Студопедия

Главная страница Случайная страница

Разделы сайта

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника






Волго-Вятский экономический район


Стр 1 из 2Следующая ⇒




области: Нижегородская, Кировская

республик и: Марий-Эл, Мордовия, Чувашия

Центрально-Черноземный экономический район

облает и: Белгородская, Воронежская, Курская, Липецкая, Там­бовская

Поволжский экономический район

области: Астраханская, Волгоградская, Самарская, Пензенская, Саратовская, Ульяновская

республики: Калмыкия, Татарстан

Северо-Кавказский экономический район

облает и: Ростовская

края: Краснодарский, Ставропольский

республики: Адыгея, Карачаево-Черкесия, Дагестан, Кабарди­но-Балкария, Осетия, Чечня, Ингушетия

Уральский экономический район

области: Курганская, Оренбургская, Пермская, Свердловская. Челябинская

р е с п у б л и к и: Башкирия (Башкортостан), Удмуртия

Западно-Сибирский экономический район

о б л а с г и: Кемеровская, Новосибирская, Омская, Томская, Тюмен­ская

края: Алтайский

округа: Ханты-Мансийский, Ямало-Ненецкий республик и: Горно-Алтайская

Восточно-Сибирский экономический район

о б л а с т и: Иркутская, Читинская края: Красноярский

округа: Таймырский, Эвенкийский, Усть-Ордынский Бурятский, Агинский Бурятский

республики: Бурятия, Тува, Хакасия

Дальневосточный экономический район

области: Амурская, Магаданская, Сахалинская, Камчатская, Ев­рейская автономная

края: Приморский, Хабаровский

округа: Корякский, Чукотский

республики: Якутия-Саха

 

Приложение 5

Климатические данные отдельных населенных пунктов.

Продолжительность отопительного периода

Населенные пункты Температура наружного воздуха, оС Продолжительность отопительного периода, час
расчетная для отопления средняя за отопительный период
       
1. Ангарск -40 -9, 4  
2. Анадырь -41 - 11, 3  
3. Архангельск -32 - 4, 7  
4. Арзамас - 29 - 4, 9  
5. Астрахань -22 - 1.6  
6. Барнаул -39 - 8, 3  
7. Белгород - 23 - 2, 2  
8. Березники -35 - 6, 3  
9. Бийск -38 - 8.7  
10. Биробиджан - 31 - 10, 3  
11. Благовещенск - 34 - 11.5  
12. Братск -43 - 10, 3  
13. Брест - 20 + 0, 4  
14. Брянск - 24 -2.6  
15. Верхоянск -60 - 22  
16. Вильнюс - 23 -0.9  
17. Владивосток - 25 -4, 8  
18. Владимир - 27 - 4, 5  
19. Волгоград - 22 - 3.4  
20. Вологда - 31 - 4.8  
21. Воркута - 41 -9, 9  
22. Воронеж - 25 - 3.4  
23. Горно-Алтайск - 33 -7.4  
24. Грозный - 16 +0.4  
25. Екатеринбург - 31 -6.4  
26. Енисейск - 47 -9, 8  
27. Ереван - 19 -0.9  
28. Иваново - 28 -4, 4  
29. Ижевск -34 -6, 0  
30. Иркутск -38 -8, 9  
31. Казань -30 -5, 7  
32. Калининград - 18 + 0, 6  
33. Калуга - 26 -3, 5  
34. Караганда - 32 -7, 5  
35. Кемерово - 39 -8, 8  
36. Киев - 21 - 1.1  
37. Киров - 31 - 5, 8  
38. Кишинев - 15 + 0, 6  
39. Комсомольск- на-Амуре - 34 - 11, 2  
40. Кострома -30 -4, 5  
41. Краснодар - 19 + 1, 5  
42. Красноярск -40 -7, 2  
43. Курган -34 -8, 7  
44. Курск -24 -3, 0  
45. Липецк -26 -3, 9  
46. Минск -25 - 1, 2  
47. Москва -25 -3, 2  
48. Мурманск - 28 -3, 3  
49. Нижний Новгород -30 -4, 7  
50. Новокузнецк -38 - 7, 9  
51. Новосибирск -39 -9, 1  
52. Норильск -46 -14, 3  
53. Омск -37 - 7, 7  
54. Оренбург - 29 - 8, 1  
55. Орел - 25 -3, 3  
56. Пенза - 27 - 5, 1  
57. -Пермь -34 -6, 4  
58. Петрозаводск -29 - 2, 9  
59, Петропавловск-      
Камчатский -23 - 1.0  
60. Псков - 2, 6 + 2, 0  
61. Рига -20 -0, 6  
62 Ростов-на-Дону - 22 - 1, 1  
63 Рязань -27 - 4, 2  
64. Салехард - 41 - 11.0  
65. Самара - 27 -6, 1  
66. Санкт-Петербург - 25 - 2, 2  
67. Саранск -28 - 4, 9  
68. Саратов - 25 + 5, 0  
69. Севастополь - 11 + 4, 4  
70. Смоленск -26 - 2, 7  
71. Сочи - 3 + 5, 9  
72. Ставрополь - 18 +0, 3  
73. Сургут -40 - 9, 7  
74. Сызрань -29 - 5, 4  
75. Таганрог -24 -0, 8  
76. Тамбов - 27 - 4, 2  
77. Тверь - 29 -3, 7  
78. Тобольск - 36 -7, 0  
79. Тольятти - 29 -5, 4  
80. Томск -40 -8, 8  
81. Тула - 28 -3, 8  
82. Тюмень - 35 -5, 7  
83. Улан-Удэ -33 - 10, 6  
84. Ульяновск - 31 - 5, 7  
85. Уфа - 29 - 6, 4  
86. Хабаровск - 32 - 10, 1  
87. Чебоксары - 32 - 5, 4  
88. Челябинск - 29 -7, 1  
89. Череповец -3! - 4, 3  
90. Чита - 32 - 11, 6  
91. Элиста - 23 - 1, 8  
92. Южно- Сахалинск - 24 -4, 3  
93. Якутск - 55 - 19, 5  
94. Ярославль - 31 -4, 5  

 

Приложение 6

Зависимость числа часов использования пиковых водогрейных котлов от продолжительности отопительного периода

Район Число часов ис­пользования ото­пительного отбора hот, ч Число часов ис­пользования пико­вой нагрузки, hпик, ч
Юг Европейской части    
Центр Европейской части Северо-Запад, Урал. Поволжье Волго-Вятский 510.0  
Западная Сибирь, Дальний Восток    
Восточная Сибирь. Дальневос­- точный, Европейская часть России, расположенная севернее полярного круга и приравненная к ним    

 

Приложение 7

Таблица I

Удельный расход электрической энергии на собственные нужды

Давление пара перед турбиной Тип турбины
Т ПТ Р
тв.топл. г-м тв.топл. г-м тв.топл. г-м
Ро = 8, 82 МПа (90 кгс/см2) Ро = 12, 7 МПа (130 кгс/см2) 11-12 9, 5-10, 5 8, 8-9, 6 7, 6-8, 4 12-14 9, 5-12 9, 6-11, 2 7, 6-9, 6 14-16, 5 13-16, 3 12-13, 2 11, 2-12, 8
Ро = 23, 5 МПа (240 кгс/см2) 5, 1-5, 6 3, 6-3, 9 - - - -

 

Т аблица2

Удельный расход электрической энергии на собственные нужды, приходящийся на

производство электрической энергии, Кээс н (в % от выработки электроэнергии)

Начальное давление пара перед турбиной Тип турбины  
Т ПТ Р  
тв.топл. г-м тв.топл. г-м тв.топл. г-м  
Ро = 8, 2 МПа (90 кгс/см2) 3, 9-6, 5 3, 1-5, 2 4, 2-7, 8 3, 4-6, 2 6, 2-7 5-5, 4  
Ро = 12, 7 МПа (130 кгс/см2) 3, 4-5, 7 2, 7-4, 6 3, 2-5, 3 2, 6-4, 2 5, 8-6, 2 4, 6-5, 0  
Ро = 23, 5 МПа (240 кгс/см2) 1, 5-2, 9 1, 1-2, 0 _   _ _  

 

Приложение 8

Топливные характеристики для определения расхода условного топлива энергетическими котлами

 

Тип турбоагрегата Расход условного топлива, Вку = (bxx nт Tр + а Dгп +ß Qго т + ß н аг р Wв)к, т у.т./год
   
ПТ-25-90 Вку = (2, 06 пТ Тр + 0, 0476 Dгп + 0, 0102Qго т + 0, 384 Wв)к
ПТ-50-90 Вку = (3, 18 пТ Тр + 0, 07 Dгп + 0, OI48QZ, + 0, 352 Wв)k
ПТ-60-130 Вку = (4, 0 пТ Тр + 0, 065 Dгп+ 0, 0153QqT + 0, 325 Wв)k
ПТ-50-130/7 Вку = (3, 26 пТ Тр +0, 06151 Dгп +0.0l23QoT + 0, 3343 Wв)k
ПТ-80-130 Вку =(2, 42 пТ Тр + 0, 0665 Dгп+0.0088Q*T + 0, 348 Wв)k
ПТ-135-130 Вку =(8, 6 пТ Тр + 0, 073 Dгп + 0, 0144QqT +0, 267 Wв)k
Т-25-90 Вку = (1, 02 пТ Тр + 0, 0167 Qго т + 0, 3841 Wв)k
Т-50-90 Вку = (1, 9 пТ Тр + 0, 0167 Qго т + 0, 38 Wв)k
T-50-130 Вку = (4, 1 пТ Тр + 0, 010 Qго т + 0, 317 Wв)k
Т-110/120-130 Вку = (6, 3 пТ Тр + 0, 0107Qго т + 0, 3I4 Wв)k
Т-175/210-130 Вку = (10, 5 пТ Тр + 0, 0102Qго т + 0, 305 Wв)k
Т-180/215-130 Вку = (12, 1 пТ Тр + 0, 0076 Qго т + 0, 294 Wв)k
Т-250/300-240 Вку = (15, 3 пТ Тр +0, 0114 Qго т + 0, 271 Wв)k

 

Примечани я:

1) обозначения величин топливной характеристики приведены в по­яснениях к формуле (41);

2) при подсчете расхода условного топлива в т у.т./год в топливную характеристику необходимо подставить

Dгп - в т/год; Wв - в МВт ч/год; Qго т - в ГДж/год;

3) при подсчете расхода условного топлива a n> ic. г у.тЛод размерность величин подставляется в соответствии с рекомендациями к формуле (41).

 

 

Приложение 9

Предельные нормы естественных потерь топлива «меч, %

Потери Торф куско­ вой Торф фрез. Каменный уголь ку­сковой Уголь мелочь Мазут Бурые угли
1. При перевозках но железной дороге 0, 6 1, 25 0, 8 1, 0 0, 25 0, 8
2. При разгрузке из вагонов и сливе из цистерн 0, 15 0, 5 0, 1 0, 2 0, 05 0, 2
3. При перевозке на складах скреперами. кранами, при погрузке в складские бункера, углевозы и вагоны 0, 15 0, 5 0, 2 0, 3   0, 3
4. При хранении на складе в течение года 2, 0 3, 0 0, 2 0, 3 - 0, 5
5. При транспорти­- ровке от склада до бункеров котельной 0, 1 0, 3   - 0, 1 - 0, 2
Итого 3.0 5.55 1, 3 1, 9 0, 3 2, 0

 

Приложение 10

Ориентировочные договорные цены на мазут на 01.01.95 г.

Наименование и марка Поясные цены на 1 т нату­рального топлива, тыс. руб.
  ккал/кг кДж/к1 I пояс II пояс III пояс
Топливо нефтяное (мазут)
40, 40 В с содержанием серы не более 0, 5%     172.5 187, 5  
40 с содержанием серы не более 1, 0%         197, 5
40, 40 В с содержанием серы не более 2, 0%         192.5
40 с содержанием серы не более 3, 5%         187, 5
100, 100 В с содержанием серы не более 0, 5%         197, 5
100 с содержанием серы не более 1, 0%     167, 5 182, 5  
100, 100 Вс содержанием серы не более 2%     162, 5 177, 5  
100 с содержанием серы не более 3.5%     157, 5 172, 5  

Поясное деление приведено в прил. 11

 

Приложение 11

Поясное деление договорных цен на мазут по России

Номер пояса Наименование республики, края, области
I Республики: Башкирия, Бурятия, Калмыкия, Татарстан, Тува, Удмуртия; Края: Алтайский, Красноярский, При­морский, Хабаровский; Области: Амурская, Астрахан­ская, Волгоградская, Иркутская, Камчатская. Кемеров­ская, Курганская, Магаданская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Пензенская, Пермская, Самарская, Сара­товская, Сахалинская, Свердловская, Тюменская, Улья­новская, Челябинская, Читинская
II Республики: Коми, Марий-Эл, Мордовия Чувашия Области: Нижегородская, Кировская
III Республики, края, области Российской Федерации (кроме отнесенных к I и II поясам)

 

Приложение 12

Ориентировочные договорные цены на природный газ (на 01.01.95 г.)

Республики, края, области Цена, тыс. pvo./тыс. м3
Для электростанций в районе Уренгоя 30, 6
Для электростанций в районе Сургута 56, 1
Тюменская обл. 76, 5
Коми, Красноярский край (г. Норильск), Сахалинская обл.. Оренбургская обл., Курганская обл., Якутия-Саха 107, 1
Сведловская обл., Пермская обл., Удмуртия, Челябин­ская обл. 132, 6
Алтайский край. Иркутская об i. Кемеровская обл., Новосибирская обл.. Томская обл. 137, 7
Республики: Да1естан, Кабардино-Балкария, Осетия, Ингушетия, Чечня. Ставропольский край. Ростовская обл.  
Все остальные 142, 8

П р и м ечан и я:

1. В ценах учтены все расходы по транспортировке газа.

2. Цены установлены при расчетной удельной теплоте сгорания Qрн = 34330 кДж/м3 (8200 ккал/м3).

3. При Qрн больше или меньше 34330 кДж/м3 на 420 кДж/м3 и более договорную цену в прил. 12 корректируют по формуле (61).

4. В I квартале 1995 г. рост цены на газ составил около 10% ежемесячно.

 

Приложение 13

Ориентировочные договорные цены на некоторые виды угля на 01.01.95 г.

 

Наименование бассейнов и месторождений углей Марки, классы Удельная теплота сгорания, Qрн Цена топлива, тыс. руб./т н.т.
кДж/кг ккал/кг
         
1. Донецкий ГР ГМСШ ДР дмсш ТР АРШ АСШ     108, 6 85, 8 85, 8 74, 4 107, 7 94, 2
2. Кузнецкий ГР ГКО гомсш ССР ссом ссомсш ТР ТОМСШ ДР ДСШ Шлам     55.2 74, 2 55, 2 68, 4 57, 6 49, 5
3. Подмосковный БР БК БО БОМСШ БР     40, 8 50, 2 50, 2 40, 5 41, 3
4. Печорский (Воркутинский, Интинский) ЖР КР ЖСШ Ж-промпрод. Ж-шлам ДР     103, 2 92, 7 42, 9 35, 7 56, 1
5. Кизеловский ЖР ГР ГМСШ     96, 9 69, 3 63, 3
6. Свердловский Буланашское (Егоршинское) Богословское (Золчанское)        
ГР     69, 9
       
БР     21, 9
       
7. Челябинский БР Б-концентрат БМСШ     53, 5
8. Башкирский, Бабаевское, Тюльчанское БР Брикет БУ Бой брикета     12, 9 40, 2 36, 3
9.Черногорское (Хасанский)   Тувинское ДКО ДОМ ДМСШ КЖР     59, 9 49, 8 33, 6 41, 7
10. Черемховский ДР ДКО ДМСШ Д-концентрат Д-концентрат 0-13     21, 9 51, 6 21, 0 43, 5 24, 0
11. Канско-Ачинский (Ирш-Бородинское, Назаровское, Бере- зовское) БР     13, 8
12. Читинский (Букачитинское) Черновское, Хара- норское, Гусино- озерско, Азейское Райчихинское ГР      
       
БР     17, 7
       
БР     18, 3
БЛК      
БО      
БМСШ      
13. Приморский ДР     70.4
(Партизанское)        
Подгородненское ТР     76.9
Ургальское ГР     65, 3
Липовецкое        
Артемовское ДР     67, 8
Тавричанское Ретгиховское Чихезское        
Смоляниновское БР      
Лучегорское БП      
(Бикинское)        
Шкотовское БК     64, 5
  БКО     55, 2
  БО     58, 9
  БОМ     69, 3
  БОМСШ     49, 5
Сахалинское ГР     100, 4
  ГМСШ     99, 2
  ДР     95, 1
  БР     83, 6
  Д     99, 3
14. Карагандинский К2Р     60, 4
  KCШ     55, 2
  Промпродукт     42, 3
КУУ-Чекинское К2Р     37, 8
15. Экибастузский ССР     18, 9
  ССР     10, 9
  ССР      
  ССР      
16.Якутский СангарскоеДжебарини-Хая ДР     107, 1
Нерюнгринское юяук ССР     101, 4
Кангаласское БР     74, 4
Зырянское 17. Магаданский ЖР     113, 7
Аркагалинское Тал-Юряхское Бухта Угольная ДР ГР     69, 9 83, 1
(Бринговское)        
Анадырское БР     62, 1
Галимовское (Омсукчанское) ДР     77, 4

 

Приложение 14

Ориентировочные тарифы на железнодорожные перевозки энергетического топлива.

Стоимость перевозки 1 т натурального топлива в зависимости от рас­стояния, тыс. руб./т н.т. на 01.01.95 г.

Расстояние, км                
Топливо " уголь" 5, 5 6, 5 8.8 11.3   16, 2 21, 8 29, 5
                 
Расстояние, км                
Топливо " уголь" 33, 3 39, 3 43, 7 51, 7 64, 8 94, 5 113, 1  

 

Приложение 15

Укрупненные нормативы численности промышленно-производственного

 

 

персонала ТЭЦ с турбоагрегатами Nн < 120 МВт и котлами Dнк < 500 т/ч

Мощность турбо­агрегата, МВт Производительностъ котлов. т/ч Вид топли­ва Количество турбоагрегатов
               
                    II
15-25   уголь мазут газ                
    уголь мазут газ                
50-60   уголь мазут газ                
60-110   уголь мазут газ                
80-110 480-500 уголь мазут газ                

Примечание. При наличии водогрейных котлов дополнительно предусматривается на первый котел 8 чел., на каждый последующий-2 чел.

 

Приложение 16.

Удельная численность промышленно-производственного персонала ТЭЦ с котлами 500 т/ч и выше и турбоагрегатами 120 МВт и выше.

 

- удельная численность промышленно-производственного персонала

- установленная мощность станции.

Приложение 17

Районные коэффициенты к заработной плате Кр зп

Наименование республик, краев, областей России Районный коэффициент
Экономические районы: Северо-Западный, Центральный. Вол­го-Вятский, Центрально-Черноземный. Поволжский, Северо- Кавказский 1.0
Алтайский край; Башкортостан; Вологодская, Кемеровская, Киров­ская, Курганская, Новосибирская, Омская Оренбургская, Пермская, Свердловская, Челябинская области 1, 15 - 1, 2
Иркутская обл., Красноярский край, Тюменская обл. (южнее 60-й параллели), Хабаровский край (южная часть). Читинская обл.. Амурская обл., Приморский край (южная часть) 1, 2
Коми, Архангельская обл., Приморский край (северный район) 1, 3- 1, 4
Сахалинская обл.(южные районы), Хабаровский край (северные районы). Иркутская обл. (северные районы), Братск 1, 4- 1, 6
Тюменская обл., Сургут, Ханты-Мансийский нац. округ, Мага­данская обл. и другие районы, приравненные к северным со слож­ными климатическими условиями, и особо отдаленные трудные районы 1, 7-2, 0

Примечание. Перечень районных коэффициентов неполный. При нали­чии дополнительных данных по регионам страны необходимо применять действую­щие на данный период времени районные коэффициенты к заработной плате (Кр зп).

Приложение 18

Средние базовые ставки земельного налога в городах

и других населенных пунктах, руб / м2 (на 01.01.92 г.) [3]

Экономические районы Численность населения (тыс. чел.)
до 20   20-50 50- 100- 250- 500- 1000- свыше
Северный 0, 5 1, 1 1, 2 1, 4 1, 5 - - -
Северо- Западный 0, 9 1, 4 1, 6 1, 7 1, 9 - - 3, 5
Центральный 1, 0 1, 5 1, 7 1, 8 2, 0 2, 3 - 4, 5
Волго-Вятский 0, 8 1, 3 1, 5 1, 6 1, 8 - 2, 4 -
Центрально­- черноземный 0, 9 1, 4 1, 6 1, 7 1, 9 2, 2 - -
Поволжский 0, 9 1, 4 1, 6 1, 7 1, 9 2, 2 2, 5 -
Северо- Кавказский 0, 8 1, 3 1, 5 1, 6 1, 8 2, 1 2, 4 -
Уральский 0, 7 1, 2 1, 4 1, 5 1, 7 2, 0 2, 3 -
Западно- Сибирский 0, 6 1, 2 1, 3 1, 5 1, 6 1, 9 2, 1 -
Восточно- Сибирский 0, 5 1, 1 1, 2 1, 4 1, 5 1, 8 - -
Дальневос­- точный 0, 6 1, 2 1, 3 1, 5 1, 6 1, 9 - -

 

Коэффициент инфляции к базовым ставкам (1992 г.)

Год            
Коэффициент инфляции            

 

 

Приложение 19

Нормативные удельные расходы условного топлива на отпущенную электроэнергию

(по нормативным энергетическим характеристикам)

Таблица 1

Нормативный удельный расход условного топлива

на отпущенную электроэнергию для турбин типа ПТ, Ь э(н) о , г у.т./кВт ч

Число часов испо­льзования устано­вленной мощности hу, ч Число часов испо­льзования отопитель­ного от­бора hот , Ч ПТ-60/75-130/13 при N =60 М Вт ПТ-80/100/130/13 при N = 80 МВт ПТ-135/165-130/15 при N = 135 МВт
hу = 4000 ч hу = 5000 ч hу = 6000 ч hу = 4000 ч hу = 5000 ч hу = 6000 ч hу = 4000 ч hу = 5000 ч hу = 6000 ч
        -     -     -
        -     -     -
      - -   - -   - -
                     
                     
        -     -     -
        -   - -     -
                     
        2IS         . 224  
                     
                  . 213  
                     
                     
                     
                     

 

Продолжение прил. 19

Таблица 2

Нормативный удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию

для турбин типа Т, bэ(н)o, г/кВт ч

  Т-60/60-130 при N = 60 МВт Т-110/120-130 при N =110 МВт Т-175/210-130 при N = 175 МВт Т-250/300-240 при N = 250 МВт
hот , ч hу = 5000 hу= 6000 hу = 6500 hу = 5500 hу = 6000 hу = 6500 hу = 5500 hу = 6000 hу = 6500 hу = 5500 hу = 6000 hу = 6500
  ч ч ч ч ч ч ч ч ч ч ч ч
                hу245        
                         
                         
                         
  -     -     -     - ' 178  
  - -   - -   -     -    

 

 

Таблица 3

Нормативный удельный расход условного т оплива

на отпущенную электроэнергию для турбин типа Р, bэ(н)o, г/кВт ч

 

Тип турбины Коэффициент среднегодовой
  1, 0 0, 9 0, 8 0, 7 0, 6
Р-50-130/13          
Р-100-130/15          

 

 

Приложение 20

 

Среднеотраслевые технико-экономические показатели

(для сравнения) в зависимости от типа турбин

Тип турбин без учета коэфф. и тыс. руб./кВт Удельный расход условного топлива Удельный расход электроэнергии на собств. нужды
, % , %
г/кВт*ч кг/Гдж кг/Гкал
ПТ-60-130/13 650-900 283, 7 42, 2 176, 8 11, 2 5, 6
ПТ-50-130/7 750-930 279, 5 42, 1 176, 4 11, 2 5, 6
ПТ-80-130/13 700-850 274, 3 42, 6 178, 5 10, 9 5, 4
ПТ-135-130/15 450-510 265, 8 41, 8 175, 1 10, 7 5, 6
Т-50-130 550-680 269, 5 42, 5 178, 1 10, 2 5, 0
Т-110-130 480-560 266, 4       5, 3
Т-175-130 480-560   41, 3   9, 95 5, 0
Т-250-240 380-500 246, 2 41, 2 172, 6 5, 35 2, 2
Р-50-130 400-560 165, 5 42, 1 176, 4 15, 1 7, 6
Р-100-130 350-400   41, 8 175, 1 12, 1 6, 0

 

Приложение 21

Ввод компьютерную программу исходных данных для расчета технико-

экономических показателей работы ТЭЦ (часть 1)

Наименование Обозначение Величина
     
АБСОЛЮТНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ КАПИТАЛА В СТРОИТЕЛЬСТВО ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ 1. Установленная мощность станции 2. Коэффициент на территориальный район строительства 3. Коэффициент, зависящий от системы технического водоснабжения 4. Коэффициент инфляции 5. Капиталовложения в головной блок, млн. руб. 6. Капиталовложения в каждый поступающий блок, млн. руб 7. Число блоков 8. Капиталовложения в каждый пиковый водогрейный котел, млн. руб. 9. Количество пиковых водогрейных котлов, шт. ГОДОВОЙ ОТПУСК ПАРА И ТЕПЛОТЫ С КОЛЛЕКТОРОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (по данным расчета тепловой схемы) 10. Часовой отпуск пара на производство из отборов турбин, г/ч 11. Число часов использования производственных отборов турбин, ч. 12. Энтальпия пара производственного отбора, кДж/кт 13. Энтальпия конденсата, возвращаемого с производ­ства 14. Доля возврата конденсата с производства 15. Часовой расход пара в верхний отопительный отбор одной турбины из расчета сетевой подогревательной установки, т/ч 16. Энтальпия пара в верхнем отопительном отборе тур­бины, кДж/кг 17. Энтальпия насыщения конденсата греющего пара верхнего отопительного отбора, кДж/кг 18. КПД сетевого подогревателя (относят, величина) 19. Количество установленных турбин 20. Число часов использования отопительного отбора, ч 21. Коэффициент использования верхнего отопительного отбора в течение отопительного периода 22. Часовой отпуск пара в нижний отопительный отбор одной турбины, т/ч 23. Коэффициент использования нижнего отопительного отбора турбины в течение отопительного периода 24. Часовой отпуск теплоты на отопление и горячее водо­снабжение с коллекторов ТЭЦ (по заданию), ГДж/ч 25. Энтальпия пара в нижнем отопительном отборе тур­бины, кДж/кг 26. Энтальпия насыщения конденсата греющего пара нижнего отопительного отбора, кДж/кг 27 Число часов использования пиковой отопительной нагрузки, ч ГОДОВОМ ОТПУСК ТЕПЛОТЫ С КОЛЛЕКТОРОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ 28. Часовой отпуск пара на производство с коллекторов ТЭЦ, т/ч 29. Число часов использования производственных отборов турбин, ч ­ 30. Суммарный часовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин. ГДж/ч 31. Число часов использования отопительной нагрузки отборов, ч 32. Суммарный часовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ от водогрейных котлов (пиковая нагрузка), ГДж/ч 33. Число часов использования водогрейных котлов (пи­ковой отопительной нагрузки), ч ВЫРАБОТКА И ОТПУСК ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ 34. Число часов использования установленной мощности, ч 35. Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, % 36. Удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты кВт ч/ ГДж ГОДОВОЙ РАСХОД ПАРА НА ТУРБИНЫ (по данным расчета тепловой схемы) 37. Энтальпия пара перед турбиной, кДж/кг 38. Энтальпия пара до промежуточного перегрева, кДж/кг 39. Энтальпия пара после промежуточного перегрева, кДж/кг 40. Энтальпия пара в конденсаторе турбины, кДж/кг 41. Суммарный расход пара на регенеративный подогрев Конденсата и питательной воды, т/ч 42. Расход пара на турбину, т/ч 43. Коэффициент расхода пара на холостой ход 44. Электромеханический КПД (относительная величина) 45. Число часов работы турбины в течении года, ч ГОДОВОЙ РАСХОД ПАРА ИЗ КОТЛОВ (по данным расчета тепловой схемы) 46. Доля пара, учитывающая утечки в тепловой схеме станции 47. Доля продувки ГОДОВОЙ РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА (по данным расчета тепловой схемы) 48. Коэффициент, учитывающий дополнительный расход топлива при неустановившемся режиме 49. Энтальпия котловой воды, кДж/кг 50. Энтальпия питательной воды после последнего ПВД, кДж/кг 51. КПД котла (относительная величина) 52. Доля общего потока пара, поступающего во вторичный перегрев 53. Энтальпия пара после ромежуточного перегрева, кДж/кг 54. Энтальпия пара до промежуточного перегрева, кДж/кг 55. Коэффициент, учитывающий неустановившийся режим работы ПВК 56. КПД пикового водогрейного котла (относительная величина) 57. Коэффициент, учитывающий дополнительный расход топлива, связанный с неустановившимися режимами работы при отпуске теплоты ГОДОВОЙ РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА (по топливной характеристике) 58. Количество установленных турбин, шт. 59. Расход топлива на холостой ход основного оборудо­вания, т у.т./ч 60. Удельный расход топлива на тонну пара производ­ственного отбора, т у.т./т пара 61. Удельный расход топлива на единицу теплоты отопи­тельного отбора, т у.т./ГДж 62. Относительный прирост расхода топлива при возрас­тании нагрузки, т у.т./МВт ч 63. Поправочный коэффициент на вид сжигаемого топлива 64. КПД водогрейного котла (относительная величина) (принимается 0, 88-0, 91) 65. КПД энергетического котла (относительная величина) 66. Число часов работы блока в течение года (принима­ется 7000-8000), ч РАСХОД НАТУРАЛЬНОГО ТОПЛИВА 67. Удельная теплота сгорания натурального топлива, сжигаемого в энергетических котлах, кДж/кг (кДж/м3) 68. Предельная норма естественных потерь топлива для энергетических котлов, % 69. Удельная теплота сгорания натурального топлива. сжигаемого в водогрейных котлах, кДж/кг(кДж/м3 70. Предельная норма естественных потерь топлива для водогрейных котлов, %       SDпч hп hn tк а Dвоч hво τ во   ɳ сп nт hoт   Kвоис п DH0ч Kноис п   Qтэцч   hно τ но   hпик     Ʃ Dпч hп EQотч hот   Qпикч hпик   hу Ксн Wтсн   hо h``вп h`вп hк Ʃ Dре г   Dт х ɳ эм Тр     аут ß пр     K1   hкв hпв ɳ к авп h``вп h`вп K2 ɳ вк K3   nт Ьхх а ß ß нагр К ɳ вк ɳ к Тр   Qрн   апот   Qрн   апот  

 

Приложение 22

Результаты расчетов на ПЭВМ

технико-экономических показателей электростанции (часть 1)

Наименование Обоснова ние расче­та (номер формулы) Обозна­ чение Вели­ чина
       
ВЛОЖЕНИЯ КАПИТАЛА В СТРОИТЕЛЬСТВО ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (АБСОЛЮТНЫЕ И УДЕЛЬНЫЕ) 1. Абсолютные вложения капитала в строитель­ство блочных электростанций, млн. руб. (2), (3), (4), (5) Кст  
2. Удельные вложения капитала, тыс. руб./кВт (7) КуД  
ГОДОВОЙ ОТПУСК ТЕПЛОТЫ И ПАРА С КОЛЛЕКТОРОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (по данным расчета тепловой схемы) 3. Часовой отпуск теплоты из верхних отопи­тельных отборов турбин. ГДж/ч   (17)   Ʃ Qвоч  
4. Часовой отпуск теплоты из нижних отопи­тельных отборов турбин, ГДж/ч (18) Ʃ Qноч  
5. Часовой отпуск теплоты в виде горячей воды из пиковых водогрейных котлов, ГДж/ч (20) Ʃ Qпикч  
6. Годовой расход пара из производственных отборов всех турбин, тыс. т/год (11) Dгп  
7. Годовой расход пара в верхние отопительные отборы турбин, тыс. т/год (28) Dгво  
8. Годовой расход пара в нижние отопительные отборы турбин, тыс. т/год (29) Dгно  
9. Годовой отпуск теплоты на произвол, цели, тыс. ГДж/год (13) Qгп  
10. Годовой отпуск теплоты из верхних отопи­тельных отборов турбин, тыс. ГДж/год (21) Qгво  
11. Годовой отпуск теплоты из нижних отопи­тельных отборов турбин, тыс. ГДж/год (22) Qгно  
12. Суммарный годовой отпуск теплоты в виде горячей воды из верхних и нижних отопитель­ных отборов турбин, тыс. ГДж/год (23) Qгот  
13. Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ за счет водогрейных козлов, тыс. ГДж/год (25) Qгв  
] 4. Общий годовой отпуск теплоты с коллекто­ров ТЭЦ, тыс. ГДж (26), (27) Qго тп  
ГОДОВОЙ ОТПУСК ТЕПЛОТЫ С КОЛЛЕКТОРОВ      
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ      
15. Годовой расход пара из производственных отборов всех турбин, гыс. т/год (11) Dгп  
16. Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ для производственных целей, ГДж/год (12) Qгп  
17. Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин, тыс. ГДж/год (24) Qго т  
18. Годовой отпуск теплоты за счет водогрейных котлов, гыс. ГДж/год (25) Qгвк  
19. Общий годовой отпуск теплоты с коллекто­ров ТЭЦ, тыс. ГДж/год (26). (27) Qго тп  
ВЫРАБОТКА И ОТПУСК      
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ      
20. Годовая выработка электрической энергии. тыс МВтч/год (30) Wв  
21. Годовой расход электрической энергии на собственные нужды, тыс. МВт ч/год (31) Wсн  
22. Годовой расход электрической энергии соб­ственных нужд, отнесенный на отпуск теплоты, тыс. МВт ч/год (32) Wтсн  
23. Годовой расход электрической энергии соб­ственных нужд, отнесенный на отпуск электри­ческой энергии, тыс. МВт ч/год (33) Wэсн  
24. Удельный расход электроэнергии собствен­ных нужд на отпуск электрической энергии, % (34) Kээсн  
5. Отпуск электрической энергии с шин элек­тростанции, гыс. МВт-ч/год (35) Wо  
ГОДОВОЙ РАСХОД ПАРА НА ТУРБИНЫ      
(по данным расчета тепловой схемы)      
26. Удельный расход пара на турбину при чисто конденсационном режиме, кг/кВт (37) dк  
27. Коэффициент недовыработки мощности паром:      
производственного отбора (38) Уп  
верхнего отопительного отбора (38) Уво  
нижнего отопительного отбора (38) Уно  
28. Коэффициент регенерации (39) Кр  
29. Годовой расход пара на турбины, тыс. т/год (36) Dгт  
ГОДОВОЙ РАСХОД ПАРА      
ИЗ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ      
(по данным расчета тепловой схемы)      
30. Годовой расход пара из энергетических кот­лов, тыс. т/год (40) Dгк  
ГОДОВОЙ РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА      
31. Годовой расход условного топлива на энер­гетические котлы, тыс. т у.т./год (4|), (42), (43), (44), Вку  
32 Годовой расход условного топлива пиковы­ми водогрейными котлами, тыс. т у.т./год (45) Ввку  
33. Общий годовой расход условного топлива станцией, тыс. т у.т./год (46) Ву  
34. Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом электрической энергии соб­ственных нужд, тыс. т у.т./год (50) Rт'у  
35. Годовой расход условного топлива на отпуск электрической энергии с учетом электроэнергии собственных нужд, тыс. т у.т./год (51) Вэ’у  
УДЕЛЬНЫЕ РАСХОДЫ      
УСЛОВНОГО ТОПЛИВА. КПД СТАНЦИИ      
36. Удельный расход условного топлива на от­пуск электроэнергии, г у.т./кВт ч (52)  
37. Удельный расход условного топлива на от­пуск теплоты, кг у.т./ГДж (53)  
38. КПД станции по отпуску электрической энергии, % (54) ɳ эо  
39. КПД станции по отпуску теплоты, % (55) ɳ то  
40. Коэффициент использования топлива, % (56) ɳ топл  
РАСХОД НАТУРАЛЬНОГО ТОПЛИВА      
41. Расход натурального топлива энергетиче­скими котлами, тыс. г н.т./год, газ - млн. м3/год (57) вкн  
42. Расход натурального топлива пиковыми водогрейными котлами, тыс. т н.т./год, газ - млн. м3/год (58) ввкн  

П р и м е ч а н и е. В зависимости от вида выполняемых расчетов и специальности следует вводить в компьютерную программу и получать результаты расчетов по следующим позициям:

Наименование

12Следующая ⇒




© 2023 :: MyLektsii.ru :: Мои Лекции
Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
Копирование текстов разрешено только с указанием индексируемой ссылки на источник.