

310

174

332

332

185

130

Відпуск теплоти на виробничі цілі, опалювання.

Q п але

Q від але

ГДж/ч

ГДж/ч

220

364

461

832

685

385

983,4

983,4

481

280

Вигляд палива, що спалюється.

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Газ

Схема технологічних зв'язків.

Поперечні зв'язки

Блокові зв'язки

Поперечні зв'язки

Поперечні зв'язки

Поперечні зв'язки

Поперечні зв'язки

Поперечні

зв'язки

Встановлена потужність Казанської ТЕЦ-3: = 440 МВт.

12.1 Розрахунок абсолютних і питомих вкладень капіталу в нове будівництво станцій

12.1.1 Абсолютні вкладення капіталу в будівництво ТЕЦ при різнотипному обладнанні:

(тис. крб.) (12.1.1)

де - капіталовкладення в головну турбіну [2], прил.2, табл. 1;

- капіталовкладення в кожний подальший блок [2], прил.2, табл. 1;

До- капіталовкладення в пікові водогрейние казани [2], прил.2, табл. 4;

Крс- поправочний коефіцієнт на територіальний район будівництва [2], прил.3;

К1- коефіцієнт, що враховує вигляд системи технічного водопостачання при оборотній системі;

До- індекс переходу від базових цін 1991 г до поточних цін 2004 г за даними Департаменту інвестицій ВАТ «ФСК ЕЕС»;

=[33260 + 24500 + 2.4450 + 9480 + 15780 + 3.12600 + 19950 + 47300 + +4.4600 + 2.9200]. 1.1.15 = 3506550 (тис. крб.)

12.1.2 Питомі вкладення капіталу:

= (крб./кВт) (12.1.2)

==7969,43(крб./кВт)

12.1.3 Величина питомих вкладень капіталу для порівняння:

= ...(крб./кВт)

(12.1.3)

=

= 6550,57 (крб./кВт)

12.2 Енергетичні показники роботи електростанції.

12.2.1 Річний відпуск теплоти з колекторів електростанції. 12.2.1.1 Часовий відпуск пари на виробництво з колекторів ТЕЦ:

(т/ч) (12.2.1)

де - середній коефіцієнт нерівномірності навантаження виробничого відбору;

∑D- сумарна номінальна витрата пари у виробничі відбори всіх відповідних типів турбін [2], прил.1, табл. 2;

∑= 0,75. (460 + 666) = 843 (т/ч)

12.2.1.2 Річна витрата пари з виробничих відборів всіх турбін:

=./1000 (тис. т/рік) (12.2.2)

де- число часів використання виробничих відборів в течії року для Казанської ТЕЦ-3.

= 843.4500/1000 = 3793,5 (тис. т/рік)

12.2.1.3 Річний відпуск теплоти на виробничі цілі:

=. (тис. ГДж/рік) (12.2.3)

де = 2,6 ГДж/т - різниця ентальпії пари у виробничому відборі і ентальпії конденсату, що повертається;

= 3793,5.2,6 = 9863,1 (тис. ГДж/рік)

12.2.1.4 Часовий відпуск теплоти з опалювальних відборів турбін:

=(+) (ГДж/ч) (12.2.4)

де - сумарний номінальний відпуск теплоти в опалювальні відбори всіх відповідних типів турбін [2], прил.1, табл. 2;

= 0,9 - коефіцієнт нерівномірності теплового навантаження в течії опалювального періоду;

= 0,9. (681 + 1070) = 1575,9 (ГДж/ч)

12.2.1.5 Річний відпуск теплоти з опалювальних відборів турбін:

=.hот/1000 (тис. ГДж/рік) (12.2.5)

гдеhот- число часів використання опалювального відбору для м. Казани [2], прил.5.

=1575,9.5232/1000 =8245,1 (тис. ГДж/рік)

12.2.1.6 Сумарний часовий відпуск теплоти з колекторів ТЕЦ від водогрейних казанів:

(ГДж/ч) (12.2.6)

де - часовий відпуск теплоти на опалювання і гаряче водопостачання з колекторів Казанської ТЕЦ-3;

- сумарний часовий відпуск теплоти з опалювальних відборів турбін [2], по формулі 12.2.1.4.

(ГДж/ч)

12.2.1.7 Річний відпуск теплоти з колекторів ТЕЦ за рахунок водогрейних казанів:

(тис. ГДж/рік) (12.2.7)

де - число часів використання пікового опалювального навантаження; залежить від тривалості опалювального періоду і середньої температури зовнішнього повітря [2], прил.5, 6.

(тис. ГДж/рік)

12.2.1.8 Загальний річний відпуск теплоти з колекторів ТЕЦ:

(тис. ГДж/рік) (12.2.8)

(тис. ГДж/рік)

12.2.2 Виработка і відпуск електроенергії з шин станції

12.2.2.1 Річний виробіток електроенергії електростанцією:

=./1000 (тис. МВт. ч/рік) (12.2.9)

де - число часів використання встановленої потужності по графіку електричного навантаження.

=440.6500/1000 = 2860 (тис. МВт. ч/рік)

12.2.2.2 Питома витрата електроенергії на власні потреби, середнє значення загалом по станції:

(%) (12.2.10)

де - сумарні питомі витрати електроенергії на власні потреби для всіх відповідних типів турбін, % [2], прил.7 табл. 1;

= (%)

12.2.2.3 Річної витрати електроенергії на власні потреби загалом по ТЕЦ:

(тис. МВт. ч/рік) (12.2.11)

= (тис. МВт. ч/рік)

12.2.2.4 Річної витрати електроенергії на власні потреби, віднесені на відпуск теплоти:

=./1000 (тис. МВт. ч/рік) (12.2.12)

- питома витрата електроенергії власних потреб на відпуск одиниці теплоти [2], по табл. 2;

= 5.19903,33/1000 = 99,52 (тис. МВт. ч/рік)

12.2.2.5 Річної витрати електроенергії на власні потреби, віднесені на відпуск електроенергії:

=-(тис. МВт. ч/рік) (12.2.14)

= 250,54 - 99,52 = 151,02 (тис. МВт. ч/рік)

12.2.2.6 Питомий витрати електроенергії на власні потреби, віднесені на відпуск електроенергії:

=.100/(%) (12.2.15)

=151,02.100/2860 = 5,28 (%)

12.2.2.7 Питомий витрати електроенергії на власні потреби, віднесені на відпуск електроенергії, для порівняння:

(%) (12.2.16)

де - сумарне значення питомих витрат електроенергії на власні потреби на відпуск електроенергії для всіх відповідних типів турбін, % [2], прил.7, табл. 2;

= (%)

12.2.2.8 Річний відпуск електроенергії з шин станції:

=(тис. МВт. ч/рік) (12.2.17)

= 2860 - 250,54 = 2609,46 (тис. МВт. ч/рік)

12.2.3 Річна витрата умовного палива.

12.2.3.1 Нормативна питома витрата умовного палива на відпуск електроенергії.

За даними Казанської ТЕЦ-3.

Для турбіни ПТ-60-130

bе (н) об (ПТ)= 324 г у. т./кВт. ч

Для турбіни ПТ-135-130/13

bе (н) об (ПТ)= 319 г у. т./кВт. ч

Для турбіни Т-50-130

bе (н) об (Т)= 307 г у. т./кВт. ч

Для турбіни Т-100-130

bе (н) об (Т)= 304 г у. т./кВт. ч

Для турбін Р-50-130, Р-40-130

bе (н) об (Р)= 267 г у. т./кВт. ч

В середньому по станції:

(г у. т/кВт. ч) (12.2.18)=

(г у. т/кВт. ч)

12.2.3.2 Середньорічна питома витрата умовного палива по відпуску електроенергії загалом по станції:

=(г у. т/кВт. ч) (12.2.19)

гдеk- коефіцієнт, що враховує змінний режим роботи обладнання в залежності від сезону, витрати палива на пуски і останови основного обладнання, вміст в гарячому резерві і при відхиленні параметрів від нормальних.

У залежності від палива: для газаk= 1,12 - 1,15.

=1,14.304,1 = 346,67 (г у. т/кВт. ч)

12.2.3.3 Питома витрата умовного палива на відпуск електроенергії для порівняння.

Визначити по среднеотраслевим питомих витратах умовного палива кожного типу турбіни по прил. 20:

(г у. т/кВт. ч) (12.2.20)

bе (срав) об==

= 350,2 (г у. т/кВт. ч)

12.2.3.4 Річна витрата умовного палива на відпуск електроенергії без урахування витрати електроенергії на власні потреби:

= (тис. т у. т/рік) (12.2.21)

= (тис. т у. т/рік)

12.2.3.5 Річна витрата умовного палива на відпуск теплоти без урахування витрати електроенергії на власні потреби:

(тис. т у. т/рік) (12.2.22)

де = 34 - 36 кг у. т./ГДж - середньорічна питома витрата умовного палива на відпуск теплоти без урахування витрати електроенергії на власні потреби;

=. 19903,33 = 696,6 (тис. т у. т/рік)

12.2.3.6 Річна витрата умовного палива загалом по станції:

= +(тис. т у. т./рік) (12.2.23)

= 936,12+696,6 = 1632,72 (тис. т у. т./рік)

12.2.3.7 Річна витрата умовного палива на відпуск теплоти з урахуванням електроенергії власних потреб:

= +./1000 (тис. т. у. т./рік) (12.2.24)

= 696,6 + 346,67.99,52/1000 = 731,1 (тис. т. у. т./рік)

12.2.3.8 Річна витрата умовного палива на відпуск електроенергії з урахуванням електроенергії власних потреб:

=-(тис. т. у. т./рік) (12.2.25)

= 1632,72-731,1 = 901,62 (тис. т. у. т./рік)

12.2.3.9 Питома витрата умовного палива на відпуск електроенергії:

=1000/ (г у. т/кВт. ч) (12.2.26)

=894,35.1000/2602,6 = 343,64 (г у. т/кВт. ч)

12.2.3.10 Питома витрата умовного палива на відпуск теплоти:

=1000/ (кг у. т./ГДж) (12.2.27)

= 731,1.1000/19903,33 = 36,73 (кг у. т./ГДж)

12.2.3.11 Питома витрата умовного палива на відпуск теплоти для порівняння:

(кг у. т./ГДж) (12.2.28)

де - питомі витрати умовного палива по відпуску теплоти для відповідних типів турбін [2], по прил. 20;

= =

= (кг у. т./ГДж)

12.2.3.12 КПД станції по відпуску електроенергії:

= (%) (12.2.29)

= (%)

12.2.3.13 КПД станції по відпуску теплоти:

= (%) (12.2.30)

= (%)

12.2.3.14 Коефіцієнт використання палива:

= (%) (12.2.31)

= (%)

12.2.3.15 Річна витрата натурального палива загалом по станції:

=.29330/(тис. т. н. т/рік) (12.2.32)

де =35615 кДж/кг - питома теплота згоряння газу [2], прил.12.

= 1632,72.29330/35615 = 1344,59 (тис. т. н. т/рік)

12.3 Витрати виробництва електричної і теплової енергії по економічних елементах витрат

В проекті розрахунок витрат проводимо на ПЕВМ.

Введення в комп'ютерну програму початкових даних для розрахунку собівартості продукції на Казанської ТЕЦ-3:

Найменування

Позначення

Величина

Розмірність

1. МАТЕРІАЛЬНІ ВИТРАТИ.

1.1. Паливо на технологічні цілі

1.1.1. Договірна ціна на паливо

1.1.2. Річна витрата натурального палива

1.1.3. Річна витрата умовного палива.

1.2. Витрати на допоміжні матеріали

1.2.1. Установленая потужність

1.2.2. Норматив витрат на допоміжні матеріали.

1.2.3. Коефіцієнт інфляції на допоміжні матеріали.

1.3. Вартість робіт і послуг виробничого характеру

1.3.1. Норматив вартості робіт і послуг

1.3.2. Коефіцієнт інфляції по послугах

1.4. Плата за воду до бюджету загалом по ТЕЦ

1.4.1. Коефіцієнт інфляції

по воді

2. ОПЛАТА ТРУДА промиш ленно-виробничого персоналу.

2.1. Тарифна ставка 1-го розряду на 2004 р.

2.2. Середній тарифний коефіцієнт.

2.3. Середній коефіцієнт що враховує компенсаційні виплати -"-

2.4. Середній коефіцієнт що враховує стимулюючі доплати -"-

2.5. Районний коефіцієнт до зарплати.

2.6. Чисельність промислово-виробничого персоналу.

3. ЄДИНИЙ СОЦІАЛЬНИЙ ПОДАТОК на 2004 р.

3.1. Ставка єдиного соціального податку

4. АМОРТИЗАЦІЯ ОСНОВНИХ ФОНДІВ.

4.1. Капітальні вкладення в будівництво ТЕЦ

4.2. Середня норма амортизації на реновація.

5. ІНШІ ВИТРАТИ.

5.1. Відрахування в ремонтний фонд.

5.1.1. Середній норматив відрахувань в ремонтний фонд загалом по ТЕЦ.

5.2. Обов'язкові страхові платежі.

5.2.1. Норматив обов'язкового страхування майна на.

5.3. Плата за викиди забруднюючих речовин в довкілля.

5.3.1. Коефіцієнт інфляції по забруднюючих речовинах.

5.3.2. Нормативи плати по викидах:

- окисел вуглеводу

- окисел азоту

5.3.3. Питома теплота згоряння палива.

5.4. Плата за землю.

Площа землі під ТЕЦ

5.4.1. Питома площа виробничого майданчика ТЕЦ з обліком градирен.

5.4.2. Ставка земельного податку з урахуванням підвищення плати за землю.

5.4.3. Питома площа мазутохранилища.

5.5. Інші відрахування.

5.5.1. Норматив інших відрахувань.

6. РІЧНА ВИТРАТА умовного палива на відпуск електроенергії з урахуванням власних потреб.

7. Відпуск електроенергії з шин ТЕЦ.

8. Загальний річний відпуск теплоти з колекторів ТЕЦ.

Н

ДО

=...

Н

=

846

1344,59

1632,72

440

72

5,5

17

5,5

1595,349

7,245

2129

2,1

1,24

1,3

1,0

603

36

3506550

3,6

4,5

0,15

132

85

4675

35615

7,05

219

1,085

2

901,62

2609,46

19903,33

руб/тн. т

тис. тн. т./рік

тис. ту. т./рік

МВт

руб/кВт

руб/кВт

тис. руб/рік

руб/місяць

чол.

%

тис. крб.

%

%

%

крб./т

крб./т

кДж/кг

га/100 МВт

руб/га

га

%

тис. ту. т./рік

тис. МВтч/г

тис. ГДж/г

Результати розрахунків на ПЕВМ собівартості:

12.3.1 Матеріальні витрати

Паливо на технологічні цілі (тис. руб/рік): 1137523,14

Ціна однієї тонни умовного палива (руб/тут): 696,71

Витрати на допоміжні матеріали

(тис. руб/рік): 174,24

Вартість послуг і робіт виробничого

характеру (тис. руб/рік): 41,14

Матеріальні витрати (тис. руб/рік): 1139368

12.3.2 Витрати на оплату труда

Річний фонд оплати труда на одну

людину (тис. руб/чол. рік): 82,07

Витрати на оплату труда (тис. руб/рік): 49490,12

Коефіцієнт обслуговування (МВт/чол.): 0,73

Середньомісячна зарплата (руб/місяць): 6839,43

12.3.3 Відрахування на соціальні потреби

Відрахування на соціальні потреби (тис. руб/рік): 17816,44

12.3.4 Амортизація основних фондів

Вартість основних фондів (тис. руб): 3155895

Амортизація основних фондів (тис. руб/рік): 113612,22

12.3.5 Інші витрати

Відрахування в ремонтний фонд (тис. руб/рік): 142015,28

Страхування державного майна

(тис. руб/рік): 4733,84

Інші відрахування (тис. руб/рік): 63117,9

Плата за викиди:

- окислу азоту 7299,21

- окислу вуглеводу 120,69

- забруднюючих речовин (тис. руб/рік): 7419,89

Плата за землю:

Площа землі під виробничий майданчик

ел. станції (га) 31,02

Площа мазутохранилища (га) 1,92

Плата за землю (тис. руб/рік): 7213,86

Інші витрати-усього (тис. руб/рік): 224500,78

12.3.6 Річні витрати електростанцій по

економічних елементах витрат (тис. руб/рік) 1544787,55

12.4 Калькуляція проектної собівартості електричної енергій і теплоти

Коефіцієнт розподілу витрат

на електричну енергію 0,55

_

Річні витрати, віднесені на відпуск

електричної енергії (тис. руб) 853061,98

_

Річні витрати, віднесені на відпуск

теплоти (тис. руб) 691725,57

_

Собівартість відпущеної електричної

енергії (коп/кВт. ч) 32,69

_

Собівартість відпущеної теплової

енергії (руб/ГДж) 34,75

Таблиця - калькуляція витрат і собівартості електричної і теплової енергії на Казанської ТЕЦ-3

Найменування

статей витрат

Річні витрати

виробництва

Електрична

енергія

Теплова енергія

(теплота)

І,

тис. крб./

рік

Структура

%

Витрати

по відпуску

електроенергії,

Іе,

тис. руб/

рік

Собівартість

відпущеної

ел.

енергії,

S е об

коп/кВтч

Витрати по

відпуску

теплової

енергії,

Іт, тис.

крб./рік

Себстої-мость

по

відпуску

теплової

енергії,

S т об

руб/ГДж

1. Матеріальні

витрати в т. ч.

паливо на

технологічні цілі

1139368,0

1137523,1

73,8

73,6

629181,4

628162,6

24,11

24,07

510186,6

509360,6

25,63

25,59

2. Витрати на

оплату труда

49490,1

3,1

27329,4

1,05

22160,7

1,11

3. Відрахування на

соціальні

потреби

17816,4

1,2

9838,6

0,38

7977,9

0,40

4. Амортизація

основних

фондів

113612,2

7,4

62738,9

2,4

50873,3

2,56

5. Інші

витрати

224500,8

14,5

123973,7

4,75

100527,0

5,05

Разом:

1544787,6

100

853062,0

32,69

691725,6

34,75

12.5 Спеціальне завдання: реконструкція Казанської ТЕЦ-3(демонтаж турбіни ПТ-60/75-130/13 з установкою турбіни ПТ-80/100-130/13)

Розрахунок ведеться по формулах основного розрахунку

Встановлена потужність Казанської ТЕЦ-3 після реконструкції: = 460

12.5.1 Розрахунок абсолютних і питомих вкладень капіталу в

12.5.1.1 Абсолютні вкладення капіталу в будівництво ТЕЦ при різнотипному обладнанні:

=[13300.0,8+24500+2.4450+9480+15780+3.12600+19950+47300+4.4600+2..

9.200]. 1.15 = 3167250 (тис. крб.)

12.5.1.2 Питомі вкладення капіталу:

==6885,33(крб./кВт)

12.5.1.3 Величина питомих вкладень капіталу для порівняння:

=

(крб./кВт)

12.5.2 Енергетичні показники роботи електростанції

12.5.2.1 Річний відпуск теплоти з колекторів електростанції. 12.5.2.1.1 Часовий відпуск пари на виробництво з колекторів ТЕЦ:

∑= 0,75(185+320+332.2) = 876,75 (т/ч)

12.5.2.1.2 Річна витрата пари з виробничих відборів всіх турбін:

= 876,75.4500/1000 = 3945,38 (тис. т/рік)

12.5.2.1.3 Річний відпуск теплоти на виробничі цілі:

= 3945,38.2,6 = 10257,99 (тис. ГДж/рік)

12.5.2.1.4 Часовий відпуск теплоти з опалювальних відборів турбін:

= 0,9(280+385,0+685+461) = 1629,9 (ГДж/ч)

12.5.2.1.5 Річний відпуск теплоти з опалювальних відборів турбін:

= 1629,9.5232/1000 = 8527,64 (тис. ГДж/рік)

12.5.2.1.6 Сумарний часовий відпуск теплоти з колекторів ТЕЦ від водогрейних казанів:

(ГДж/ч)

12.5.2.1.7 Річний відпуск теплоти з колекторів ТЕЦ за рахунок водогрейних казанів:

(тис. ГДж/рік)

12.5.2.1.8 Загальний річний відпуск теплоти з колекторів ТЕЦ:

(тис. ГДж/рік)

12.5.2.2 Виработка і відпуск електроенергії з шин станції

12.5.2.2.1 Річний виробіток електроенергії електростанцією:

= 460.6500/1000 = 2990 (тис. МВт. ч/рік)

12.5.2.2.2 Питома витрата електроенергії на власні потреби, середнє значення загалом по станції:

= (%)

12.5.2.2.3 Річної витрати електроенергії на власні потреби загалом по ТЕЦ:

= (тис. МВт. ч/рік)

12.5.2.2.4 Річної витрати електроенергії на власні потреби, віднесені на відпуск теплоти:

= 5.20530,43/1000 = 102,65 (тис. МВт. ч/рік)

12.5.2.2.5 Річної витрати електроенергії на власні потреби, віднесені на відпуск електроенергії:

= 260,43- 102,65 = 157,78 (тис. МВт. ч/рік)

12.5.2.2.6 Питомий витрати електроенергії на власні потреби, віднесені на відпуск електроенергії:

= 157,78.100/2990 = 5,28 (%)

12.5.2.2.7 Питомий витрати електроенергії на власні потреби, віднесені на відпуск електроенергії, для порівняння:

= (%)

12.5.2.2.8 Річний відпуск електроенергії з шин станції:

= 2990 - 260,43 = 2729,57 (тис. МВт. ч/рік)

12.5.2.3 Річна витрата умовного палива.

12.5.2.3.1 Нормативна питома витрата умовного палива на відпуск електроенергії:

Для турбіни ПТ-80-130

bе (н) об (ПТ)= 321 г у. т./кВт. ч

Для турбіни ПТ-135-130/13

bе (н) об (ПТ)= 319 г у. т./кВт. ч

Для турбіни Т-50-130

bе (н) об (Т)= 307 г у. т./кВт. ч

Для турбіни Т-100-130

bе (н) об (Т)= 304 г у. т./кВт. ч

Для турбін Р-50-130, Р-40-130

bе (н) об (Р)= 267 г у. т./кВт. ч

В середньому по станції:

=

(г у. т/кВт. ч)

12.5.2.3.2 Середньорічна питома витрата умовного палива по відпуску електроенергії загалом по станції:

= 1,14.304,45 = 347,07 (г у. т/кВт. ч)

12.5.2.3.3 Питома витрата умовного палива на відпуск електроенергії для порівняння:

bе (срав) об=

(г у. т/кВт. ч)

12.5.2.3.4 Річна витрата умовного палива на відпуск електроенергії без урахування витрати електроенергії на власні потреби:

= (тис. т у. т/рік)

12.5.2.3.5 Річна витрата умовного палива на відпуск теплоти без урахування витрати електроенергії на власні потреби:

= = 718,57 (тис. т у. т/рік)

12.5.2.3.6 Річна витрата умовного палива загалом по станції:

= 982,98+718,57= 1701,55 (тис. т у. т./рік)

12.5.2.3.7 Річна витрата умовного палива на відпуск теплоти з урахуванням електроенергії власних потреб:

= 718,57+347,07.102,65/1000 = 754,197 (тис. т. у. т./рік)

12.5.2.3.8 Річна витрата умовного палива на відпуск електроенергії з урахуванням електроенергії власних потреб:

= 1701,55-754,197 = 947,353 (тис. т. у. т./рік)

12.5.2.3.9 Питома витрата умовного палива на відпуск електроенергії:

= 947,353.1000/2729,57 = 347,07 (г у. т/кВт. ч)

12.5.2.3.10 Питома витрата умовного палива на відпуск теплоти:

= 754,197.1000/20530,43 = 36,74 (кг у. т./ГДж)

12.5.2.3.11 Питома витрата умовного палива на відпуск теплоти для порівняння:

=

(кг у. т./ГДж)

12.5.2.3.12 КПД станції по відпуску електроенергії:

= (%)

12.5.2.3.13 КПД станції по відпуску теплоти:

= (%)

12.5.2.3.14 Коефіцієнт використання палива:

= (%)

12.5.2.3.15 Річна витрата натурального палива загалом по станції:

= 1701,55.29330/35615 = 1401,28 (тис. т. н. т/рік)

12.5.3 Витрати виробництва електричної і теплової енергії по економічних елементах витрат

В проекті розрахунок витрат проводимо на ПЕВМ.

Введення в комп'ютерну програму початкових даних для розрахунку собівартості продукції на Казанської ТЕЦ-3:

Найменування

Позначення

Величина

Розмірність

1. МАТЕРІАЛЬНІ ВИТРАТИ.

1.1. Паливо на технологічні цілі

1.1.1. Договірна ціна на паливо

1.1.2. Річна витрата натурального палива

1.1.3. Річна витрата умовного палива.

1.2. Витрати на допоміжні матеріали

1.2.1. Установленая потужність

1.2.2. Норматив витрат на допоміжні матеріали.

1.2.3. Коефіцієнт інфляції на допоміжні матеріали.

1.3. Вартість робіт і послуг виробничого характеру

1.3.1. Норматив вартості робіт і послуг

1.3.2. Коефіцієнт інфляції по послугах

1.4. Плата за воду до бюджету загалом по ТЕЦ

1.4.1. Коефіцієнт інфляції

по воді

2. ОПЛАТА ТРУДА промиш ленно-виробничого персоналу.

2.1. Тарифна ставка 1-го розряду на 2004 р.

2.2. Середній тарифний коефіцієнт.

2.3. Середній коефіцієнт що враховує компенсаційні виплати -"-

2.4. Середній коефіцієнт що враховує стимулюючі доплати -"-

2.5. Районний коефіцієнт до зарплати.

2.6. Чисельність промислово-виробничого персоналу.

3. ЄДИНИЙ СОЦІАЛЬНИЙ ПОДАТОК на 2004 р.

3.1. Ставка єдиного соціального податку

4. АМОРТИЗАЦІЯ ОСНОВНИХ ФОНДІВ.

4.1. Капітальні вкладення в будівництво ТЕЦ

4.2. Середня норма амортизації на реновація.

5. ІНШІ ВИТРАТИ.

5.1. Відрахування в ремонтний фонд.

5.1.1. Середній норматив відрахувань в ремонтний фонд загалом по ТЕЦ.

5.2. Обов'язкові страхові платежі.

5.2.1. Норматив обов'язкового страхування майна на.

5.3. Плата за викиди забруднюючих речовин в довкілля.

5.3.1. Коефіцієнт інфляції по забруднюючих речовинах.

5.3.2. Нормативи плати по викидах:

- окисел вуглеводу

- окисел азоту

5.3.3. Питома теплота згоряння палива.

5.4. Плата за землю.

Площа землі під ТЕЦ

5.4.1. Питома площа виробничого майданчика ТЕЦ з обліком градирен.

5.4.2. Ставка земельного податку з урахуванням підвищення плати за землю.

5.4.3. Питома площа мазутохранилища.

5.5. Інші відрахування.

5.5.1. Норматив інших відрахувань.

6. РІЧНА ВИТРАТА умовного палива на відпуск електроенергії з урахуванням власних потреб.

7. Відпуск електроенергії з шин ТЕЦ.

8. Загальний річний відпуск теплоти з колекторів ТЕЦ.

Н

ДО

=...

Н

=

846

1401,28

1701,55

460

72

5,5

17

5,5

1595,349

7,245

2129

2,1

1,24

1,3

1,0

616,4

36

3167250

3,6

4,5

0,15

132

85

4675

35615

7,05

219

1,02

2

947,353

2729,57

20530,43

руб/тн. т

тис. тн. т./рік

тис. ту. т./рік

МВт

руб/кВт

руб/кВт

тис. руб/рік

руб/місяць

чол.

%

тис. крб.

%

%

%

крб./т

крб./т

кДж/кг

га/100 МВт

руб/га

га

%

тис. ту. т./рік

тис. МВтч/г

тис. ГДж/г

Результати розрахунків на ПЕВМ собівартості:

12.5.3.1 Матеріальні витрати

Паливо на технологічні цілі (тис. руб/рік): 1185482,88

Ціна однієї тонни умовного палива (руб/тут): 696,71

Витрати на допоміжні матеріали

(тис. руб/рік): 182,16

Вартість послуг і робіт виробничого

характеру (тис. руб/рік): 43,01

Матеріальні витрати (тис. руб/рік): 1187337,53

12.5.3.2 Витрати на оплату труда

Річний фонд оплати труда на одну

людину (тис. руб/чол. рік): 82,41

Витрати на оплату труда (тис. руб/рік): 50761,75

Коефіцієнт обслуговування (МВт/чол.): 0,75

Середньомісячна зарплата (руб/місяць): 6867,12

12.5.3.3 Відрахування на соціальні потреби

Відрахування на соціальні потреби (тис. руб/рік): 18274,23

12.5.3.4 Амортизація основних фондів

Вартість основних фондів (тис. руб): 2850525

Амортизація основних фондів (тис. руб/рік): 102618,9

12.5.3.5 Інші витрати

Відрахування в ремонтний фонд (тис. руб/рік): 128273,63

Страхування державного майна

(тис. руб/рік): 4275,79

Інші відрахування (тис. руб/рік): 57010,5

Плата за викиди:

- окислу азоту 7606,95

- окислу вуглеводу 125,78

- забруднюючих речовин (тис. руб/рік): 7732,73

Плата за землю:

Площа землі під виробничий майданчик

ел. станції (га) 32,43

Площа мазутохранилища (га) 1,92

Плата за землю (тис. руб/рік): 7522,65

Інші витрати-усього (тис. руб/рік): 204815,29

12.5.3.6 Річні витрати електростанцій по

економічних елементах витрат (тис. руб/рік) 1563807,7

12.5.4 Калькуляція проектної собівартості електричної енергій і теплоти

Коефіцієнт розподілу витрат

на електричну енергію 0,56

_

Річні витрати, віднесені на відпуск

електричної енергії (тис. руб) 870663,76

_

Річні витрати, віднесені на відпуск

теплоти (тис. руб) 693143,94 _

Собівартість відпущеної електричної

енергії (коп/кВт. ч) 31,9

_

Собівартість відпущеної теплової

енергії (руб/ГДж) 33,76

Таблиця - калькуляція витрат і собівартості електричної і теплової енергії на Казанської ТЕЦ-3

Найменування

статей витрат

Річні витрати

виробництва

Електрична

енергія

Теплова енергія

(теплота)

І,

тис. крб./

рік

Структура

%

Витрати

по відпуску

електроенергії,

Іе,

тис. руб/

рік

Собівартість

відпущеної

ел.

енергії,

S е об

коп/кВтч

Витрати по

відпуску

теплової

енергії,

Іт, тис.

крб./рік

Себстої-мость

по

відпуску

теплової

енергії,

S т об

руб/ГДж

1. Матеріальні

витрати в т. ч.

паливо на

технологічні цілі

1187337,5

1185482,9

75,9

75,8

661060,7

660028,1

24,22

24,18

526276,9

525454,8

25,63

25,59

2. Витрати на

оплату труда

50761,8

3,2

28262,1

1,04

22499,7

1,1

3. Відрахування на

соціальні

потреби

18274,2

1,2

10174,3

0,37

8099,9

0,39

4. Амортизація

основних

фондів

102618,9

6,6

57134

2,1

45484,9

2,22

5. Інші

витрати

204815,3

13,1

114032,7

4,18

90782,6

4,42

Разом:

1563807,7

100

870663,8

31,9

693143,9

33,76

Техніко-економічні показники електростанції

Найменування показника

Умовне позначення

Розмірність

До реконструкції

Після

реконструкції

1. Встановлена потужність

станції

Ny

МВт

440

460

2. Часовий відпуск пари на

виробництво з колекторів

ТЕЦ

∑Dп

т/ч

843

876,75

3. Часовий відпуск теплоти на

опалювання і гаряче

водопостачання з колекторів

ТЕЦ

Q ТЕЦ

ГДж/ч

3502

3502

4. Сумарний часовий відпуск

теплоти з опалювальних

відборів турбін

∑QЧ ОТП

ГДж/ч

1575,9

1629,9

5. Часове пікове навантаження,

що показується ПВК.

Q СПИСІВ

ГДж/ч

1926,1

1872,1

6. Число часів використання

встановленої потужності

h у

ч

6500

6500

7. Число часів використання

виробничих відборів протягом

року

h

ч

4500

4500

8. Число часів використання

опалювального відбору протягом

року

h від

ч

5232

5232

9. Число часів використання

пікового опалювального

навантаження

h списів

ч

932

932

10. Загальний річний відпуск

теплоти з колекторів ТЕЦ

Q г отп

тис. ГДж/рік

19903,33

20530,43

11. Питома витрата

ел. енергії на власні

потреби загалом по ТЕЦ.

До сн

%

8,76

8,71

12. Питома витрата

електричної енергії власних потреб на відпуск

електричної енергії

До ЕЕ сн

%

5,28

5,28

13. Річний відпуск ел. енергії

з шин станції

W 0

тис. МВт. ч/г

2609,46

2729,57

14. Абсолютні вкладення

капіталу в будівництво

станції

До ст

тис, крб.

3506550

3167250

15. Питомі вкладення

капіталу

До уд

крб./кВт

7969,43

6885,33

16. Питома витрата умовного

палива на відпуск ел. енергії.

b е про

м. ут./кВт ч

346,67

347,07

17. Питома витрата умовного

палива на відпуск теплоти

b т об

кг. ут./ГДж

36,73

36,74

18. Коефіцієнт використання палива

η топл

%

61,24

60,89

19. Коефіцієнт

обслуговування

До об

пр МВт/чел

0,73

0,75

20. Середньомісячна ЗП 1

працівника

ЗП ср

крб./мес

6839,43

6867,12

21. Ціна 1 т умовного палива

Ц у

крб./т. ут.

696,71

696,71

22. Собівартість відпущеної

електричної енергії

S е об

коп. /кВт ч

32,69

31,9

23. Собівартість відпущеної

теплової енергії

S т про

крб./ГДж

34,75

33,76

Висновок:

Реконструкція Казанської ТЕЦ-3 дозволила зробити наступний висновок:

при аналізі вартості продукції необхідно враховувати все становлячі витрати: паливну, амортизаційну, оплату труда, соціальні відрахування і інші витрати.

Частка паливної становлячої ТЕЦ-3 73,6 %, а після реконструкції досягла 75,8 %, т. е. підвищилася на 2,2 %.

Частка амортизаційних витрат знизилося на 0,8 % (с7,4 % до 6,6 %). Це пояснюється зниженням питомих капіталовкладенні.

Частка оплати труда становила 3,1 %, а після реконструкції досягла 3,2 %, т. е. підвищилася на 0,1 %. Вона залежить від чисельності промислово виробничого персоналу, фонду оплати труда, коефіцієнта власних потреб і знижується за рахунок зменшення чисельності персоналу.

Частка інших витрат в собівартості продукції становила 14,5 %, а після реконструкції знизилася до 13,1 %, т. е на 1,4 %. Чинники, що впливають на їх рівень- це вартість основних фондів, норма амортизації, потужність станції, ставка земельного податку, площа землі під будівництво станції.

Ціна споруди енергопредприятия виражається розрахунковим показником питомих капвкладень, що визначає вартість одиниці встановленої потужності. Великий вплив на величину питомих капвкладень надають: тип установки, її потужність, число і параметри агрегатів, вигляд палива, що спалюється.

Коефіцієнт власних потреб показує, скільки відсотків від виробленої електроенергії йде на власні потреби станції, а саме: на роботу двигунів, насосів, вентиляторів, освітлення, опалювання, гаряче водопостачання і інш. величина коефіцієнта власних потреб залежить від вигляду палива, що спалюється, якості експлуатації. Після реконструкції коефіцієнт власних потреб знизився на 0,05 %.

Економічність роботи електростанції визначається показником- питомою витратою умовного палива на виробництво одиниці енергії, яка залежить від якості експлуатації і ремонту основного обладнанні, зміна режиму роботи обладнання, експлуатаційних умов, зменшення коефіцієнта власних потреб.

Також економічність роботи підприємства характеризується показником собівартості одиниці продукції, який визначається відношенням суми віх витрат по підприємству до кількості відпущеної електроенергії.

Собівартість одиниці продукції є найважливішим вартісним показником, що характеризує ефективність виробництва. Зниження собівартості продукції основне джерело збільшення прибутку в енергетики і підвищення життєвого рівня працівників підприємства.

Реконструкція станції дозволила знизити собівартість електроенергії на 0,79 коп., а теплової енергії 0,99 крб. Тим самим реконструкція дозволила зекономити 22481,48 тис. крб./рік.

13 ЛІТЕРАТУРА

1. Методичні вказівки для дипломного проектування по вибору основного і допоміжного обладнання.

2. Методичні вказівки по розрахунку ТЕЦ для дипломного проектування, Іванова ВЗЕТ, 1984.

3. Смирнов А. Д., Антіпов К. М. «Довідкова книжка енергетика», М. Енергоатоміздат, 1984.

4. Правила техніки безпеки при експлуатації тепломеханического обладнання, М. Енергоатоміздат, 1985.

5. Жабо В. В. «Охорона навколишнього середовища на ТЕС», М. Енергоатоміздат, 1992.

6. Малочек В. А. «Ремонт парових турбін», М. Енергия, 1968.

7. Прузнер С. Л. «Економіка, організація і планування енергетичного виробництва», М. Енергия, 1984.

Всі питання і пропозиції присилайте на ramil_mail@mail.ru або на ICQ# 308280326