Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

При раздельной схеме энергоснабжения

Расход электрической энергии на собственные нужды КЭС рассчитывается по формуле:

Э_сн^кэс  = Э_ц + Э_т + Э_пн + Э_тд + Э_г +Э_проч ; МВт·ч/ год;

Э_ц = э_ц  Э_г^кэс;

Э_т = э_т  В_г^кэс ; при газе э_т = 0;

Э_пн = э_пн Д_г^кэс = э_пн Д_чбл n_бл h_г^кэс ; тонн.пара/год;

Д_г^кэс – годовой отпуск пара котельной КЭС;

Э_тд = э_тд Д_г^кэс; тонн.пара/год;

Э_г = э_г  Э_г^кэс, при газе э_г = 0;

Э_проч = э_проч Э_г^кэс.

К^кэс=( Э_сн^кэс/ Э_г^кэс)100%

 

После определения годового расхода электроэнергии на собственные нужды возможно определение себестоимости единицы электрической энергии на КЭС по следующему выражению:

s^кэс = S ^кэс / (Э_г^кэс – Э_сн^кэс), руб./ КВт·ч,

где s^кэс – суммарная стоимость производства электрической энергии.

Удельный расход топлива на отпущенный КВт·ч электрической энергии

b_ээ.^отп = В_г^кэс/ (Э_г^кэс – Э_сн^кэс); Г/ КВт·ч.

Себестоимость единицы тепла на районной и промышленной котельной определяется по выражению:

s_рк = S_рк / Q_г^рк; руб./Гкал;

Коэффициент полезного действия ТЭС по отпуску электрической энергии определяется по выражению:

η_ээ = (123 / b_ээ.^отп) 100%;

Коэффициент полезного действия ТЭС по отпуску тепловой энергии определяется по следующему выражению:

η_тэ = (143 / b_тэ.^отп) 100%.

Удельные капитальные вложения показывают эффективность строительства объекта и определяются отдельно для ТЭЦ и КЭС по следующим выражениям:

k_тэц = К_тэц / N_тэц ; руб./ КВт·ч,

где: k_кэс = К _кэс / N_кэс ,руб./ КВт·ч, где К_тэц и К _кэс – полные инвестиции в ТЭЦ и КЭС;

N_тэц и N_кэс – установленная мощность ТЭЦ и КЭС в МВт.

 

Приложение

 

Табл. 1

 

Параметры турбоагрегатов

 

№ п/п	Тип турбины	Начальные параметры пара		Номинальная. мощ-ность МВт N	Номинальная. величина. отборов пара, т/час		Расход пара на турбину т/час D·t
		Р, мПа	t, ºС		отопительные. параметры.	производственные. параметры.	номинальная.	max
1	2	3	4	5	6	7	8	9
а). Конденсационные турбины
1	К-210-130	13,0	565/565	210	–	–	564	594
2	К-300-240	24,0	560/565	300	–	–	890	930
3	К-500-240	24,0	560/565	500	–	–	1500	1540
4	К-800-240	24,0	560/565	800	–	–	2390	2500
5	К-1200-240	24,0	560/565	1200	–	–	–	–
б). Турбина с отбором пара и конденсацией
6	Т-25-90	9,0	535	25	92	–	130	150
7	Т-50-90	9,0	535	50	185	–	255	290
8	Т-50/60-130	13,0	565	50	180	–	245,5	268
9	Т-100/120-130	13,0	565	100	310	–	445	460
10	Т-180-130	13,0	565	180	460	–	710	730
11	Т-250/300-240	24,0	560/565	250	590	–	900	930
12	ПТ-25-90	9,0	535	25	70/92	53/130	160	190
13	ПТ-50-90	9,0	535	50	140/160	100/230	337,5	385
14	ПТ-60-130	13,0	565	60	140/160	110/250	340	390
15	ПТ-80-130	13,0	565	80	80/100	200/300	466	470
16	ПТ-135-130	13,0	565	135	210/220	320/480	735	775

 

Примечание для б: Для двухотборных турбин в графах 6 и 7 в числителе даны номинальные отборы пара, а в знаменателе максимальные отборы. Возможные сочетания отборов см. рис. 2,

 

2. Максимальная мощность N_max = 1,2 N_ном

 

 

Характеристика связей предельных значений Д_п и Д_т для турбоагрегатов:

 

 

5 – ПТ-135-130 4 – ПТ-80-130 3 – ПТ-60-130 2 – ПТ-50-90 1 – ПТ-25-90

 Д_п, т/ч

 

520

480

440

400

360

5

4

320

3

280

2

240

200

160

1

120

80

40

0

     20 40 60 80 100 140 180 220 Д_т, т/ч

 

Рис.2. Зависимость возможного отбора пара производственных

параметров от величины отбора пара отопительных

параметров для турбин типа ПТ

 Табл. 2

Параметры паровых котлов для ТЭС

 

№ п/п	Маркировка по ГОСТу	Заводская маркировка	Паропроизво-дительность т/ч	Начальные. параметры пара
				Р, мПа	t, ºС
1	2	3	4	5	6
1	Е-160/100ГМ	БКЗ-160-160ГМ	160	10,0	540
2	Е-160/100	БКЗ-160-100Ф	160	10,0	540
3	Е-220/100	ТП-41	220	10,0	540
4	Пп-270/140	ПК-24	270	14,0	570/570
5	Е-320/140	БКЗ-320-140	320	14,0	570
6	Е-320/140ГМ	БКЗ-320-140ГМ	320	14,0	570
7	Е-420/140	БКЗ-420-140	420	14,0	570
8	Е-420/140ГМ	ТГМ-84А	420	14,0	570/570
9	Еп-480/140ГМ	ТГМ-96	480	14,0	570/570
10	Еп-500/140	ТП-92	500	14,0	570/570
11	Еп-500/140ГМ	ТГМ-94	500	14,0	570/570
12	Еп-640/140М	ТП-100	640	14,0	570/570
13	Еп-640/140ГМ	ТГМ-104	640	14,0	570/570
14	Пп-640/140	ПК-40	640	14,0	570/570
15	Пп-660/140	П-56	660	14,0	540/540
16	Пп-950/255	ПК-41-2	950	25,5	565/570
17	Пп-950/255К	ТМП-114-2	950	25,5	565/570
18	Пп-1600/255Ж	ПП-200-2	1600	25,5	565/570

 

Примечание: Обозначения типоразмеров относятся к котлам с камерными топками для сжигания твердого топлива; при сжигании других видов топлива вводятся дополнительные буквы: газ – Г; мазут – М; газ и мазут – ГМ; твердое топливо, газ и мазут – К.

 

                                                                                                              

α_г

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

         0,2 0,4 0,6  0,8 1,0 α_ч

 

Рис.3. Зависимость между годовым и часовым значениями

коэффициентов теплофикации

 Tабл. 3

 

Капитальные затраты на линии электропередач

 

Передаваемые мощности (на две цепи), МВт	Ориентировочные расстояния передачи L, км	Напряжение, U, кВ	k L руб./км	kп/ст руб./МВт
1	2	3	4	5
50–100	20–100	110	87,5	36,0
101–200	100–200	220	135,0	35,5
201–400	200–400	220	158,0	29,0
401–500	400–500	330	207,0	57,0
601–600	500–600	330	245,0	42,5
801–800	600–800	500	315,0	53,0
1201–900	700–900	500	340,0	44,5

 

Данные показатели относятся к средним условиям европейской части страны. Для остальных районов следует применять такие повышающие коэффициенты:

а) Мурманская, Архангельская, Тюменская обл., Сибирь:

С_м = 1,1

б) северные районы Тюменской обл. и Красноярского края, Хабаровский край, Приморский край: С_м = 1,4.

Tабл. 4

 

1. Затраты на ТЭЦ, отнесенные на один турбоагрегат или блок

 

Тип турбины или блока	Инвестиции, млн. руб.
	в первый агрегат	в последующий агрегат
1	2	3
а) тип турбины
ПТ-20-90	38,1	21,85
ПТ-50-90	64,75	40,25
ПТ-60-130	72,3	43,35
ПТ-80-130	86,0	51,75
ПТ-135-130	112,7	67,7
Т-25-90	22,1	13,15
Т-50-90	41,7	24,35
Т-50-130	42,2	24,95

 

Т-100-130	76,75	37,55
Т-180-130	112,5	66,00
б) тип блока
Т-250/300-240+1000                             т/ч	291,0	213,5
Т-180/215-130+670 т/ч	205,0	136,0
Т-100/120-130+500 т/ч	133,0	79,0
ПТ-135/165-130+800                             т/ч	176,0	125,0
ПТ-80-130+500   т/ч	137,0	97,0

 

 

Продолжение табл.4.

2. Затраты на ТЭЦ, отнесенные на один энергетический котел и один водогрейный котел, млн руб.

 

Производительность котла	В первый котлоагрегат	В последующий котлоагрегат
а) энергетический:
220 т/ч	35,50	21,25
320 т/ч	40,85	27,15
420 т/ч	48,60	35,25
480 т/ч 500 т/ч 640 т/ч	56,10 73,3 81,0	44,2 48,2 56,2
б) водогрейный:
ПТВМ-50	–	2,5
ПТВМ-100	–	5,0
ПТВМ-180	–	10,0
ПТВМ-270	–	15,0

 

Показатели даны для газо-мазутных ТЭЦ, при использовании углей вводится коэффициент 1,16, при использовании торфа вводится коэффициент 1,28.

Табл. 5

 

Капитальные затраты на сооружение КЭС

 

Состав блока	Инвестиции, млн. руб.
	В первый блок	В последующие блоки
К-210-130+670  т/ч	198,0	96,0
К-300-240+1000 т/ч	280,0	150,0
К-500-240+1650 т/ч	406,0	239,0
К-800-240+2650 т/ч	606,5	403,0
К-1200-240+3950 т/ч	752,5	553,5

 

Примечание: Показатели даны для станций, работающих на газе и мазуте, при использовании углей вводится коэффициент С_т = 1,12 – 1,25.

 

 

Табл. 6

 

Удельные капитальные затраты на сооружение

районных и промышленных котельных

 

№ п/п	Максимальная нагрузка		Капитальные затраты
			Вид топлива
			газ, мазут	твердое топливо
	а) районная водогрейная котельная
	ГДж/ч		тыс. руб./ГДж/ч
1	125		28,00	41,50
2	200		22,50	37,50
3	300		18,50	34,00
4	400		16,00	32,50
5	600		15,00	37,00
6	1200		14,00	29,00
7	2000		13,00	27,50
	б) промышленная котельная
	т.пара/ч		тыс. руб./т. пара/ч
8	50		82,5	116,0
9	100		75,5	96,0
10	200		60,5	81,5
11	300		57,0	81,0
12	400		53,0	80,5
13	500		50,5	–

 

Табл. 7.

Топливные характеристики турбоагрегатов

(для приближенных расчетов)

 

Тип турбины	Топливная характеристика, Вг, т.у.т./год[1]	Годовой расход топлива на выработку тепла, Втэ т.у.т./год
ПТ-60-130/565
ПТ-80-130/565
ПТ-135-130/565
Т-50-130/565
Т-100-130/565
Т-180-130/565
Т-25-240/565
К-110-90		–
К-160-130		–
К-210-130		–
К-300-240		–
К-500-240		–
К-800-240		–
К-1200-240		–

Табл.8

Удельная численность

промышленно-производственного персонала ТЭЦ

 

Мощность ТЭЦ (МВт) и состав оборудования	Вид топ-лива	Удельная численность персонала, чел/МВт
		всего	в том числе
			эксплуа-тацион-ный	ремонт-ный	эксплуата-ционный без АУП
300
ПТ-60-130+2´Т-100/120-130	тв.	1,96	0,92	1,04	0,83
	газ	1,59	0,78	0,86	0,64
570
2´ПТ-80-130+3´Т-100/120-	тв.	1,55	0,78	0,82	0,66
-130+Р-50-130	газ	1,34	0,62	0,72	0,55
570
2´ПТ-135/165-130+	тв.	1,40	0,72	0,76	0,64
+2´Т-100/120-130	газ	1,14	0,53	0,61	0,47
670
2´ПТ-135/165-130+Р-100-	тв.	1,40	0,67	0,78	0,60
-130+2´Т-100/120-130	газ	1,24	0,57	0,67	0,52
810
4´Т-175/210-130	тв.	1,30	0,62	0,68	0,52
880
4´Т-180/215-130	газ	1,00	0,46	0,54	0,37
1140
2´Т-100/120-130+3´Т-	газ	0,84	0,40	0,44	0,34
-250/300-240
1200
4´Т-250/300-240	газ	0,87	0,36	0,51	0,30

 

Табл.9

 

Штатные коэффициенты для котельных

(эксплуатационный персонал)

 

Мощность котельной, ГДж/ч	Штатный коэффициент, чел./ГДж/ч
	при работе на угле	при работе на газе
200	0,216	0,132
400	0,157	0,115
800	0,107	0,067
1200	0,086	0,048
1600	0,069	0,036
2000	0,055	0,029
2500	0,050	0,024

 

 

Табл.10

 

Удельная численность

промышленно-производственного персонала КЭС

 

Мощность блока, МВт	Удельная численность персонала, чел./МВт
	всего	в том числе
		эксплуата-ционный	ремонтный	эксплуатацион-ный без АУП
1	2	3	4	5
А. При 4-х энергоблоках
1. Твердое топливо
300	1,03	0,39	0,64	0,34
500	0,74	0,26	0,48	0,23
800	0,56	0,19	0,36	0,17
1600	0,37	0,10	0,27	0,09
2. Газомазутное топливо
300	0,89	0,29	0,60	0,25
800	0,47	0,14	0,33	0,12
1200	0,38	0,10	0,28	0,09
2400	0,28	0,08	0,20	0,07
Б. При 6-ти энергоблоках
1. Твердое топливо
200	1.13	0,	0,
300	0,88	0,31	0,
500	0,64	0,23	0,41	0,20
800	0,47	0,15	0,32	0,13
1600	0,32	0,09	0,23	0,08

 

2. Газомазутное топливо
200	1,01	0,37	0,64	0,31
300	0,75	0,23	0,52	0,20
800	0,40	0,11	0,29	0,10
1200	0,33	0,09	0,24	0,08
2400	0,24	0,07	0,17	0,06
В. При 8-ми энергоблоках
1. Твердое топливо
300				0,24
500				0,18
800				0,12
2. Газомазутное топливо
300				0,18
800				0,09

 

Табл. 11.

 

Нормы удельных расходов электроэнергии.

 

 

табл.12	Калькуляция себестоимости электро- и теплоэнергии на ТЭЦ	Распределение затрат	на теплоэнергию	%		__				Структура себестоимости энергии	Тепл. энергии	%
				106 руб.		__						руб/Гкал
											Эл. энергии	%
			на эл. энергию	%.								руб/кВт ×ч
				106 руб.							Элементы		топливо	зарплата	амортиз.	тех.ремонт	прочие	всего
		Элементы затрат в 106 руб.	Всего 106 руб.
			проч. расходы		__	__	__	100	100
			тек. ремонт		55	40	95	5	100
			аморти- зация		55	40	95	5	100
			зар. пл.  с начис.		40	30	70	30	100
			Топ-ливо		100	__	100	__	100
		Наименование статей			Топливно-транспортный  и  котельный цехи	Машинный и электро-цехи	Всего по пп. 1+2	Общестанционные расходы	Всего затрат по пп. 3+4	На эл. энергию		На тепл. энергию		Эл. энергии руб/кВт × ч		Тепл. энергии  руб/Гкал
										Распре-деление затрат				Себе-стои-мость еди- ницы
					1	2	3	4	5	6		7		8		9

 

табл13	Задание	1. Тепловая нагрузка промышленного района	Б. Пар отопительных параметров	Максимум отопи- тельной нагрузки	1055,7	422,3	475,1	527,9	580,6	633,4	686,2	739,0	791,8	844,6	897,3	1097,9	439,2	494,1	549,0	603,8	658,7	713,6	768,5	823,4	878,3	933,2	2. Условия топливосжигания и водоснабжения.	3. Расположение промышленного района.	4. Вид сжигаемого топлива.
				Годовой расход тепла на отопление	2586,8	1034,7	1164,1	1293,4	1422,7	1552,1	1681,4	1810,8	1941,0	2069,4	2198,8	2689,9	1076,0	1210,5	1345,0	1479,5	1614,0	1748,4	1883,0	2017,4	2151,9	2286,4
				Максимум прочей коммунально-бытовой нагрузки	167,4	67,0	75,3	83,7	92,1	100,4	108,8	117.2	125,6	133,9	142,3	124,1	69,6	78,3	87,1	95,8	104,5	113,2	121,9	130,6	139,3	148,0
				Годовой расход тепла на прочие коммунально-бытовые нужды	574,7	230,0	258,6	287,4	316,1	344,8	373,6	402,3	431,0	460,0	488,5	597,7	239,1	269,0	298,9	328,7	358,6	388,5	418,4	448,3	478,2	508,1
				Максимум тепловой технологи-ческой нагрузки	7,7	3,1	3,5	3,9	4,2	4,6	5,0	5,4	5,8	6,2	6,6	8,0	3,2	3,6	4,0	4,4	4,8	5,2	5,6	6,0	6,4	6,8
				Годовой расход тепла на технологи- ческие нужды	52,5	21,0	23,6	26,3	28,9	31,5	34,1	36,8	39,4	42,0	44,6	54,6	24,8	24,6	27,3	30	32,8	35,5	38,2	41,0	43,7	46,4
			А. Пар производственных параметров	Максимум технологи- ческой нагрузки	654,5	261,8	294,5	327,3	360,6	392,7	425,4	458,2	490,9	523,6	556,3	680,7	272,3	306,3	340,4	374,4	408,4	442,5	476,5	510,5	544,6	578,6
				Годовой расход тепла на технологи-ческие нужды	4695,0	1878,0	2113,0	2348,0	2582,0	2847,0	3052,0	3287,0	3521,0	3756,0	3991,0	4882,8	1953,1	2197,3	2441,4	2685,5	2929,7	3173,8	3417,0	3662,1	3906,2	4150,1
			п/п		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22

 

Продолжение табл.13

 

Задание	1Тепловая нагрузка промышленного района	Б. Пар отопительных параметров	Максимум отопи- тельной нагрузки	865,9	810,2	760,0	698,6	530,9	502,9	447,2	726,3	893,9	475,0	586,8	391,2	363,4	2. Условия топливосжигания и водоснабжения.	3. Расположение промышленного района.	4. Вид сжигаемого топлива.
			Годовой расход тепла на отопление	3100,1	2900,5	2720,9	2500,9	1900,8	1800,5	1600,9	2600,1	3200,2	1700,5	2100,9	1400,5	1300,9
			Максимум прочей коммунально-бытовой нагрузки	170,5	145,2	131,3	125,9	136,9	114,7	159,3	150,9	117,5	136,9	78,3	81,0	88,2
			Годовой расход тепла на прочие коммунально-бытовые нужды	610,5	520,0	470,2	450,9	490,1	410,7	570,2	540,4	420,8	490,1	280,4	290,2	315,9
			Максимум тепловой технологи-ческой нагрузки	17,3	17,3	13,2	12,6	8,9	10,2	10,9	9,6	5,6	7,1	7,6	8,3	11,7
			Годовой расход тепла на технологи- ческие нужды	62,1	61,9	47,4	45,2	31,8	36,5	37,9	34,4	20,1	25,4	27,3	29,8	41,9
		А. Пар производственных параметров	Максимум технологи- ческой нагрузки	636,6	695,8	387,3	442,3	463,4	419,7	436,6	507,0	549,3	570,4	619,7	707,0	730,9
			Годовой расход тепла на технологи-ческие нужды	4520,0	4940	2750	3140	3290	2980	3100	3600	3900	4050	4400	5020	5190
		п/п		23	24	25	26	27	28	29	30	31	32	33	34	35

Табл.14.

 

Сводная таблица технико-экономических показателей.

№ п/п	Технико-экономические показатели	Условное обозначение	Единица измерения	Схема энергоснабжения
				Комбинированная		Раздельная
				ТЭЦ	ПК	КЭС	РК+ПрК
1	Установленная мощность - электрическая -тепловая	N уст Q час	МВт Гкал/час		-		-
2	Тип и количество основного оборудования			-		-
3	Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды	ксн	%		-		-
4	Удельный расход топлива на отпущенный КВтч электроэнергии		г/КВтч		-		-
5	Удельный расход топлива на отпущенну. Гкал теплоты		кг/Гкал			-
6	К.п.д. станции электрический	ηээ	%		-		-
7	К.п.д. станции тепловой	ηтэ	%		-	-
8	Штатный коэффициент эксплуатационного персонала	Кэксп	чел /МВт чел /ГДж/час		-		-
				-		-
9	Удельные капитальные вложения	ктэц, ккэс,  кпк, к pk +пк,к,	чел /МВт чел /ГДж/час		-		-
				-		-
10	Себестоимость одного отпущенного КВтч	s ээ	руб/КВтч		-		-
11	Себестоимость одной Гкал теплоты	s тэ	руб /Гкал			-

 

 

[1] При работе на газе и мазуте снизить расход топлива на 3–4 %.