Проект ТЭЦ мощностью 500 МВт

(198)

Таблица 6.21 - Периодичность технического освидетельствования СРД, регистрируемых в органах Госгортехнадзора, работающих с агрессивной средой.

Скорость коррозии, мм/год	Периодичность освидетельствования
	Ответственный на предприятии (наружный и вну-тренний осмотр)	Инспектором Госгортехнадзора
		Наружный и внутренний осмотр	Гидравлическое испытание проб-ным давлением
Не более 0,1	2 года	4 года	8 лет
Более 0,1	12 мес.	4 года	8 лет
Регенеративные подогреватели	После каждого капитального ремонта	После двух капитальных ремонтов, но не реже одного раза в 12 лет

Результаты технического освидетельствования записывают в паспорт сосуда с указанием рекомендуемых значений параметров эксплуатации и сроков следующих освидетельствований. Если при освидетельствовании обнаружены дефекты, снижающие прочность сосуда, можно разрешить его эксплуатацию при пониженных параметрах (давление, температура), подтвержденных расчетом на прочность. При выявлении дефектов, причины и последствия которых установить невозможно, необходимо проведение специальных исследований или заключение специализированных организаций.

Техническое освидетельствование сосудов, для которых невозможно проведение внутреннего осмотра или гидравлического испытания, следует проводить согласно разработанной в проекте инструкции по монтажу и эксплуатации сосуда, в которой указаны методика, периодичность и объекта контроля.

Сосуды, работающие с вредными веществами 14 классов опасности, обязательно следует подвергать пневматическим испытаниям воздухом или инертным газом под рабочим давлением.

Испытания проводятся на прочность и герметичность, первый этап при сборке - различные методы изотопной дефектоскопии, второй этап -гидравлические испытания (готовое изделие).

Цельнолитые сосуды выдерживают под избыточным давлением на 50% больше рабочего давления в течение не менее 60 минут. Для основных сосудов - выдержка при давлении на 25% больше рабочего давления и в течение 10-60 минут.

Сосуд считается прошедшим гидравлические испытания, если не обнаружено:

-течи, трещин, слезок, потения в сворных соединениях и на основном металле;

-течи в разъемных соединениях;

-видимых деформаций, падение давления по манометру.

Внеочередное освидетельствование сосудов, находящихся в эксплуатации, проводят в следующих случаях:

-если сосуд не эксплуатировался более 12 месяцев;

-если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте;

-если проведены ремонтные работы сосуда с применением пайки и сварки;

-по требованию инспектора;

-после аварии сосуда или элементов.

6.5.4 Техническое освидетельствование трубопроводов пара и горячей воды

Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды устанавливают требования к проектированию, конструкции, материалам, изготовлению, монтажу, ремонту и эксплуатации трубопроводов, транспортирующих водяной пар с рабочим давлением более 0,07 МПа (0,7 кгс/см²) или горячую воду с температурой свыше 115 °С. В соответствии с ПБ 10-573-03 все трубопроводы, на которые распространяются Правила, делятся на четыре категории:

Таблица 6.22 - Категории и группы трубопроводов

Категория трубопроводов	Группа	Рабочие параметры среды
		температура, °С	давление, МПа (кгс/см2)
I	1	Свыше 560	Не ограничено
	2	Свыше 520 до 560	То же
	3	Свыше 450 до 520	»
	4	До 450	Более 8,0 (80)
II	1	Свыше 350 до 450	До 8,0 (80)
	2	До 350	Более 4,0 (40) до 8,0 (80)
III	1	Свыше 250 до 350	До 4,0 (40)
	2	До 250	Более 1,6 (16) до 4,0 (40)
IV		Свыше 115 до 250	Более 0,07 (0,7) до 1,6 (16)

Примечание - Если значения параметров среды находятся в разных категориях, то трубопровод следует отнести к категории, соответствующей максимальному значению параметра среды (рисунок 20).

Рисунок 20 Ї Схема категорий и групп трубопроводов

Правила не распространяются на:

-трубопроводы, расположенные в пределах котла;

-сосуды, входящие в систему трубопроводов и являющиеся их неотъемлемой частью (водоотделители, грязевики и т.п.);

-трубопроводы, устанавливаемые на морских и речных судах и на других плавучих средствах, а также на морских передвижных установках и объектах подводного применения;

-трубопроводы, устанавливаемые на подвижном составе железнодорожного, автомобильного и гусеничного транспорта;

-трубопроводы I категории с наружным диаметром менее 51 мм и трубопроводы II, III и IV категории с наружным диаметром менее 76 мм;

-сливные, продувочные и выхлопные трубопроводы котлов, трубопроводов, сосудов, редукционно-охладительных и других устройств, соединенные с атмосферой;

-трубопроводы атомных электростанций и установок;

-трубопроводы специальных установок военного ведомства;

-трубопроводы, изготовленные из неметаллических материалов.

При определении категории трубопровода рабочими параметрами транспортируемой среды следует считать:

-для паропроводов от котлов - давление и температуру пара по их номинальным значениям на выходе из котла (за пароперегревателем);

-для паропроводов от турбин, работающих с противодавлением, - максимально возможное давление в противодавлении, предусмотренное техническими условиями на поставку турбины, и максимально возможную температуру пара в противодавлении при работе турбины на холостом ходу;

-для паропроводов от нерегулируемых и регулируемых отборов пара турбины (в том числе для паропроводов промежуточного перегрева) - максимально возможные значения давления и температуры пара в отборе (согласно данным завода - изготовителя турбины);

-для паропроводов от редукционных и редукционно-охладительных установок - максимально возможные значения давления и температуры редуцированного пара, принятые в проекте установки;

-для трубопроводов питательной воды после деаэраторов повышенного давления - номинальное давление воды с учетом гидростатического давления столба жидкости и температуру насыщения в деаэраторе;

-для трубопроводов питательной воды после питательных насосов и подогревателей высокого давления (ПВД) - наибольшее давление, создаваемое в напорном трубопроводе питательным электронасосом при закрытой задвижке и максимальном давлении на всасывающей линии насоса (при применении питательных насосов с турбоприводом и электронасосов с гидромуфтой - 1,05 номинального давления насоса), и максимальную расчетную температуру воды за последним ПВД;

-для подающих и обратных трубопроводов водяных тепловых сетей - наибольшее возможное давление и максимальную температуру воды в подающем трубопроводе с учетом работы насосных подстанций на трассе и рельефа местности.

Категория трубопровода, определенная по рабочим параметрам среды на входе в него (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу независимо от его протяженности и должна быть указана в проектной документации.

6.5.5 Техническое освидетельствование грузоподъемных машин и механизмов

Краны до пуска в работу подвергаются полному техническому освидетельствованию. Краны, подлежащие регистрации в органах Госгортехнадзора, подвергаются техническому освидетельствованию до их регистрации. Техническое освидетельствование проводится согласно руководству по эксплуатации крана. При отсутствии в руководстве соответствующих указаний освидетельствование кранов проводится согласно ПБ 10-382-00. Краны в течение нормативного срока службы подвергаются периодическому техническому освидетельствованию:

а) частичному - не реже одного раза в 12 мес.;

б) полному - не реже одного раза в 3 года, за исключением редко используемых кранов (краны для обслуживания машинных залов, электрических и насосных станций, компрессорных установок, а также другие краны, используемые только при ремонте оборудования).

Редко используемые грузоподъемные краны подвергаются полному техническому освидетельствованию не реже одного раза в 5 лет. Отнесение кранов, к категории редко используемых производится владельцем по согласованию с органами Госгортехнадзора.

Внеочередное полное техническое освидетельствование крана проводится после:

а) монтажа, вызванного установкой крана на новом месте (кроме стреловых и быстромонтируемых башенных кранов);

б) реконструкции крана;

в) ремонта расчетных металлоконструкций крана с заменой элементов или узлов с применением сварки;

г) установки сменного стрелового оборудования или замены стрелы;

д) капитального ремонта или замены грузовой или стреловой лебедки;

е) замены крюка или крюковой подвески (проводятся только статические испытания);

ж) замены несущих или вантовых канатов кранов кабельного типа.

После замены изношенных грузовых, стреловых или других канатов, а также во всех случаях перепасовки канатов производится проверка правильности запасовки и надежности крепления концов канатов, а также обтяжка канатов рабочим грузом, о чем делается запись в паспорте крана инженерно-техническим работником, ответственным за содержание грузоподъемных кранов в исправном состоянии.

Техническое освидетельствование крана проводится инженерно-техническим работником по надзору за безопасной эксплуатацией грузоподъемных кранов при участии инженерно-технического работника, ответственного за содержание грузоподъемных кранов в исправном состоянии.

При полном техническом освидетельствовании кран подвергается:

а) осмотру;

б) статическим испытаниям;

в) динамическим тспытаниям.

При частичном техническом освидетельствовании статические и динамические испытания крана не проводятся.

При техническом освидетельствовании крана осматриваются и проверяются в работе его механизмы, тормоза, гидро- и электрооборудование, приборы и устройства безопасности. Проверка исправности действия ограничителя грузоподъемности крана стрелового типа проводится с учетом его грузовой характеристики.

Кроме того, при техническом освидетельствовании крана проверяются:

а) состояние металлоконструкций крана и его сварных (клепаных) соединений (отсутствие трещин, деформаций, утонение стенок вследствие коррозии, ослабления клепаных соединений и др.), а также кабины, лестниц, площадок и ограждений;

б) состояние крюка, блоков;

в) фактическое расстояние между крюковой подвеской и упором при срабатывании концевого выключателя и остановки механизма подъема;

г) состояние изоляции проводов и заземления электрического крана с определением их сопротивления;

д) соответствие массы противовеса и балласта у крана стрелового типа значениям, указанным в паспорте;

е) состояние кранового пути и соответствие его настоящим Правилам, проекту и руководству по эксплуатации крана;

ж) состояние канатов и их крепления;

з) состояние освещения и сигнализации.

Краны, отработавшие нормативный срок службы, подвергаются экспертному обследованию (диагностированию), включая полное техническое освидетельствование, проводимому специализированными организациями в соответствии с нормативными документами. Результаты обследования заносятся в паспорт крана инженерно-техническим работником, ответственным за содержание грузоподъемных кранов в исправном состоянии.

6.6 Расчет зануления электрооборудования

Зануление применяется в трехфазных четырехпроводных электрических сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью, а также в однофазных двухпроводных сетях с глухозаземленной нейтралью. Зануление обязательно в помещениях с повышенной опасностью и особо опасных, а также неопасных помещениях при напряжении выше 42 В переменного тока и выше 110 В постоянного тока.

Занулению подлежат металлические нетоковедущие части электроприемников, в том числе металлические корпуса электроприборов, контрольных и наладочных стендов, трансформаторов, пусковых и регулирующих реостатов, переносных электроприемников.

Рисунок 21 Ї Принципиальная схема зануления

Цель зануления - снизить напряжение на корпус в аварийной период и обеспечить быстрое отключение установки от сети при замыкании фазы на ее корпус. В соответствии с этим расчет зануления сводится к определению отключающей способности средств защиты:

Для надежного срабатывания автоматического выключателя или предохранителя требуется выполнение условия:

(199)

Произведем расчет зануления электродвигателя. Двигатель защищен плавким предохранителем с номинальным током вставки J_HОМ = 140А. Проверим отключающую способность зануления при нулевом защитном проводнике сечением 30х4мм.

Приближенное полное расчетное сопротивление трансформатора принимаем по таблице 6.23 при мощности трансформатора Р_т = 40кВА, номинальном напряжении 6 кВ и схемой соединения обмоток Y/Y_Н:

Таблица 6.23 - Значения сопротивления обмоток трансформатора

Р, кВА	U, кВ	zm, Ом	Р, кВА	U, кВ	Zm ,Ом
		Y/YH	Д/Yh			Y/YH	Д/Yh
25	6-10	з,и	0,906	400	6-10	0,195	0,056
40	6-10	1,949	0,562	400	20-35	0,191	0,056
63	6-10	1,237	0,36	630	6-10	0,129	0,042
63	20-30	1,136	0,407	630	20-35	0,121	0.042
100	6-10	0,799	0,226	1000	6-10	0,081	0,027
100	20-35	0,764	0,327	1000	20-35	0,077	0,032
160	6-10	0,487	0,141	1600	6-10	0,054	0,017
160	20-35	0,478	0,203	1600	20-35	0,051	0,02
250	6- 10	0,312	0,09 ,09
250	20 - 35	0,305	0,13

Приближенное полное расчетное сопротивление трансформатора, Ом:

Активное сопротивление фазного провода, Ом:

(200)

где с - удельное сопротивление металла, из которого выполнен фазный провод, Ом*мм² / м (металл - медь);

l - длина фазного провода;

S_Ф - сечение фазного провода, мм²:

Внутреннее индуктивное сопротивление фазного провода:

Допустимое значение тока короткого замыкания, А:

,

где J_Н - номинальный ток вставки.

Плотность тока, А/мм²:

,(201)

где k - коэффициент кратности тока замыкания в соответствии с правилами устройства электроустановок (ПУЭ) принимаем равным 3;

S_H - площадь сечения нулевого провода, мм².

Приняв j_H = 2,0 А/мм², по таблице 6.11 определяют R_l = 1,54 Ом/км; X_l = 0,92 Ом/км.

Таблица 6.24 - Значения плотности тока нулевого провода.

Размеры или диаметр сечения, мм	Sh, мм2	jH= 0,5 А/мм2	jH =1,0 А/мм2	jH =1,5 А/мм2	jH = 2,0 А/мм2
		Rl,Ом/км	Xl,Ом/км	Rl,Ом/км	Xl,Ом/км	Rl,Ом/км	Xl,Ом/км	Rl,Ом/км	Xl,Ом/км
20x4	80	5,24	3,14	4,2	2,52	3,48	2,09	2,97	1,78
30x4	120	3,66	2,2	2,91	1,75	2,38	1,43	2,04	1,22
30x5	150	3,38	2,03	2,56	1,54	2,08	1,25	-	-
40x4	160	2,8	1,68	2,24	1,34	1,81	1,09	1,54	0,92
50x4	200	2,28	1,37	1,79	1,07	1,45	0,87	1,24	0,74
5	19,63	17,0	10,2	14,4	8,65	12,4	7,45	10,7	6,4
6	28,27	13,7	8,2	11,2	6,7	9,4	3,65	8,0	4,8
8	50,27	9,6	5,75	7,5	4,5	6,4	3,84	5,3	3,2
10	78,54	7,2	4,32	5,4	3,24	4,2	2,52	-	-
12	113,1	5,6	3,36	4,0	2,4	-	-	-	-

Активное сопротивление нулевого защитного провода, Ом:

,(202)

где R_l - активное индуктивное сопротивление 1 км нулевого проводника, Ом/км;

l - длина нулевого провода, км.

Внутреннее индуктивное сопротивление нулевого защитного провода, Ом:

,(203)

где X_l - внутреннее индуктивное сопротивление 1 км нулевого проводника, Ом/км; l - длина нулевого провода, км.

Внешнее индуктивное сопротивление провода, Ом:

,(204)

где l - длина нулевого провода, км;

D - расстояние между нулевым и фазными проводами, м;

d - диаметр проводника, м.

Сопротивление проводников петли «фаза-ноль», Ом:

(205)

Ток, протекаюший через нулевой защитный проводник, А:

(206)

Полученное значение J_Н > J_НОМ следовательно требуемое условие выполняется и отключающая способность средств зашиты от тока короткого замыкания обеспечена.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте был выполнен проект ТЭЦ на твердом топливе с электрической мощностью 500 МВт и максимальной отопительной нагрузкой 1330 МВт в городе Иркутск. В качестве основного оборудования были выбраны пять турбин Т-100-130 и пять котлов БКЗ-420.

При выполнении дипломного проекта были произведены следующие расчеты:

Расчет принципиальной тепловой схемы с уточнением коэффициента регенерации по небалансу электрической мощности.

Расчет технико-экономических показателей работы проектируемой станции.

Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу.

Был также произведен расчет и выбор, на основании данных, полученных при расчете, вспомогательного оборудования (регенеративные подогреватели, деаэратор, насосы, сетевые подогреватели), элементов топливного хозяйства (систем топливоподачи, дутьевых вентиляторов, дымососов). Была выбрана дымовая труба.

После этого был составлен генеральный план проектируемой ТЭЦ, произведена компоновка главного корпуса и составлена схема ПТС, которые представлены на чертежах.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. СНиП 21-01-97 Пожарная безопасность зданий и сооружений. - М.: Стройиздат, 1997. - 152 с.

2. СНиП 41-01-2003 Отопление, вентиляция и кондиционирование. - М.: Стройиздат, 2003. - 178 с.

3. СНиП 23-03-2003 Защита от шума. - М.: Стройиздат, 2003. - 178 с.

4. СанПиН 2.2.4.1191-03 Электромагнитные поля промышленной частоты в производственных условиях. - М.: Федеральный центр Госсанэпиднадзора Минздрава России, 2003. - 248 с.

5. СанПиН 2.2.4.548-96 Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений. - М.: Федеральный центр Госсанэпиднадзора Минздрава России, 1996. - 148 с.

6. СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03 Естественное и искусственное освещение. - М.: Федеральный центр Госсанэпиднадзора Минздрава России, 2003. - 196 с.

7. ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности. - М.: ФГУП ЦПП, 1991. - 140 с.

8. ГОСТ 12.1.003.ССБТ «Шум. Общие требования безопасности. - М.: ФГУП ЦПП, 1991. - 140 с.

9. ГОСТ 12.1.004-91 "Пожарная безопасность. Общие требования. - М.: ФГУП ЦПП, 1991. - 140 с.

10. ГОСТ 12.3.047-98 "Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля. - М.: ФГУП ЦПП, 1998. - 165 с.

11. СП 2.6.1.758-99 (НРБ-99) Нормирование ионизирующих излучений производят в соответствии с санитарными правилами. - М.: ФГУП ЦПП, 1999. - 168 с.

12. СН 2.2.4/2.1.8.562-96 Вибрация. Методы и средства защиты. - М.: ФГУП ЦПП, 1998. - 165 с.

13. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. - М.: Минэнерго СССР, 1981. - 76с.

14. Григорьева, В. А.Тепловые и атомные электрические станции: справочник / В. А. Григорьева, В. М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1982. - 624 с.

15. Рыжкин, В. Я. Тепловые электрические станции: учеб. пособие для вузов / В. Я. Рыжкин - М.: Энергоатомиздат, 1967. - 315 с.

16. Ривкин, С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара: учеб / С.Л. Ривкин, А.А. Александров - М.: Энергия, 1980. - 425 с.

17. Цыганок, А. П. Тепловые и атомные электрические станции: учеб. пособие В 2 ч. Ч. 2. / А. П. Цыганок. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2000. - 123 с.

18. Цыганок, А. П. Проектирование тепловых электрических станций: учеб. пособие / А. П. Цыганок ,С. А. Михайленко. - Красноярск, КрПИ, 1991. - 43 с.

19. Кузнецов, Н. В. Тепловой расчет котельных агрегатов : учебн. пособие / Н. В. Кузнецов.- М.: Энергия, 1973г. - 396 с.

20. Куликов, С. М. Расчет содержания вредных веществ в дымовых газах при проектировании котлов и энергетических установок: методическое указание к дипломному проектированию / С. М. Куликов, Е. А. Бойко. - Красноярск, ИПЦ КГТУ, 1995. - 32 с.

21. Смирнов, А. Д. Справочная книжка энергетика: учеб. пособие / А. Д. Смирнов, Антипов К. М. - М.: Энергоатомиздат, 1987г. - 189 с.

22. Деринг, И. С. Золоулавливающие устройства теплоэлектростанций: конструкции и методы расчетов: учеб. пособие / И. С. Деринг, В. А. Дубровский, В. В. Криворучко. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2001. - 80 с.

23. Леонкова, А.М. Тепловые электрические станции. Дипломное проектирование: учеб. пособие / А.М. Леонкова, Яковлев Б.В. - М.: Высшая. школа, 1978. - 232 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица-А1. - Исходные данные для расчёта.

В Ы Б О Р О Б О Р У Д О В А Н И Я Т Э Ц
Наименование показателей	Значения
Место проектирования ТЭЦ	("Восточная- Сибирь")
Вид топлива	б.уголь
Тепловые нагрузки потребителей:
a) в паре, Гкал/час.	0
б) в горячей воде, Гкал/час.	1144
Годовой коэф-т теплофикации по пару	0,9
Год. коэф-т теплофикации по гор. воде	0,85
Число час.исп. максимума тепловой нагрузки:
a) в паре. час./год	0
б) в горячей воде, час./год	3500
Электрическая нагрузка потребителей, МВт	500
Число час.исп. максимума эл.нагрузки, час./год	6500
Число час.исп. номинал.уст.мощности ТЭЦ, час./год	6500
Производительность энергетического котла, т/час.	420
Коэффициент полезного действия котла, %	91
Число часов работы турбин, час./год	7200
Замыкающие затраты на топливо, руб/т у.т.	540
Замыкающие затраты на э/энергию, руб./кВт*ч.	1,35
Коэффициент удорожания капитальных вложений	70,12
Среднегодовой фонд оплаты труда 1 работающего, руб./год	216000
Районный коэффициент	1,3
Отчисления в социальные фонды, %	26

Таблица-А2. Связь ТЭЦ и потребителей с электрической системой и приведённые затраты ТЭЦ

№	Связь по эл.энергии млн.кВт ч.	Затраты на перетоки эл.энергии млн.руб.	Связь с системой по мощности	Приведённые затраты по ТЭЦ млн.руб
	Полезный отпуск эл.энергии с ТЭЦ	передача в систему (-) из системы (+)		Установленная мощность ТЭЦ , МВт	Мощность собственных нужд , %	Полезно выдаваемая мощность %	Передача в систему (-) из системы (+), МВт
1	3199	51	68,55	525	5,00	499	1	3428,73
2	3352	-102	-137,11	550	5,00	523	-23	3145,63

Таблица-А3. Формирование вариантов состава турбоагрегатов проектируемой ТЭЦ

Состав турбин	Мощность отборов по пару, Гкал/ч	Расч.час. коэф-ет теплофик. по пару	Мощность отборов по гор. Воде, Гкал/ч	Расч.час. коэф-ет теплофик. по гор воде	Установленная номинальная мощность ТЭЦ, МВт
2	Т-	175	0,0	0,00	795	0,69	525
5	Т-	110	0,0	0,00	840	0,73	550

Таблица-А4. Расчет баланса по острому пару и выбор энергетических котлов

Максимальный расход пара на турбины, т/час	Пиковая нагрузка в паре, Гкал/ч	Пиковая нагрузка в горячей воде, Гкал/ч	Расход пара на РОУ для покрытия пиковой нагрузки	Потери и расход пара на собственные нужды, т/час	Необходимая призводительность котельного цеха, т/час	Количество энергетических котлов	Свободая мощность котельного цеха, т/час
			в паре, т/час	в горячей воде, т/час			необходимо	принято
2310	0,0	349	0,0	422,5	69,3	2801,8	6,67	7	138,2
2300	0,0	304	0,0	368,1	69,0	2737,1	6,52	7	202,9

Таблица-А5. Расчет капитальных вложений в варианты проектируемой ТЭЦ

№ варианта	Капитальные вложения, млн. руб.
	в турбины	в парогенераторы	Суммарные	С учетом коэф. удорожания
	первую	последующие	первый	последующие	зависящие от мощности ТЭЦ
1	24,77	33,70	13,30	48,00	14,72	134,49	9430,26
2	16,50	33,00	13,30	48,00	15,10	125,90	8827,76

Таблица-А6. Расчет условно-постоянных расходов

Норма амортизации, %	Амортизационные отчисления	Издержки на текущий ремонт	Численность ППР ТЭЦ, чел.	Расходы на з/плату и социальное страхование	Прочие расходы	Итого условнопостоянные расходы, (млн.руб.)
7,9	744,99	149,00	630	222,90	335,07	1451,95
7,9	697,39	139,48	675	238,82	322,71	1398,40

Таблица-А7. Баланс тепла по пару

№ варианта	Годовое производство тепла на ТЭЦ в паре, тыс.Гкал	Максимально возможное производство тепла из отборов, тыс.Гкал	Отпуск произв. тепла из отборов	Отпуск произв. тепла из РОУ
			Всего, тыс.Гкал	в том числе из турбин:
				типоразмер турбин	отпуск пара, тыс.Гкал	число часов использования произв. отборов, час/год
1	0	0	0	3 Т-175	0	0	0
2	0	0	0	5 Т-110	0	0	0

Таблица-А8. Баланс тепла по горячей воде

№ варианта	Годовое производство тепла на ТЭЦ в гор. Воде, тыс.Гкал	Максимально возможное производство тепла из отборов, тыс.Гкал	Отпуск горячей воды из отборов	Отпуск тепла из РОУ, тыс.Гкал
			Всего, тыс.Гкал	в том числе из турбин:
				типоразмер турбин	отпуск горячей воды, тыс.Гкал	число час.исп. отборов, час/год
1	4004	3403	3403	3 Т-175	3403	4281	601
2	4004	3403	3403	5 Т-110	3403	4052	601

Таблица-А9. Расчет затрат на топливо на производство тепловой энергии

№ варианта	Расход топлива на производство тепл. энергии (тыс.т у.т.)	Затраты на топливо на произв. тепл. энегии Зт.т. млн. руб.
	В паре		В гор. воде	Всего на производство тепл. энергии, Вт
	Из отб всего (удел.= 157,14 кг/гкал)	Из РОУ всего (удел.= 160,35 кг/гкал)		Из отб. всего (удел.= 160,35 кг/гкал)	Из РОУ всего (удел.= 163,62 кг/гкал)
1	0,00	0,00		545,73	98,27	644,01	347,76
2	0,00	0,00		545,73	98,27	644,01	347,76

Таблица-А10. Баланс электроэнергии по ТЭЦ

Выработка эл. эн. на ТЭЦ при заданных значениях Ну	Превышение выработки на ТЭЦ по теплофикацонному циклу	Выработка э/энергии на ТЭЦ	Число часов использования ном. устан. мощности ТЭЦ в целом, час/год
		всего	в том числе турбинами:
			типоразмер турбин	выработано электроэнергии	число часов использования установленной мощности, час/год
3413	0	3413	3 Т-175	3413	6500	6500
3575	0	3575	5 Т-110	3575	6500	6500

Размещено на Allbest.ru