Проект тепловой части ГРЭС мощностью 160 МВт (Омская область)

Проектом предусматривается байпас фильтров с задвижкой на случай подачи газа в обвод фильтра при необходимости его отключения.

Технические характеристики и параметры ФГ-100-300-12:

- рабочее давление, МПа (кгс/смІ) - 1,2 (12);

- расчетное давление, МПа (кгс/смІ) - 1,2 (12);

- пробное давление (гидравлическое), МПа (кгс/смІ) - 1,5 (15);

- диаметр, мм - 300;

- испытательная среда - вода;

- продолжительность испытания, мин - 10;

- температура испытательной среды, °С - 20;

- максимально допустимая рабочая температура стенок, °С - +50;

- минимально допустимая рабочая температура стенок, °С - -40;

- наименование рабочей среды - природный газ;

- емкость, мі - 1,085;

- масса порожнего сосуда, кг - 840.

6.4 Расчёт и выбор регулирующих заслонок

, (32)

где эффективное проходное сечение заслонки,

- коэффициент сжимаемости газов,

удельный вес газа,

перепад давления на заслонке,

давление перед первой ступенью,

давление за первой ступенью,

кгс/см2

Удельный вес газа при рабочих параметрах:

, (33)

где кг/м3 - удельный вес газа,

К - абсолютная температура газа при н.у.,

К - абсолютная температура газа,

кгс/м2

Производительность регулирующей заслонки первой ступени:

м3/ч, (34)

Коэффициент сжимаемости газа:

Эффективное прохождение сечения заслонки, соответствующее расходу определяется:

; см2, (35)

При максимальном угле поворота заслонки отношение эффективного проходного сечения отнесённого к условному проходу составит:

;

см2

см2

Диаметр заслонки первой ступени регулирования:

D =мм.

Принимаем диаметр регулирующей заслонки

Вторая ступень регулирования

кгс/см2 - давление перед заслонкой

кгс/см2 - давление после заслонки

кгс/см2

Удельный вес газа второй ступени регулирования:

кгс/см2

Производительность регулирующей заслонки:

м3/ч

Коэффициент сжимаемости газа второй ступени:

При максимальном угле поворота заслонки

см2

см2

Диаметр заслонки:

мм.

Принимаем диаметр регулирующей заслонки .

Заслонка регулирующая

Регулирующие заслонки предназначены для регулирования расхода газа.

Техническая характеристика:

Условный проход - 300 мм

Рабочее давление max 1,2/12 МПа (кгс/смІ) min 0,05/0,5 МПа (кгс/смІ)

Масса - 123 кг

Крутящий момент на валу заслонки при нормально затянутом сальнике - 61,6.

Заслонка регулирующая является простейшим регулирующим элементом в схемах газопроводов. Имеет нелинейную характеристику, что позволяет эффективно использовать ее как регулятор подачи газа с помощью дистанционного управления.

Ремонт выполняется в основном с целью восстановления сальникового уплотнения и легкости хода оси в уплотнении.

При наличии повреждений корпуса, регулирующего органа, зеркал фланцев и т.д. производится их ремонт с последующим испытанием заслонки на прочность и плотность.

Строповка заслонки должна производиться на корпус. Затяжка болтов, соединяющих заслонку с газопроводом, должна производиться равномерно без перекосов и перетяжек.

6.4 Расчёт и выбор предохранительных клапанов

Во избежание повышения давления газа на выходе, из ГРП предусматриваются сбросные предохранительные клапана. Расчёт предохранительного клапана производится по формуле:

 кг/ч, (36)

где пропускная способность клапана, кг/ч,

рабочее сечение клапана, смІ ,

рабочее давление, кгс/смІ,

Т - абсолютная температура газа, К.

22,4 - молекулярный вес газа, сбросной предохранительный клапан должен быть отрегулирован на срабатывание при повышении давления газа на 30% сверх рабочего. Клапан должен срабатывать не менее 15% от максимального расхода газа.

Принимаем к расчёту предохранительный клапан .

Площадь трубы:

смІ,

где диаметр седла клапана.

кгс/смІ,

кг/ч

м3/ч

м3/ч - обеспечивает необходимый сброс газа.

Количество предохранительных клапанов

принимаем на выходном трубопроводе три клапана СППК-4Р-200-16 с пружиной № 304.

Клапан СППК 4Р-200-16

На газопроводах среднего и высокого давления используют сбросные предохранительные полноподъемные клапаны с рычагом для контрольной продувки типа СППК 4Р-200-16, предназначенные для сброса газа непосредственно в атмосферу или через сбросной трубопровод, гидравлическое сопротивление которого должно быть не более 0,1 рабочего давления.

Принцип работы клапана СППК 4Р-200-16

Выходной патрубок клапана соединяется со сбросным трубопроводом, а входной патрубок - с контролируемым участком газопровода. При возрастании в последнем давления выше заданного сила, возникающая от давления газа на центральную часть плунжера, преодолевает усилие сжатой пружины, прижимающей плунжер к седлу. Плунжер немного приподнимается и давление газа начинает воздействовать на всю торцевую площадь плунжера. Усилие, отжимающее плунжер вверх увеличивается.

Кроме того, поток газа, вытекающий через щель между седлом и плунжером, отклоняется вниз кольцевым бортиком на торце плунжера и верхнем регулировочным кольцом, навернутым на наружную резьбу направляющей втулки. Образовавшаяся при отклонении потока сила реакции суммируется с давлением газа вверх, и плунжер рывком поднимается до упора.

Основные технические данные и характеристики клапанов:

ѕ Проход условный (Ду) - 200 мм;

ѕ Давление условное (Ру) - 16 кгс/смІ;

ѕ Давление рабочее (Рр) - 1 кгс/смІ;

ѕ Диаметр проточной части седла - 142 мм;

ѕ Коэффициент расхода для газа - 0,7;

ѕ Масса (не более) - 250 кг.

В зависимости от номера пружины клапан можно настроить на срабатывание в диапазоне 0,5…8,0 кгс/см.

На входной нитке газопровода устанавливаем задвижку Ду 300, а на выходной - Ду 600. Задвижки стальные с электродвигателями во взрывоопасном исполнении.

Проверочный расчет скоростей газа в газопроводах

Расчет ведется на наихудшие условия, т.е. при минимальном давлении и максимальном расходе

, (37)

- скорость, м/сек.

F- площадь сечения трубы, м2

F = 0,785· Dв2

Р - давление газа, ата

На входной нитке газопровода выбираем трубу диаметром 325Ч7

На выходной нитке газопровода выбираем трубу диаметром 630Ч8

Скорости на входном и выходном газопроводах соответствуют оптимальным значениям.

Газопровод в пределах котлов

На каждом газопроводе котла установлена следующая арматура:

- общая запорная задвижка (входная);

- измерительные шайбы для определения расходов на котел и на каждую горелку;

- быстрозапорный (отсечной) клапан (БЗК);

- регулирующие клапана поворотного типа;

- задвижки с электроприводом на основном и байпасном газопроводе;

- запорная и регулирующая задвижка с электроприводом на каждой горелке;

- задвижки на трубопроводах свечей безопасности и продувки.

Контрольно-измерительные приборы газа

На котле установлены следующие приборы:

- самопишущий расходомер газа на общем газопроводе к котлу;

- показывающий манометр для определения давления газа до регулирующей заслонки;

- манометры давления газа перед каждой горелкой;

- расходомер газа на каждую горелку.

Эксплуатация газового хозяйства

При эксплуатации газового хозяйства должны выполняться следующие работы:

- осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией;

- проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбрасных клапанов - не реже 1 раза в 6 месяцев;

- техническое обслуживание (ТО) - не реже 1 раза в 6 месяцев;

- текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 месяцев;

- капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерения и прочих работах на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам технических осмотров и текущих ремонтов;

- аварийно-восстановительные работы (в случаях необходимости).

При эксплуатации газового хозяйства обеспечивается бесперебойное снабжение газом установок с параметрами согласно их режимным картам, безопасная работа оборудования, а также безопасное проведение работ по его техническому обслуживанию, контроль за количеством и качеством поступающего газа, контроль за техническим состоянием и безопасной эксплуатацией газового оборудования, своевременное выявление дефектов и неисправностей оборудования, ликвидация нарушений и неисправностей в газовом хозяйстве.

7 Мазутное хозяйство станции

7.1 Выбор оборудования мазутного хозяйства

На ТЭЦ с двумя котлоагрегатами Е-500-13,8-560ГМН, и одним водогрейным котлом типа КВГМ-100-150, топливо сернистый мазут М-100.

Ёмкость мазутохранилища

, (38)

где количество энергетических котлов,

часовой расход мазута на один котёл; т/ч

запас мазута в мазутохранилище для энергетических котлов, сутки

часовой расход мазута на водогрейные котлы при ,

запас мазута в мазутохранилище для ПВК,

удельный вес мазута, т/м3

число водогрейных котлов.

Определяем объём мазутохранилища для энергетических котлов. Количество часов работы котлоагрегата в сутки - 20 часов. Суточный расход топлива при доставке по железной дороге на 10 суток для резервного топлива.

- из расчёта;

удельный вес мазута 1 т/м3.

;

.

Определяем объём мазута для водогрейных котлов:

;

- расход мазута.

Тепловая нагрузка на ТЭЦ:

, (39)

где - расчётная температура для проектирования для г. Омска.

- расчётная температура для проектирования для г. Омска.

Пиковая нагрузка покрываемая КВ-ГМ:

, (40)

- расчётная отопительная нагрузка.

- расчётная теплота сгорания.

т/ч

м3

Ёмкость мазута составит:

,

м3

Принимаем к установке 2 резервуара ёмкостью по . При этом запас мазута составит: суток.

Ёмкость цистерны одной ставки

Исходя из слива одной ставки не более 3 часов.

принимаем ставки для суточного расхода мазута.

м3

Величина приёмной ёмкости должна быть не менее 20% . Принимаем две приёмные ёмкости по 100 м3 по таблице. Два погружных насоса типа 12НА - 22 производительностью по мазуту 120 т/ч на каждую приёмную ёмкость.

7.2 Выбор насосов второго подъёма

Общая производительность насосов:

, (41)

 принимается.

м3/ч

м3/ч

Необходимое давление мазута после насосов второго подъёма принимается равным 3 МПа. На основании необходимой производительности и напора принимается к установке четыре насоса, типа 5 Н-5 один из которых резервный, а другой ремонтный. Производительность насоса 98 м3/ч, напор 320 мм.вод.ст.

7.3 Выбор насосов первого подъёма

Принимаем схему мазутного хозяйства с выделенным контуром циркуляционного разогрева, тогда м3/ч принимаем к установке 4 насоса типа 6НК-9Ч1, один из которых резервный, один - ремонтный. Производительность насоса 120 м3/ч, напор 65 мм вод. ст.

7.4 Выбор насосов рециркуляции

Производительность насосов рециркуляции

м3/ч

Принимаем к установке два насоса типа 6НК-9Ч1, один из которых резервный.

7.5 Расчет диаметров трубопроводов

Диаметр напорных мазутопроводов от мазутонасосной до котельной

Каждый из двух напорных мазутопроводов рассчитываем на пропуск 75 % общего количества мазута, потребляемого котлоагрегатами с учётом рециркуляции. Диаметр мазутопровода

мм, (42)

Расход по одному мазутопроводу.

м3/ч

Скорость мазута в мазутопроводе при вязкости его 2 - 4 0 ВУ; W=2,0 м/с.

мм .

По госту принимаем трубопровод диаметром 159Ч7 (ст 20).

Определяем действительную скорость мазута в трубопроводе стандартного диаметра.

, (43)

Внутренний диаметр мм.

м/с (Не выше рекомендуемой 1,76 м/с)

7.6 Длина сливной эстакады

Длину сливной эстакады или фронт слива железнодорожной цистерны определяется исходя из максимального суточного расхода мазута, с учётом коэффициента неравномерности прибытия железнодорожных маршрутов из условия разбивки маршрутов не более, чем на три ставки.

Число цистерн в ставке определяется по формуле.

-число ставок в сутки , (44)

где суточный расход в тоннах,

К = 1,2 коэффициент неравномерности,

50 т - расчётная грузоподъёмность цистерны в тоннах.

цистерна

Полная рабочая длина сливной эстакады, по осям крайних стояков с установками для разогрева мазута при длине цистерн 12 м составит 12 м.

8 Расчёт и выбор тягодутьевых машин

Тягодутьевые машины предназначены для:

- обеспечения тяги и дутья;

- рециркуляции дымовых газов (для регулирования температуры перегрева пара) и для уменьшения образования окислов азота.

В соответствии с этими целями применяются тягодутьевые машины: дымососы и дутьевые вентиляторы. Согласно для котлов производительностью 500 т/ч и менее устанавливаются один дутьевой вентилятор и один дымосос.

8.1 Выбор дутьевого вентилятора для котлоагрегата Е-500-13,8-560ГМН

К установке принимаем один высоконапорный дутьевой вентилятор.

Температура холодного воздуха

Необходимое количество воздуха:

; (45)

где ,

;

;

,

Расчётная производительность дутьевого вентилятора:

, (46)

где - коэффициент запаса.

Приведённое полное давление ДВ:

; (47)

где ;

для воздуха при нормальных условиях;

абсолютная температура холодного воздуха;

абсолютная температура воздуха;

Полное расчетное давление ДВ:

; (48)

где - коэффициент запаса по давлению.

Перепад полных давлений принимаем по аналогии с котлоагрегатом.

;

;

а при заводской характеристике

По и рассматриваем дутьевые вентиляторы ВДН-32Б, ВДН-24, ВДН-25

Выбираем дутьевой вентилятор ВДН-24, ВДН-252

;

Р (полное) - 3900/2450 Па.

Характеристика ВДН-252

Производительность (V) - 275/220

Полное давление (Р) - 3900/2450 Па

Частота вращения (об/мин) - 740/590

Мощность (N) - 400/200 кВт

8.2 Выбор дымососа для котлоагрегата Е-500-13,8-560ГМН

К установке принимаем один дымосос.

Определяем расчётную производительность дымососа:

, (49)

где коэффициент запаса по производительности

мм рт. ст.- барометрическое давление.

Определяем расход дымовых газов через один дымосос при номинальной нагрузке:

, (50)

расчётный расход газа.

Определяем объём продуктов горения на 1 кг топлива, при коэффициенте избытка воздуха .



Определяем присос воздуха в газохода котельной установки на участке «выход из РВП - вход в дымосос».

где длина газохода; 0,01-присос в газоходе на каждые 10 погонных метров

Так как присос в газоходах 0,04<0,1, то температура дымовых газов перед дымососом равна температуре уходящих газов

Определяем расчётную производительность дымососа:

Определяем приведённое полное расчетное давление дымососа:

; (51)

гдекоэффициент приведения расчётного давления дымососа к условиям, для которых построена заводская характеристика:

Плотность газов при и 760 мм рт. ст. определяется по, для чего находим парциальное давление водяных паров у дымососа:

, (52)

Температура газов перед дымососами: Т=120+273.=К

Температура газов по заводской характеристике:

,

Т = 100 + 273 = 393 °К,

Полное расчетное давление дымососа:

,

где коэффициент запаса по давлению,

перепад полных давлений принимаем по аналогии с подобным котлоагрегатом.

По и

Рассматриваем дымососы ДОД-31,5 и ДОД-31,5Ф.

Выбираем дымосос ДОД-31,5; n = 490 об/мин, как имеющий при расчётной нагрузке максимальный КПД.

, что составляет от максимального КПД

кПа = 2118Па.

Характеристика дымососа ДОД-31,5:

ѕ Подача -725/850 тыс.;

ѕ Полное давление -3200/4350 Па;

ѕ Температура газа ;

ѕ Мощность - 790/1360 кВт.

8.3 Выбор дымососа рециркуляции дымовых газов

В комплекте с котлоагрегатом поставляется дымосос рециркуляции дымовых газов ГД-20-500У - это центробежный одностороннего всасывания насос.

Диаметр рабочего колеса - 2000 мм

Производительность - 20000 м3/ч.

Полное давление - 4,8 КПа

Температура газов - до 400?С

Частота вращения - 985 об/мин

Мощность на валу - 390 кВт

Максимальный КПД - 68 %

Применяется для регулирования температуры перегретого пара и для уменьшения образования окислов азота.

9 Расчёт выбросов ТЭЦ в атмосферу. Расчет и выбор дымовой трубы

9.1 Расчёт выбросов ТЭЦ в атмосферу

9.1.1 Определение расхода выбросов диоксидов серы

Количество выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами диоксидов серы SO2 и SO3 в пересчёте на SO2 вычисляем по формуле:

, (53)

где В = 8806 г/с - расход натурального топлива,

содержание серы в топливе,

доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле для мазута,

- доля оксидов серы не связываемых золой,

- число котлов.

г/с

9.1.2 Расчёт выбросов оксидов азота при сжигании жидкого и газообразного топлив

Выброс оксидов азота ведут в пересчёте на NO2, хотя в топке котла образуется в основном окись азота NO2 (более 95 %) и только 1-5 % успевает перед выходом в атмосферу доокислиться до NO2.

Секундный выброс NO2 (г/с) определяем по формуле:

,

где К - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота

;

где и - фактическая и номинальная нагрузка т/ч.

т/ч,

т/ч,

расход натурального топлива, г/с

для мазута В = 8806 г/с

для газа В = 8573,4 г/с

низшая теплота сгорания топлива.

для мазута ,

для газа ,

потери теплоты от механической неполноты сгорания,

коэффициент, учитывающий влияние содержания азота в топливе на выход оксидов азота:

для мазута ,

для газа ;

коэффициент, учитывающий конструкцию горелок:

для мазута ,

для газа .

,

коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий их подачи в топку;

r = 20 % - степень рециркуляции дымовых газов;

коэффициент, характеризующий снижение выброса оксидов азота при подаче части воздуха помимо основных горелок.

Для мазута:

Для газа:

9.1.3 Расчёт выбросов оксида углерода

Количество оксидов углерода МСО, выбрасываемого в атмосферу с дымовыми газами каждого котла при сжигании жидкого и газообразного топлива определяем по формуле:

, (54)

где В - расход натурального топлива,

потери теплоты от механической неполноты сгорания

выход оксида углерода определяем по формуле:

; (55)

гдепотери теплоты от химической неполноты сгорания,

коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива обусловленной содержанием оксида углерода в продуктах сгорания (для мазута ; для газа ).

теплота сгорания натурального топлива.

Для мазута:

Для газа:

Для мазута:

г/с

Для газа:

г/с

9.1.4 Расчёт выбросов оксидов ванадия при сжигании жидкого топлива

Соединения ванадия являются составной частью мазутной золы. Количество оксидов ванадия , выбрасываемых, в атмосферу с дымовыми газами котла при сжигании жидкого топлива в пересчёте на пентоксид ванадия определяем по формуле.

, (56)

где расход натурального топлива,

коэффициент оседания оксидов ванадия на поверхности нагрева котлов,

;

доля твёрдых частиц продуктов сгорания жидкого топлива, улавливаемых в устройствах для очистки газов мазутных котлов,

.

При отсутствии результатов анализа топлива содержание оксидов ванадия в сжигаемом топливе для мазутов:

,

где содержание серы в мазуте.

г/с.

9.2 Расчёт и выбор дымовой трубы

Расчёт ведём по формуле:

, (57)

По таблице ориентировочно принимаем для станции одну трубу высотой 150 м и диаметром в устье 6 м.

Секундный расход газов:

м3/с

Скорость газов через устье трубы:

м/с, (58)

По таблице принимаем m = 1;

Коэффициент F = 1;

Коэффициент А = 200.

Определяем параметры и n.

, (59)

 по таблице,

К,

м (принята)

так как , то принимаем n = 1.

Предельно допустимые концентрации мг/м2

Принимаем одноствольную трубу ( топливо газ, мазут)

м

Принимаем к установке одну трубу высотой 150 метров с диаметром устья 6 м.

10 Мероприятия по технике безопасности и противопожарной профилактике при обслуживании котла, работающего на газе

К обслуживанию котлов, работающих на газе допускаются специалисты и рабочие, обученные технологии проведения газоопасных работ, правилам пользования средствами индивидуальной защиты, способам оказания первой помощи, аттестованные и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности в объеме соответствующем должностным обязанностям.

Каждый работающий перед допуском к самостоятельной работе по обслуживанию котла должен пройти проверку знаний, должностных и производственных инструкций, технологических схем, правил ТБ и ПБ, стажировку под наблюдением опытного работника в течении 10 рабочих смен и дублирование.

Во время работы котла на газе необходимо ежесменно производить осмотр всех газопроводов, выяснять состояние арматуры. При обнаружении утечек газа из газопровода, в том числе через продувочные свечи, принять меры к их устранению.

Проверка герметичности соединений газопроводов, арматуры, приборов КИП, а также отыскивание мест утечек газа должно производиться с применением мыльной эмульсии или специального прибора.

До розжига горелок должен быть проведен инструктаж по правилам безопасности персонала, участвующего в растопке. О проведении инструктажа, делается запись в оперативном журнале машиниста котла.

Запрещается вносить в топку открытое пламя или другие запальные средства без предварительной вентиляции топки, газоходов, воздухопроводов с помощью тягодутьевых механизмов, без проверки герметичности закрытия газовых задвижек перед горелками и взятия пробы из топки на отсутствие газа. Вентиляцию вести не менее 10 минут. Определять герметичность закрытия запорных органов перед горелками путем внесения в топку котла открытого пламени не допускается.

При растопке котла не разрешается стоять напротив гляделок и растопочных лючков. У работающих котлов гляделки следует открывать осторожно и смотреть через них только при отсутствии выбивания газа, используя при этом средства индивидуальной защиты. При зажигании форсунок, их регулировании изменение подачи газа и воздуха производить постепенно и плавно. Запрещается оставлять без надзора котлоагрегат до полного снижения давления и снятия напряжения с электродвигателей. В случае возникновения загазованности на котле должны быть прекращены все работы, люди немедленно выводятся, проводится усиленная вентиляция помещения.

При проведении аварийных работ в загазованной среде и в местах опасных в отношении загазованности должны применяться инструменты из цветного металла, исключающие искрообразование.

На котле, работающим на газе применение открытого огня и курение запрещено. Все ремонтные работы на котле должны производиться по нарядам под непосредственным руководством руководителя работ. По окончании работ необходим контроль за рабочим местом. Проведение огневых работ в загазованной среде с содержанием газа 1/5 нижнего предела его воспламеняемости и более не допускается.

Рабочее место машиниста котла должно быть оборудовано первичными средствами пожаротушения: углекислотными огнетушителями для тушения электрооборудования и проводки; пенными огнетушителями для тушения загорания в местах, где можно создать накопление пены и тем самым прекратить доступ воздуха к месту горения; песком для тушения горящих вспомогательных материалов и тушения загорания газа при небольших утечках.

В случае возникновения пожара на котле котел должен быть немедленно остановлен, вызвана пожарная команда, приняты меры для ликвидации возгорания.

11 Мероприятия по охране окружающей среды на ТЭЦ. Дымовая труба ТЭЦ

Важной задачей при проектировании и строительстве объектов энергетики является ограничения их негативного воздействия на окружающую среду. Принимая во внимание «Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 г.» все предприятия отрасли должны выполнять следующие требования:

ѕ соблюдать нормативы ПДВ и ПДК загрязняющих веществ;

ѕ ограничивать выбросы парниковых газов на уровне не выше выбросов парниковых газов;

ѕ ограничивать валовые выбросы сернистого ангидрида, окислов азота, тяжелых металлов и стойких органических загрязнителей.

В дымовых газах, выбрасываемых в атмосферу ТЭЦ, содержатся следующие вещества: СОх, SO2, NOx, V2O5, зола, микроэлементы тяжелых металлов и другие вещества. Эти элементы оказывают вредное воздействие на окружающую среду.

Наиболее острой проблемой защиты воздушного бассейна является снижение выбросов диоксида серы и оксидов азота, поэтому при выборе дымовой трубы показатели ПДК SO2 и NOх являются одними из основных.

Для снижения выбросов азота на электростанциях проводят следующие первичные или режимно-технологические мероприятия:

- использование горелок с низким выбросом NOх (снижение NOх до 60%);

- ступенчатое сжигание топлива (снижение NOх на 35-45%);

- ступенчатую подачу воздуха (снижение NOх до 50%);

- рециркуляцию дымовых газов (снижение NOх до 33%);

- впрыск пара и влаги в топку (снижение NOх до 25-45%);

- организация режима горения с минимальным коэффициентом избытка воздуха (1,05);

- комбинация первичных мероприятий (снижение NOх до 90%).

В качестве вторичных мероприятий, направленных на снижение NOх используют селективный некаталитический (СНКВ) и каталитический (СКВ) методы восстановления NOх до молекулярного азота.

Тепловые электростанции являются источником выброса в атмосферу выбросов соединения серы. Диоксид серы SO2 , содержащийся в дымовых газах, практически не влияет на процесс производства энергии. В атмосфере же SO2 при воздействии азона и солнечного света окисляется до SO3, который соединяясь с водяным паром образует пары серной кислоты. Пары этой кислоты с атмосферными осадками поступают в почву, выпадая в виде «кислотных дождей». Расчеты показывают, что примерно 50% SO2 выпадает из домовых газов на почву в радиусе 15-20 высот дымовых труб. Этим объясняется принятое в большинстве развитых стран законодательство по диоксиду серы: обеспечить не только заданную концентрацию выбрасываемых в воздух газов, но и степень улавливания SO2 .

На проектируемой станции мазут является резервным топливом, которое будет применяться только в исключительных случаях, поэтому выбросы SO2 будут минимальными.

Весьма ответственным устройством в системе охраны биосферы от вредных выбросов ТЭЦ является дымовая труба. Для того, чтобы не были превышены концентрации вредных веществ на уровне дыхания требуется уменьшение их концентрации в дымовых газах на несколько порядков. Такую степень очистки нельзя обеспечить ни одним известным способом, поэтому природоохранные мероприятия в отношении уменьшения концентраций токсичных веществ включают две обязательные стадии:

- очистку в возможных пределах дымовых газов в газоочистных устройствах ТЭЦ;

- последующее рассеивание остаточных вредностей за счет турбулентной диффузии в больших объемах атмосферного воздуха.

Дымовые трубы работают в тяжелых условиях. Для надежной и длительной работы конструкция дымовой трубы состоит из оболочки, воспринимающей ветровые и весовые нагрузки и передающей их на фундамент, и газоотводящего ствола, воспринимающего воздействия агрессивной среды дымовых газов. Оболочка дымовой трубы представляет собой монолитный железобетонный кольцевой ствол конической формы с уменьшающейся снизу вверх толщиной стенки, опирающейся на фундамент из того же материала. Газоотводящий ствол непосредственно примыкает к внутренней поверхности оболочки и имеет также коническую форму. Его выполняют из кислотоупорного кирпича. Футеровка выполняется участками высотой 10 метров, которая опирается на кольцевые выступы (консоли).

В результате расчетов на данной станции будет принята железобетонная дымовая труба высотой 150 метров, диаметром в устье 6 метров, которая обеспечит рассеивание оставшихся вредных примесей в атмосфере в пределах нормы.

12 Специальная часть проекта: индивидуальный тепловой пункт

Тепловым пунктом принято считать теплораспределительный пункт, включающий комплекс установок, которые предназначены для распределения тепла, получаемого из тепловой сети, между всеми потребителями в соответствии с заданными для них видами и параметрами теплоносителя.

В тепловом пункте устанавливаются приборы регулирования и учёта расхода тепла. Если тепловой пункт обслуживает потребителей пара, то в нем устанавливают редукционно-охладительные установки, которые отвечают за снижение давления и температуры пара до нужных значений, устанавливаются также установки по сбору и возврату на источник теплоснабжения конденсата.

Классифицируют тепловые пункты следующим образом:

- индивидуальные тепловые пункты (ИТП) предназначены для обслуживания одного здания или его части. Размещаются в подвальных, цокольных, тех. этажах и пристройках;

- центральные тепловые пункты, отвечают за обслуживание групп зданий. Обустраиваются, как правило, в отдельных строениях;

- блочные или модульные тепловые пункты (БТП или МТП) - тепловые пункты заводского изготовления.

Тепловые пункты предназначены для следующих целей:

- индивидуальные тепловые пункты (ИТП) - создаются с целью присоединения систем потребления теплоты к одному зданию;

- центральные тепловые пункты (ЦТП) - присоединение сетей потребления теплоты для двух и более одного здания или зданий, которые требуют устройство более чем одного ИТП;

- блочные тепловые пункты (БТП) - применяются в качестве ИТП или ЦТП в виде автоматизированного теплового пункта заводской готовности.

Тепловые пункты предусматривают установку оборудования, различного вида арматуры, приборов учета, контроля, управления и автоматизации. Тепловой пункт (индивидуальный тепловой пункт) служат для приема теплоносителя, преобразования, распределения по всем потребителям, осуществляют функции учета теплопотребления. В автоматическом режиме осуществляют обеспечение: необходимых параметров теплоносителя в системе отопления и вентиляции для поддержки заданных температурных условий в обслуживаемых помещениях; температуры в системе ГВС; согласования и стабилизации гидравлических режимов в сетях и в системах теплопотребления. Вышеперечисленные функции входят в список, выполняемый индивидуальными тепловыми пунктами.

Автоматизация индивидуальных тепловых пунктов (ИТП).

Современное состояние вопроса.

Необходимость автоматизации пользования теплом в целях бережного расходования энергоресурсов давно доказана практикой развитых стран запада и не является предметом дискуссии или обсуждения. Времена пользования практически дармовой энергией не прошли для нас даром. Парадоксальность ситуации заключается в том, что теоретически, в области регулирования теплопотребления, наша наука может быть в некоторых вопросах и сильнее западной. Однако из-за практической невостребованности в течение долгих лет, производство энергосберегающего и регулирующего оборудования для индивидуальных тепловых пунктов находится у нас на очень низком уровне.

Внедрение западного оборудования и западных методов регулирования является несомненным положительным фактором нашей экономики. Однако, слепое следование западным образцам, на наш взгляд, не всегда целесообразно и не только по соображениям стоимости. Хотя цена 12-15 тыс. долларов за комплектный тепловой пункт заводской готовности повергает в шок среднего потребителя тепла, а для наиболее нуждающихся в экономии средств на тепло и вовсе запредельна. Кроме того, условия теплоснабжения на западе и у нас различны в плане как качества теплоносителя (имеется в виду не только химический состав, но и температура), так и законодательного обеспечения взаимоотношений поставщиков и потребителей.

Опыт применения комплектных тепловых пунктов на основе пластинчатых теплообменников свидетельствует не только об их достоинствах, о которых лучше расскажут поставщики этого оборудования, но и о недостатках, о которых поставщики, скорее всего промолчат, а именно:

- цена, о чём говорилось выше;

- удорожание технического обслуживания, связанное с необходимостью регулярно разбирать, промывать и чистить (при том качестве сетевой воды, которое является непреодолимым фактом сегодняшнего дня в большинстве регионов России, это необходимо делать не реже двух раз за отопительный сезон);

- зависимость от поставок из-за рубежа запасных частей, в частности прокладок (даже, если теплообменники собираются в России, комплектация, как правило, привозная);

- увеличение по сравнению со схемами зависимого присоединения температуры обратной воды.

Следует иметь в виду, что при использовании схем независимого присоединения теплоноситель в обратном трубопроводе контура системы отопления всегда несколько холоднее (на 3° -- 5°C в лучшем случае), чем в первичном контуре. Само по себе это не столь важно. Но, если учесть постоянно заниженную температуру, поступающую от источника, и вне зависимости от этого постоянно жесткие требования поставщиков тепла к температуре обратной воды, можно говорить об ухудшении теплоснабжения. (Разумеется, это справедливо только в случае дефицитного теплоснабжения).

Применение теплообменников для горячего водоснабжения может быть ограничено следующим соображением. При переходе от открытых систем теплоснабжения к нагреву водопроводной воды в водо-водяном теплообменнике имеющиеся в водопроводной воде (в отличие от воды в теплосети) кислород и углекислота при нагреве активно вступают в реакцию со стенками стальных труб. Активная коррозия может привести к преждевременному износу трубопроводов горячего водоснабжения и потребовать их замены, что бывает иногда весьма затруднительно.

Применяемые алгоритмы регулирования.

В соответствии со сводом правил СП41-101-95 «Проектирование тепловых пунктов…», могут применяться следующие способы поддержания графика температур теплоносителя:

ѕ поддержание графика температур теплоносителя в подающем трубопроводе;

ѕ поддержание графика температур теплоносителя в обратном трубопроводе;

ѕ поддержание графика разности температур теплоносителя в обоих трубопроводах.

Первый способ, наиболее распространенный за рубежом и применяемый практически во всех поставляемых в нашу страну регуляторах отопления, по данным того же источника, приводит к завышению подачи теплоты примерно на 4 % годового потребления, практически не применим для коммунального жилья из-за отсутствия обратной связи регулятора и объекта регулирования. Западные регуляторы, имеющие функцию самонастройки, достаточно дороги и, кроме того, трудно представить себе жильцов, разрешающих устанавливать датчики температуры в своих квартирах.

13 Экономическая часть проекта: расчет среднегодовых технико-экономических показателей станции

13.1 Вложения капитала в строительство электростанции (абсолютные и удельные)

13.1.1 Абсолютные вложения капитала в строительство блочных электростанций

Кст=(Кблг+(nбл-1)*Кблп+Квк*nвк)*Крс*К1*Ки1=1845261тыс.руб, (60)

- капиталовложения в головной блок Кблг=492750 тыс. руб капиталовложения в каждый последующий блок Кблп=249375 тыс. руб число блоков nбл=2 шт.

- капиталовложения в каждый пиковый водогрейный котел Квк=34500 тыс. руб

- количество пиковых водогрейных котлов nвк=1 шт.

- коэффициент на территориальный район строительства Крс=1,08

- коэффициент, зависящий от системы технического водоснабжения К1=1

- коэффициент инфляции по вложениям капитала Ки1=2,2

13.1.2 Удельные вложения капитала

Куд=Кст/Nу=11532,88 руб./кВт, (61)

- установленная мощность станции Ny=160 МВт.

13.2 Годовой отпуск теплоты и пара с коллекторов электростанции

13.2.1 Годовой расход пара из производственных отборов всех турбин

?Dпг=Dпч*hп*10-3=1800,00 тыс.т/год, (62)

- часовой отпуск пара на производство с коллекторов ТЭЦ Dпч=300 т/ч

- число часов использования производственных отборов турбин hп=6000 ч

13.2.2 Годовой отпуск теплоты на производственные цели

Qпг=Dпг*Дhп=2,6*Dпг=4680 тыс.т/год, (63)

13.2.3 Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин

Qотг=Qотч*hот*10-3=3009,60 тыс.ГДж/год, (64)

- часовой отпуск теплоты из отопительных отборов всех турбин ?Qотч=570 ГДж/ч

- число часов использования отопительной нагрузки отборов hот=5280 ч.

13.2.4 Годовой отпуск теплоты за счет водогрейных котлов

Qвкг=Qпикч*hпик*10-3=365,50 тыс.ГДж/год, (65)

- суммарный часовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ от водогрейных котлов (пиковая нагрузка) ?Qпикч=430 ГДж/ч

- число часов использования водогрейных котлов (пиковой отопительной нагрузки) hпик=850 ч.

13.2.5 Общий годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ турбина ПТ

Qопт=Qп+Qот+Qвк=8055,10 тыс.ГДж/год

13.3 Выработка и отпуск электроэнергии

13.3.1 Годовая выработка электроэнергии

Wв=Nу*hу*10-3=976,00 тыс.МВт. ч., (66)

- годовое число часов использования установленной мощности hу=6100 ч

13.3.2 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды

Wсн=Ксн*Wв*10-2=82,96 тыс.МВт. ч., (67)

- удельный расход электроэнергии на собственные нужды Ксн=8,5%

13.3.3 Годовой расход электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск теплоты

Wснт=Wснт*Qотпг*10-3=46,72 тыс.МВт.ч/год, (68)

- удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты Wснт=5,8 кВТ ч/ГДж13.3.4 Годовой расход электроэнергии собственных нужд, отнесенных на отпуск электроэнергии

Wснэ=Wсн-Wснт=36,24 тыс.МВт ч/год, (69)

13.3.5 Удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск электроэнергии

Кснэ=(Wснэ/Wв)*100=3,71%, (70)

13.3.6 Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции

Wо=Wв-Wсн=893,04 тыс.МВт ч., (71)

13.4 Годовой расход условного топлива

13.4.1 Годовой расход условного топлива на энергетические котлы

Вук=(?хх*nт*Тр*10-3+а*Dпг+b*Qотг+bнагр*Wв)*К=553,46 тыс.т.у.т./год, (72)

- количество установленных турбин nт=2 шт.

- расход топлива на холостой ход основного оборудования ?хх=2,42 т у.т./ч

- удельный расход топлива на тонну пара производственного отбора а=0,0665 т у.т./т пара удельный расход топлива на единицу теплоты отопительного отбора b=0,0088 т у.т./т пара относительный прирост расхода топлива при возрастании нагрузки bнагр=0,348 т у.т./МВт ч

- поправочный коэффициент на вид сжигаемого топлива К=1,06

- число часов работы блока в течении года (принимается 6500-7500) Тр=7500

13.4.2 Годовой расход условного топлива пиковыми водогрейными котлами

Вувк=К2*Qвкг/29,33*hвк=13,47 тыс.т у.т./год, (73)

- коэффициент, учитывающий неустановившийся режим работы ПВК, принимается 1,02-1,05 К2=1,00

- к.п.д. пикового водогрейного котла (относительная велечина), принимается 0,88-0,91 hвк=0,925

13.4.3 Общий годовой расход условного топлива станцией

Ву=Вук+Вувк=566,93 тыс.т у.т./год, (74)

13.4.4 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учета расхода электроэнергии на собственные нужды

Вут=(Qпг*100/29,33/?к+Qотг*104/29,33/?к/?сп)*Кз*100/?тп+Вувк=

=299,43 тыс.т. у.т./год, (75)

- к.п.д. энергетического котла (зависит от вида топлива) ?к=94,3%

- к.п.д. сетевого подогревателя ?сп=98%

- к.п.д. теплового потока ?тп=98%

- коэффициент, учитывающий неустановившийся режим

(принимается 1,02-1,05) Кз=1

13.4.5 Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии без учета расхода электроэнергии на собственные нужды

Вуэ=Ву-Вут=267,50 тыс.т у.т./год, (76)

13.4.6 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии

bоэ=Вуэ*103/(Wв-Wснэ)=284,65 г у.т./кВт ч, (77)

13.4.7 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом электроэнергии собственных нужд

Вут=Вут+bоэ*Wснт*10-3=312,73 тыс.т у.т./год, (78)

13.4.8 Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии с учетом электроэнергии собственных нужд

Вуэ=Ву-Вут=254,20 тыс.т у.т./год, (79)

13.5 Удельные расходы условного топлива. К.П.Д. по отпуску электроэнергии и теплоты, по использованию топлива

13.5.1 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии

bоэ=Вуэ*103/Wо=284,65 г у.т./кВт ч, (80)

13.5.2 Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты

bот=Вут*103/Qотпг=38,82 кг у.т./ГДж, (81)

13.5.3 КПД станции по отпуску электроэнергии

?оэ=(3,6*Wо/Вуэ*29,33)*100=43,12%, (82)

13.5.4 КПД станции по отпуску теплоты

?отпт=(Qотпг/Вут*29,33)*100=87,82%, (83)

13.5.5 Коэффициент использования топлива

?топл=(3,6*Wо+Qотпг/Ву*29,33)*100=67,78%, (84)

13.6 Расход натурального топлива

13.6.1 Расход натурального топлива энергетическими котлами

Внг=Вук*(1+апот/100)*29330/Qнр=485,87 тыс.т н.т./год; газ - млн.м3/год, (85)

- удельная теплота сгорания натурального топлива, сжигаемого в энергетических котлах Qнр=33410 кДж/кг;

газ - кДж/м3

- предельная норма естественных потерь топлива для энергетических котлов апот=0%

13.6.2 Расход натурального топлива водогрейными котлами

Внвк=Вувк*(1+апот/100)*29330/Qнр=11,83 тыс.т н.т./год; газ - млн.м3/год, (86)

- удельная теплота сгорания натурального топлива, сжигаемого в водогрейных котлах Qнр=33410 кДж/кг; газ - кДж/м3

- предельная норма естественных потерь топлива для водогрейных котлов апот=0%

13.7 Расчет себестоимости производства электрической энергии на ТЭЦ 160 МВт

Вид топлива: газ.

13.7.1 Материальные затраты

Топливо на технологические цели

Итопл=Цдогэк*Внг(эк)+Цдогвк*Внг(вк)=879933,6 тыс.руб/год, (87)

- договорная цена на топливо с учетом транспортных затрат и надбавок для энергетических котлов - газ Цдогэк=1768 руб./тыс.м3

- годовой расход натурального топлива на энергетические котлы -газ Внг(эк)=485,87 млн.м3/год

- договорная цена на топливо с учетом транспортных затрат и надбавок для водогрейных котлов- газ Цдогвк=1768 руб./тыс.м3

- годовой расход натурального топлива на водогрейные котлы - газ Внг(вк)=11,83 млн.м3/год

Цена одной тонны условного топлива Цу=Итопл*Вуг=1552,10 руб/т у.т., (88)

- годовой расход условного топлива Вуг=566,93 тыс. т у.т./год

Затраты на вспомогательные материалы Ивм=Нвм*Nу*Кивм*10-3=

=160,0 тыс.руб/год, (89)

- установленная мощность станции Nу=160 МВт

- норматив затрат на вспомогательные материалы Нвм=400 руб./МВт

- коэффициент инфляции по вспомогательным материалам Кивм=2,5

Стоимость работ и услуг производственного характера

Иусл=Нусл*Nу*Киусл*10-3=41,0 тыс.руб/год, (90)

- норматив стоимости работ и услуг производственного характера Нусл=95 руб./МВт

- коэффициент инфляции по услугам Киусл=2,7

Плата за воду в бюджет в целом по электростанции

Плвб=Плвб(табл)*Кив=1958,4 тыс.руб/год, (91)

- плата за воду в бюджет в целов по электростанции (по таблице) Плвб(табл)=288 тыс.руб/год

- коэффициент инфляции по воде Кив=6,8

Материальные затраты (всего)

Имз=Итопл+Ивм+Иусл+Плвб=882093 тыс.руб/год, (92)

Материальные затраты (без учета топлива)

Имз=Ивм+Иусл+Плвб=2159 тыс.руб/год, (93)

13.7.2 Затраты на оплату труда

Среднемесячная заработная плата

ЗПчелср.мес=Ст(1)*Кtср*Кррср*Кпрср*Крзп=16423,2 руб./мес, (94)

- тарифная ставка (оклад) первой ступени оплаты труда Ст(1)=3590 руб./мес

- средний тарифный коэффициент Кtср=2

- средний коэффициент, учитывающий компенсационные выплаты за режим работы Кррср=1,17

- средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат (все виды премий) Кпрср=1,7

- районный коэффициент по заработной плате Крзп=1,15

Годовой фонд оплаты труда на одного человека

ФОТчелг=ЗПчелср.мес*12*10-3=197,1 тыс.руб/чел, (95)

Затраты на оплату труда

Иот=ФОТ=Чппп*ФОТчелг=57743,9 тыс.руб/год, (96)

- численность промышленно-производственного персонала Чппп=293 чел.

Коэффициент обслуживания Коб=Nу/Чппп=0,546 МВт/чел.

13.7.3 Отчисления на социальные нужды

Единый социальный налог

Исн=Нсн*Иот*10-2=15013,4 тыс.руб/год

- норматив(ставка) единого социального налога Нсн=26%

Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев профессиональных заболеваний

Иснс=Нснс*Иот/100=288,7 тыс.руб/год, (97)

- норматив отчислений страхования Нснс=0,5% от несчастных случаев

Отчисления на социальные нужды

Исоц.н=Исн+Иснс=15302,1 тыс.руб/год, (98)

13.7.4 Амортизация основных фондов (средств)

Стоимость основных фондов (средств) Сф=0,9*Кст=1660735 тыс.руб,(99)

- абсолютные вложения капитала в строительство Кст=1845261 тыс.руб

Амортизация основных средств

Иа=Нарен*Сф*10-2=59786,5 тыс.руб/год, (100)

- средняя норма амортизации на реновацию в целом по станции Нарен=3,6%

13.7.5 Прочие затраты

Отчисления в ремонтный фонд

Ирем=Нрфср*Сф*10-2=74733,1 тыс.руб/год, (101)

- средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по станции Нрфср=4,5%

Обязательное страхование имуществ

Иси=Нси*Кст*10-2=2767,9 тыс.руб/год, (102)

- норматив обязательного страхования имущества Нси=0,15%

Плата за выбросы (в зависимости от вида топлива)

Пл.выбр=?Нплi*Мiг(норм)*Кивыбр*10-6=87,83 тыс.руб/год, (103)

- коэффициент инфляции по выбросам (к базовому нормативу) Кивыбр=200 число часов использования установленной мощности hу=6100 ч

- суммарный объем дымовых газов от всех котлов электростанции Vдг=1522858 м3/ч

Таблица 6

Наименование загрязняющих веществ	Норматив платы базовый Нплi руб./т	Секундный выброс загрязняющих веществ всех котлов Мiс г/с	Годовая масса выброса Мiг=3,6Мiсhу10-3 т/год	Норматив удельного выброса Нiув кг/т ут, мг/м3	Годовая нормативно масса выброса Мiг(норм)=Нiув*Вуг т/год	Плата за каждый вид загрязняющего вещества Пл.выбр тыс.руб/ год
твердые частицы	825		0,00		0,00	0,00
диоксид серы (SO2)	330		0,00		0,00	0,00
диоксид азота (NO2)	275	70,1	1539,40	1,26	714,33	84,67
оксид углерода (СО)	5	144,02	3162,68	3,02	28,05	3,16
пятиокись ваннадия (V2О5)	8250		0,00		0,00	0,00
Итого	87,83

Плата за сверх нормативные выбросы производится из прибыли по нормативу платы увеличенному в 5 раз.

Плвыбрсв.норм=?5Нплi*[Мiг-Мiг(норм)]*Кивыбр*10-8=242,6 тыс.руб/год, (104)

Таблица 7

Наименование загрязняющих веществ i	Годовая сверхнормативная масса выбросов Мiсв.норм=Мiг-Мiг(норм) т/год	Плата за сверхнормативные выбросы Плвыбрсв.норм тыс.руб/год
твердые частицы	0	0,0
диоксид серы (SО2)	0	0,0
диоксид азота (NО2)	825,1	226,9
оксид углерода (СО)	3134,6	15,7
пятиокись ванадия (СО)	0	0,0
Итого	242,6

Плата за землю.

Площадь земли по генплану

Площадь земли под производственную площадку

F1=f1*Nу=144800 м2, (105)

- удельная площадь застройки f1=905 м2/МВт производственной

Площадь топливного склада (мазутохранилище)

Fтс(мх)=fтс(мх)*Внг=0 м2, (106)

- удельная площадь топливного склада fтс(мх)=0,00 м2/тыс.тн.т

(мазутохранилище)

Площадь земли, отчуждаемая под золоотвал (твердое топливо)

Fзо=fзо-Внг=0 м2, (107)

- удельная площадь золоотвала fзо=0,00 м2/тыс.тн.т

Площадь водоема (водоохладителя) в оборотной системе технического водоснабжения Fво=fво*Nу=0 га

- удельная площадь вооохладителя fво=0 га/МВт

(водохранилища)

Общий отвод земли под строительство электростанции

F=F1+Fтс+Fзо=144800 м2, (108)

Средняя ставка земельного налога

Средняя ставка земельного налога за производственную площадь для электростанций построенных в черте города или пригородной зоне

Сзн1=Сзн1ср*К2*Ки1зн*10-3=15,7 руб/м2

- средняя базовая ставка (1992г) земельного налога за производственную площадь Сзн1ср=1,5 руб/м2

- коэффициент увеличения средней ставки земельного налога за счет статуса города К2=2,2

- коэффициент инфляции к базовой ставке (1992г) земельного налога за производственную площадь Ки1зн=4750

Средняя ставка земельного налога за земли занятые водоохладителем

Сзнво=Сзнво(табл)*Ки2зн=0 руб/га, (109)

- средняя ставка земельного налога за земли занятые водоохладителем Сзнво(табл)=0 руб/га

- коэффициент инфляция к ставке земельного налога за земли, занятые водоохладителем Ки2зн=0

Плата за землю

Пл.зем=(Сзн1*F+Сзнво*Fво)*10-3=2269,7 тыс.руб/год, (110)

Другие (прочие) отчисления

Идр=(Ндр/100)*Кст=18453 тыс.руб/год, (111)

- норматив других (прочих) отчислений Ндр=1%

Прочие затраты (всего)

Ипр=Ирем+Иси+Пл.выбр+Пл.зем+Идр=98311,1 тыс.руб/год, (112)

13.7.6 Годовые издержки электростанции по экономическим элементам затрат

И=Итопл+Имз+Иот+Исоц.н+Иа+Ипр=1113236,6 тыс.руб/год

13.7.7 Калькуляция проектной себестоимости электрической и тепловой энергии

Коэффициент распределения затрат на электрическую энергию

Крэ=Вуэ/Вуг=0,448, (113)

- годовой расход условного топлива на отпуск электрической энергии с учетом собственных нужд Вуэ=254,2 тыс.тут/год

Годовые издержки, отнесенные на отпуск электрической энергии

Иэ=Крэ*И=499152,9 тыс.руб/год

Годовые издержки, отнесенные на отпуск тепловой энергии

Ит=И-Иэ=614083,7 тыс.руб/год

Себестоимость производства электроэнергии

Sоэ=Иэ/Wо=558,94 руб/МВт.ч, (114)

- отпуск электроэнергии с шин электростанции Wо=893,04 тыс.МВт.ч/год

Себестоимость отпущенной тепловой энергии

Sот=Ит/Qотпг=76,24 руб/ГДж, (115)

- общий годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ Qотпг=8055,1 тыс.ГДж

Таблица 8 - Калькуляции и затрат и себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ

Наименование статей затрат	Годовые издержки производства	Электрическая энергия	Тепловая энергия
	Величина тыс.руб/год	Структура затрат %	Издержки по отпуску Иэ	Себестоимость отпущенной эл. Энергии Sоэ	Издержки по отпуску Ит	Себестоимость отпущенной теп. Энергии Sот
Топливо на технологические цели	879933,6	79,04	394544,5	441,80	485389,1	60,26
Материальные затраты (без учета топлива)	2159	0,19	968,2	1,08	1191,2	0,15
Затраты на оплату труда	57743,9	5,19	25891,2	28,99	31852,7	3,95
Отчисления на социальные нужды	15302,1	1,37	6861,2	7,68	8441,0	1,05
Амортизация основных средств	59786,5	5,37	26807,0	30,02	32979,4	4,09
Прочие затраты	98311,1	8,83	44080,7	49,36	54230,4	6,73
Итого:	1113236,641	100,00	499152,9	558,94	614083,7	76,24

Таблица 9 - Технико-экономические показатели ТЭЦ

Наименование показателя	Условные обозначения	Размерность	Результат расчетов
Установленная мощность станции	Nу	МВт	160
Часовой отпуск пара на производство с коллекторов ТЭЦ	Dп	т/ч	300
Часовой отпуск теплоты на отопление и горячее водоснабжение с коллекторов ТЭЦ	Qтэц	ГДж/ч	1000
Суммарный часовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин	Qотбч	ГДж/ч	570
Часовая пиковая нагрузка, покрываемая пиковыми водогрейными котлами	Qпик	ГДж/ч	430
Число часов использования установленной мощности	hу	Ч	6100
Число часов использования производственных отборов в течении года	hп	Ч	6000
Число часов использования отопительных отборов в течении года	hот	Ч	5280
Число часов использования пиковой нагрузки	hпик	Ч	850
Общий годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ	Qотпг	тыс.ГДж/год	8055,1
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды в целом по ТЭЦ	Ксн	%	8,5
Удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск электрической энергии	Кснээ	%	3,71
Годовой отпуск электрической энергии с шин станции	Wо	тыс.МВт/год	893,04
Абсолютные вложения капитала в строительство станции	Кст	тыс.руб	1845261
Удельные вложения капитала	Куд	руб./кВт	11532,88
Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии	bоэ	г у.т/кВт ч	284,65
Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты	bот	кг у.т./ГДж	38,82
Коэффициент использования топлива	?топл	%	67,78
Коэффициент обслуживания	Коб	пр.МВт/чел.	0,546
Среднемесячная заработная плата одного работника	ЗПср	руб./мес	16423,2
Цена одной тонны условного топлива	Цу	руб./т у.т.	1552,1
Себестоимость отпущенной электроэнергии	Sоэ	руб./МВт.ч.	558,94
Себестоимость отпущенной тепловой энергии	Sот	руб./Гдж	76,24

Библиографический список

1 Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. Минэнерго СССР. М., 1981 г.

2 НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ. Паротурбинные установки. Каталог 75-79.

3 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. Энергия. 1977 г.

4 НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ. Котлы большой мощности. Каталог 13-18. М., 1980 г.

5 НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ. Теплообменное оборудование. Каталог 18-2-76 и 8-78, часть 1 и 2.

6 НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ. Специальная арматура и электроприводы. Редукционно- охладительные установки.

7 Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. Энергия. 1973г.

8 Григорьев, В.А., Тепловые и атомные электрические станции. Справочник./ Григорьев В.А. Зорин В.М. - М.: Энергоатомиздат. 1989 г.

9 Александров, А.Л., Термодинамические свойства воды и водяного пара. / Александров А.Л. Ривкин С.Л. - М.: Энергия. 1982 г.

Размещено на Allbest.ru