Годовой расход золы и шлака. Выбор оборудования золоулавливания золошлакоудаления

Потребные ёмкости золоотвалов на 1000 кВт установленной мощности принимаем по таблице 9 [4, 17]:

с = 16 м³/год

Ёмкость площадок для шлако- и золоотвалов (из расчёта работы электростанции не менее 25 лет):

, м³;

м³.

Потери тепла с механическим недожогом q₄, % из таблицы 3.25 [5, 183] q₄=1, 5%.

W^р=10, 0 %, А^с=35 % по таблице 2.3 [5, 108-109];

%.

Приведённая зольность топлива:

из [5, 102]; =18.88 МДж/кг по таблице 2.3 [5, 108-109].

.

Коэффициент золоулавливания в зависимости от мощности электростанции и приведённой зольности сжигаемого топлива принимаем из [1, 106-107]:

Для КЭС мощностью 1000-2400 МВт не менее 98 % при приведённой зольности до 4 как в данной работе (см. расчёт). В качестве золоуловителей на станции для очистки газов применяются электрофильтры Þ КПД золоуловителя h_зу=99 %.

Объём дымовых газов поступающих в электрофильтры на одном блоке:

м³/ч =526, 88 м³/с – принимаем на основании расчёта раздела 9 данной работы.

По таблице 10.5 [12, 181] определяем критерий электрофизических свойств:

Gt; 100.

Выбираем скорость дымовых газов 1, 2 м/с [12, 185].

Необходимое сечение корпуса электрофильтра:

, м²;

где: =2 – число параллельно включённых электрофильтров на одном блоке (выбираем равным числу дымососов).

м².

По таблице 10.4 [12, 178] выбираем двухсекционный четырёхпольный электрофильтр ЭГА 2-88-12-6-4 с высотой электрода 12 м, поверхностью осаждения А = 33000 м², средняя напряжённость поля Е = 240 кВ/м ( =285, 6 м²).

Поверхность осаждения одного поля электрофильтра:

4125 м²;

где: =2 – количество секций;

=4 – количество полей.

Расчётная мощность электроагрегата на каждое поле:

, мА;

где: =0, 3 мА/м² – удельный ток при сжигании каменного угля [12, 177].

мА.

Выбираем агрегат АТПОМ-1600 [12, 177], принимая среднее напряжение U = 80 кВ.

Расчётная мощность агрегата питания поля электрофильтра:

кВт.

Расчётная мощность одного электрофильтра (полностью):

кВт.

Часовое количество шлака, удаляемое на станции системой шлакоудаления, определяется по формуле:

, т/ч;

т/ч.

Часовое количество золы, удаляемое на станции системой золоудаления, определяется по формуле:

, т/ч;

т/ч.

Годовой расход шлака на станции:

, т/год;

т/год.

Годовой расход золы на станции:

, т/год;

т/год.

Найдём часовое количество шлака, удаляемое на блоке:

т/ч.

Часовое количество золы, удаляемое на блоке:

т/ч.

Котлы оборудуются механизированными шлакоудаляющими установками непрерывного действия. По данным таблицы 8.24 [5, 578] выбраны шнековые транспортёры, предназначенные для удаления твёрдого и жидкого шлака, с выходом шлака до 2 т/ч, максимальной производительностью 4-8 т/ч, удельные затраты электроэнергии на привод шлакоудаляющего устройства 0, 5¸ 0, 8 кВт× ч/т.

Таким образом, на каждом блоке исходя из расчёта, необходимо установить по одной установке такого типа.

Для удаления золы под золоуловителями устанавливаются золосмывные аппараты непрерывного действия с открытым переливом. На основании данных таблицы 8.25 [5, 578] выбран аппарат АЗ-750 с производительностью по сухой золе 10 т/ч. Потребность – 3 установки на 1 блок.

На электростанции применяется главным образом гидравлическое золошлакоудаление преимущественно по совместной схеме и осуществляется оно безнапорным транспортом по открытым каналам до багерных насосных и напорным транспортом от багерных насосных до золоотвала. Система гидрозолоудаления применяется оборотная с возвратом осветлённой воды для повторного использования [5, 576].

Безнапорный гидротранспорт золы и шлака до насосов осуществляется по открытым каналам, проложенным в полу зольного помещения с некоторым уклоном в сторону движения потока. Внутри здания ТЭС невозможно, как правило, создать уклон дна открытых каналов, достаточный для самотёчного движения гидросмеси, поэтому применяется дополнительное воздействие струй воды из побудительных сопел. Побудительные сопла устанавливаются по длине канала до багерной распределительной насосной станции.

Находим кратность смыва золы для выбранного золосмывочного аппарата:

u_в.з=3, 7 м³ воды/т золы из таблицы 8.25 [5, 578].

Расход воды на золосмывные аппараты:

, м³/ч;

м³/ч.

Для мощных котлов с большим выходом шлака устанавливается одно сопло в торце магистрального канала и два под первой шлаковой ванной на расстоянии между ними
3-5 м. Диаметры этих сопл принимаются по данным таблицы 8.26 [5, 579].

Давление воды в побудительных соплах:

Р=0, 5 МПа.

Рекомендуемый диаметр побудительного сопла в зависимости от давления

d_с=0, 018 м по таблице 8.26 [5, 579].

Коэффициент расхода сопла в зависимости от d_с

m_с=0, 75 по таблице 8.28 [5, 580].

Расход воды подаваемой на сопло:

, м³/ч;

м³/ч.

Общее количество побудительных сопел для совместного гидротранспорта золы и шлака:

n_с=60 (принимаем).

Расход воды на сопла:

, м³/ч;

м³/ч.

Агрегатная плотность золы заданного топлива

r_з=2, 15-1.95кг/м³× 10^-3=2, 15 т/м³ по таблице 8.23 [5, 577].

Агрегатная плотность шлака:

r_шл=2.2-2.1 т/м³ по таблице 8.23 [5, 577].

Суммарный расход пульпы подлежащий удалению насосами:

, м³/ч;

м³/ч.

Багерные насосы устанавливаются с одним резервным и одним ремонтным. Для данного расчёта по таблице 8.31 [5, 583] выбираем три насоса 16ГруЛ-8, производительностью 2140 м³/ч, с давлением 5, 8 МПа, с номинальной мощностью электродвигателя 800 кВт. Эти насосы выпускаются Бобруйским машиностроительным заводом им. Ленина.

Для перекачивания смывочной воды и промывки золошлакопровода на насосной станции устанавливаем 1 насос. Для данного расчёта по приложению 16 [11, 38] выбираем насос Д2000-34, производительностью 1600-2400 м³/ч, с номинальной мощностью N_ном=200-240 кВт.

5. Годовой расход электроэнергии на удаление золы шлака

Годовой расход электроэнергии на шлаковые транспортёры при номинальной нагрузке блока:

, кВт× ч/год;

где: =6 – количество энергоблоков.

258069, 6 кВт× ч/год.

Годовой расход электроэнергии на багерные насосы:

, кВт× ч/год;

где: =200 кВт – номинальная мощность двигателя багерного насоса.

кВт× ч/год.

Годовой расход электроэнергии на перекачивание смывной воды:

, кВт× ч/год;

где: =800 кВт – номинальная мощность двигателя насоса для перекачивания смывочной воды и промывки золошлакопровода.

кВт× ч/год.

Суммарный годовой расход электроэнергии на удаление шлака и золы:

, кВт× ч/год;

кВт× ч/год.

6. Выбор числа и мощности питательных насосов

Для электростанций с блочными схемами: производительность питательных насосов блока определяется максимальным расходом питательной воды на питание котла с запасом не менее 5%.

На блоках с закритическим давлением свежего пара на каждый блок применяются насосы с турбоприводами – либо один на полную (100%) производительность котла, либо два, каждый на половинную (50%) производительность котла; пусковые и резервные электронасосы не устанавливаются в том случае, если обеспечивается автономная работа турбонасоса при остановленной турбине и предусматривается резервный подвод пара к приводной турбине. В других случаях дополнительно к основным турбонасосам устанавливается пускорезервный питательный электронасос с гидромуфтой производительностью не менее 30 % от максимального расхода питательной воды в котёл [2, 49].

Необходимое давление в нагнетательном патрубке питательного насоса:

, МПа;

где: р_о=25, 5 МПа – давление за пароперегревателем котла при расчётной нагрузке.

МПа.

Необходимое давление во всасывающем патрубке питательного насоса:

.

Тогда повышение давления воды, создаваемое питательным насосом определяем:

;

где: =0, 69 МПа – давление в деаэраторе;

= 72 м – высота котла;

=0, 00122 м³/кг – удельный объём воды по таблице III [7];

=0, 827 МПа – величина гидравлических сопротивлений во всасывающем и нагнетательном патрубке и арматуре.

МПа.

Необходимая подача питательной воды с учётом 5 % запаса

, м³/ч;

м³/ч.

Находим расчётную мощность насоса:

, кВт из [2, 53];

где: =0, 81 - КПД питательного насоса (принимаем);

=0, 277 м³/с - подача питательной воды одним питательным насосом;

=0, 00122 м³/кг=1, 22 м³/т - удельный объём воды.

кВт.

Обеспеченный запас по производительности:

%.

По давлению в нагнетательном патрубке и производительности из таблицы 7.4 [5, 485] выбираем 1 насос типа ПГН-1150-340 производительностью 1150 м³/ч, с давлением в нагнетательном патрубке 33, 4 МПа, с приводом от приводной паровой турбины. Частота вращения 6000 об/мин. Номинальная потребляемая мощность 12, 5МВт.

Количество питательных насосов на станции n=6 (1 на блок).

Суммарная мощность питательных насосов всей станции:

кВт.

7. Выбор числа и мощности конденсатных насосов

Конденсатные насосы турбин выбирают с резервом, при одном конденсаторе на турбину устанавливают один рабочий насос на полный расход конденсата и второй, такой же, резервный. При двух и трёх конденсаторах устанавливают два рабочих насоса, каждый на 50 % полного расхода конденсата, и третий, такой же насос, резервный.

Определим полный расход конденсата:

, т/ч

т/ч = 0, 1375 т/с.

Давление в деаэраторе:

Р_д=0, 69 МПа(ДП-2000-1) по таблице 5.23 [5, 411].

Давление в конденсаторе:

Р_к=0, 00343 МПа (300-КЦС-1) по таблице 5.10 [5, 374].

Расчётный напор насоса:

;

где: =0, 69 МПа – давление в деаэраторе;

=25 м – высота подъёма воды от конденсатора до деаэратора;

=0, 001004 м³/кг – удельный объём конденсата по таблице III [7];

=1, 07 МПа – суммарное сопротивление во всасывающей и нагнетательной линиях конденсатного насоса, включая сопротивление теплообменников, трубопроводов с арматурой.

МПа.

Расчётная мощность насоса:

, кВт;

где: =0, 75 - КПД конденсатного насоса (принимаем);

=0, 139 т/с - подача конденсата одним конденсатным насосом;

=0, 001004 м³/кг=1, 004 м³/т - удельный объём конденсата.

кВт.

По полученным результатам из таблицы 7.5 [5, 486] выбираем конденсатные насосыпо два на блок [1-рабочий, 1 – резервный] КсВ-500-150 (II ст.), с подачей 500 м³/ч, напор - 2, 2 МПа, мощностью на валу 400 кВт, КПД – 75 %.

=36 по таблице 5.10 [5, 374].

Номинальный расход охлаждающей воды:

, т/ч

т/ч.

Расчётная подача охлаждающей воды:

, м³/ч;

где: =0, 0010036 м³/кг=1, 0036 м³/т – удельный объём воды по таблице III [7];

м³/ч.

Расчётный напор насоса:

;

где: =13 м – высота подъёма воды от пруда-охладителя до конденсатора.

МПа.

Расчётная мощность насоса:

, кВт [2, 53];

где: =4, 968 м³/с – подача охлаждающей воды;

=1, 0036 м³/т – удельный объём воды;

=0, 80 – КПД циркуляционного насоса.

кВт.

Из таблицы каталога ООО «ГорноСтроительная Компания» (интернет страница- https://www.gs-comp.ru/production/pomps/27.html) для полученного расчёта подачи охлаждающей воды и учитывая подачу на маслоохладители, на охлаждение генератора и возбудителя выбираем насос ОВ(ОПВ)2-145, с характеристиками: напор 14, 7м (0, 14МПа), подача 30500 м³/ч, частота вращения 365 об/мин, потребляемая мощность эл. двигателя 1700 кВт.

На станциях с блочными схемами принято устанавливать насосы на блочных береговых насосных станциях. Насосы, устанавливаемые на блочных береговых насосных станциях, принимаются в количестве не менее четырёх. Для нашей станции устанавливаем 1 циркуляционный насос на блок, поэтому достаточно одной береговой станции [2, 53].

9. Выбор числа и мощности дымососов (без учёта рециркуляции)

По таблице 2.3 [5, 108-109] определяем содержание в рабочей массе заданного топлива:

- серы органической =0, 6;

- серы перитной =0, 6;

- азота =1, 5;

- углерода =80, 3;

- водорода =5, 2;

- кислорода =11, 8;

- влажность рабочего топлива =7, 0.

Пересчётный коэффициент .

Содержание в пересчёте на сухую горючую массу:

- серы органической =0, 54;

- серы перитной =0, 54;

- азота =1, 35;

- углерода =72, 27;

- водорода =4, 68;

- кислорода =10, 62.

Теоретическое количество сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топлива:

, м³/кг по [5, 115];

м³/кг.

Теоретический объём азота:

, м³/кг по [5, 116];

м³/кг.

Объём трёх атомных газов:

, м³/кг по [5, 116];

м³/кг.

Теоретический объём водяных паров:

, м³/кг по [5, 116];

м³/кг.

Теоретический объём продуктов сгорания:

, м³/кг по [5, 116];

м³/кг.

Абсолютная температура газов перед дымососом:

К.

Объёмный расход дымовых газов перед дымососом:

, м³/ч по [2, 62];

м³/ч.

Коэффициент запаса дымососа по производительности:

b₁=1, 1 по [2, 62].

Коэффициент запаса дымососа по напору:

b₂=1, 15 по [2, 62].

Расчётная производительность дымососа:

, м³/ч по [2, 62];

м³/ч.

Расчётный напор дымососа:

, кПа по [2, 62];

кПа.

По расчётной производительности и напору из таблицы 7.12 [5, 503] выбираем дымосос ДОД-41 с характеристиками:

- подача 1080/1220 тыс. м³/ч,

- напор 3, 2/4, 2 кПа, частота вращения 370 об/мин,

- мощность 1140/1880 кВт,

- КПД 82, 5 %.

На каждый блок устанавливаем по 2 дымососа выбранного типа.

Расчётная потребляемая мощность выбранного дымососа:

, кВт;

где: =1043221.1 м³/ч – расчётная производительность одного дымососа.

кВт.

Количество дымососов на станции n=2´ 6=12 шт. по два дутьевых вентилятора на блок.

Суммарная потребляемая мощность дымососов всей станции:

кВт;

кВт.

10. Выбор числа и мощности дутьевых вентиляторов

Коэффициент запаса вентилятора по производительности:

b₁=1, 1 по [2, 62].

Коэффициент запаса вентилятора по напору:

b₂=1, 15 по [2, 62].

Абсолютная температура холодного воздуха:

К.

Объёмный расход холодного воздуха перед вентилятором:

, м³/ч;

м³/ч.

Расчётная производительность вентилятора:

, м³/ч;

м³/ч.

Расчётный напор вентилятора:

, кПа;

кПа.

По расчётной производительности и напору из таблицы 28 [2, 64] выбираем дутьевой вентилятор ВДН-24-II с характеристиками: производительность 275 тыс. м³/ч, напор
3, 9 кПа, частота вращения 740 об/мин, мощность 350 кВт, КПД 83 %.

На каждый блок устанавливаем по 5 дутьевых вентиляторов выбранного типа.

Расчётная потребляемая мощность выбранного дутьевого вентилятора:

, кВт;

где: =244511, 73 м³/ч – расчётная производительность одного дутьевого вентилятора.

кВт.

Количество дутьевых вентиляторов на станции n=5´ 6=30 шт. по пять дутьевых вентилятора на блок.

Суммарная потребляемая мощность дутьевых вентиляторов:

, кВт;

кВт.

Определение общей установленной мощности двигателей собственных нужд и доли мощности электростанции расходуемой на привод оборудования собственных нужд при номинальном режиме работы станции

1) Мощность двигателя приводного устройства выбранного конвейера топливоподачи

Тип КЛК 120100-120 N_дв=181, 9 кВт (из расчёта) n₁=3 шт.

2) Мощность выбранной дробилки

тип ДДЗ-4М N_др=35 кВт.

ЭГА 2-88-12-6-4N_д= кВт (из расчёта).

Число электрофильтров ЭГА 2-88-12-6-4 при работе станции на номинальной нагрузке:
n₄=12 шт.

16ГруЛ-8 N_гзшу=800 кВт по таблице 8.31 [5, 583].

Число багерных насосов при номинальной нагрузке станции: n₅=1 шт.

ОВ(ОПВ)2-145791, 5 кВт (из расчёта).

Число насосов ОВ(ОПВ)2-145 при работе станции на номинальной нагрузке: n₉=6 шт.

 

10) Мощность выбранного дымососа ДОД-41 N_д= кВт (из расчёта).

Число дымососов ДОД-41 при работе станции на номинальной нагрузке: n₁₀=12 шт.

11) Мощность выбранного дутьевого вентилятора

ВДН-24-II N_д.в= кВт (из расчёта).

Число дутьевых вентиляторов ВДН-24-II при работе станции на номинальной нагрузке: n₁₁=30 шт.

 

Коэффициент затрат на неучтённые механизмы x=1, 15 [3, 15].

 

Установленная мощность двигателей собственных нужд:

, кВт;

кВт.

Доля мощности электростанции, расходуемая на двигатели собственных нужд:

;

.

 

	Дымосос ДОД-41	Приводное устройство выбранного конвейера КЛК 120100-120	Дробилка ДДЗ-4М	Шлаковый (шнековый) транспортёр	Электрофильтр ЭГА 2-88-12-6-4	Багерный насос 16ГруЛ-8	Насос перекачивающий Д2000-34	Питательный насос ПГН-1150-340	Конденсационный насос КсВ-500-150 (II ст.)	Циркуляционный насос ОВ(ОПВ)2-145	Дутьевой вентилятор ВДН-24-II
Расчётная мощность, кВт	1373, 4	181, 9		424, 6				12576, 8	386, 31	791, 5
Паспортная мощность, кВт	1140/						200-240
Количество, шт.

 

12. Выбор высоты дымовой трубы

Одним из основных средств уменьшения загрязнения атмосферы вредными примесями, выбрасываемыми через дымовые трубы тепловых электростанций, является улучшения рассеивания дымовых газов. Этому способствует уменьшение числа дымовых труб на электростанции (источников выбросов) и увеличение их высоты, а также скорости газов на выходе из устья трубы, что препятствует отклонению потока дымовых газов вниз.

 

Вид топлива: Экибастузский, марка СС;

Низшая удельная теплота сгорания заданного топлива: Q_н^р=18.88МДж/кг;

Зольность: А^р=35 %;

Содержание серы S^р=0, 6 %.

 

Выброс золы на энергоблок определяем по формуле (11.1) [12, 190]:

, г/с;

где: =1, 5% – потери от механического недожога;

=0, 95 – степень золоулавливания;

=0, 99 – степень очистки;

В₍₁₎ =28, 08 кг/с – расход топлива энергоблок

г/с.

Выброс SO₂ на энергоблок определяем по формуле (11.2) [12, 191]:

=20× S^P× В₍₁₎× (1- )× (1- ), г/с;

где: =0, 1 – доля SO₂, улавливания летучей золой;

=0, 015÷ 0, 025 – доля SO₂, улавливания мокрой образовавшейся H₂SO₄.

=20× 0, 6× 28, 08× (1-0, 1)× (1-0, 015)=298, 72 г/с.

Выброс NO₂ на энергоблок определяем по формуле (11.3) [12, 191]:

=0, 034× × В₍₁₎× К× × (1- ), г/с;

где: =1, 4 – коэффициент, влияющий на выход NO₂;

K – коэффициент, характеризующий выход NO₂ на 1 тонну сожженного условного топлива;

;

=0, 034× 1, 4× 28, 08× 9, 7× 18, 88× (1- )=241, 11 г/с.

 

Расход дымовых газов на энергоблок:

, м³/с;

где: =160°С – температура уходящих газов;

=1, 55 – коэффициент избытка воздуха уходящих газов.

=7, 831 м³/кг – расчетный удельный расход.

м³/с.

Температура окружающего воздуха (средняя наиболее холодного месяца):

t_возд= -20°С (принимаем).

Разность температур:

=t_{дым газ}-t_атм=160-(-20)=180°С.

Предположим скорость газов на выходе из трубы: =35 м/с по [12, 192].

Предполагаемая высота трубы Н=270 м принята по рекомендации [12, 196].

Предполагаемое количество дымовых труб на станции: n=2 [12, 194],

Расчётный диаметр устья трубы для 3 энергоблоков:

= м.

Параметр, учитывающий аэродинамическое всплытие газового факела из устья трубы:

.

Безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости выхода газов из трубы:

.

 

Суммарное количество выбросов газообразных примесей (М_SO2, М_NO2) с энергоблока:

=М_(1)SO2+5, 88× М_(1)NO2=298, 72+5, 88× 241, 11=1716, 44 г/с.

Высота трубы, при которой обеспечивается необходимое рассеивание газообразных примесей (М_SO2, М_NO2) определяем по формуле (11.4) [12, 191]:

, м;

где: А – коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы для неблагоприятных метеорологических условий, определяющих условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных веществ в атмосфере.

Для северо-запада европейской части России А=160 [6, 30].

F – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примесей вредных веществ в атмосфере воздуха (для газообразных примесей F=1)

ПДК для SO₂ – 0, 05 мг/м³.

 

Расчёт:

м.

 

Высота трубы, при которой обеспечивается необходимое рассеивание золы ():

, м;

где: ПДК для золы – 0, 05 мг/м³;

М_(1)З=95, 66 г/с – суммарный выброс золы на энергоблок;

F=2 – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примесей вредных веществ в атмосфере воздуха (для частиц пыли, золы).

 

Расчёт:

м.

Из двух значений и выбираем наибольшие значения по [12, 196] ближайшую стандартизованную высоту трубы:

- для трубы на 3 энергоблока Н=180 м;

 

Оптимальная скорость выхода газов 30-35 м/с.

 

Диаметр устья железобетонной дымовой трубы выбираем по таблице 11.5 [12, 197]:

- для трубы на 3 энергоблока Н=8, 6 м.

Количество одноствольных дымовых труб – 2, к одному стволу дымовой трубы присоединяется – 3 блока по 300 МВт,

13. Основные экономические показатели электростанции

Определяем количество электроэнергии отпущенное станцией за год:

, кВт× ч/год;

кВт× ч/год=9 млрд. 914 млн. 724 тыс. кВт× ч/год.

Определяем удельный расход топлива при заданной нагрузке блока:

, [кг у.т/(кВт× ч)] по [10, 35];

[кг у.т/(кВт× ч)].

Стоимость топлива:

25 у.е./т.у.т (из курса лекций; по курсу ЦБ РФ от 17, 05, 2011 1у.е. ≈ 28, 122 руб.)

=703 руб./т (приблизительно соответствует значению таблицы 3 [16]).

Годовые издержки на топливо:

, руб/год по [10, 30];

руб/год = 3735, 3 млн. руб/год.

Стоимость головного блока мощностью 300 МВт:

Таблица 1 (из курса лекций)

, МВт
		1, 1	1, 03	0, 97

 

у.е на 1 кВт;

млн. у.е.

Стоимость последующего блока:

, млн. у.е;

где: a =2, 06 – коэффициент для блока мощностью 300 МВт по таблице 2.11 [9, 28];

млн. у.е (из курса лекций).

Стоимость всей станции:

млн. у.е. =

=15901, 58 млн. рублей (из курса лекций).

 

 

Коэффициент амортизации: p_a = 0, 08 по [10, 30].

Амортизационные годовые отчисления:

млн. у.е. = 1271.67 млн. рублей.

Затраты на текущий ремонт (принимаются в пределах 10-20% от амортизационных годовых отчислений) принимаем 10%:

млн. у.е. =127.167 млн. рублей (из курса лекций).

Составляющая капитальных вложений в годовых издержках определяется:

млн. у.е. = 1398.842 млн. рублей по [10, 30].

Средняя заработная плата работника электростанции за год

Согласно данным официального сайта территориального органа Федеральной службы государственной статистики по городу Санкт-Петербургу и Ленинградской области среднемесячная начисленная зарплата в расчёте на одного работника в сфере производства и распределения электроэнергии, газа и воды составляет 26 527 рублей (данные от 23.12.2010).

 

12× 26527=318324 рублей.

Годовая заработная плата персонала:

, руб. по [10, 30],

где: n=0, 9 штатный коэффициент интерполирован из таблицы 2.

Таблица 2 (из курса лекций)

, МВт
	1, 04	0, 8	0, 6	0, 5	0, 45

 

млн. рублей.

Определим прочие общестанционные расходы:

, руб. по [10, 30]

млн. руб.

Эксплуатационные издержки:

, руб. (из курса лекций)

млн. руб.

Годовые издержки производства:

, млн. руб.

млн. руб.

 

Норматив приведённых разновремённых затрат (норма Дисконта) Е_н по [10, 31-32]:

Для условий рыночной экономики коэффициент приведения разновременных затрат Е_н принимается равным коэффициенту эффективности капиталовложений Е. Для расчета задаемся значением Е=0.11(из курса лекций).

 

Годовые затраты:

, млн. руб.

млн. руб.

Себестоимость отпущенной электроэнергии по [10, 30]::

, руб./кВт× ч;

руб./кВт× ч.

Стоимость электроэнергии:

, рублей (из курса лекций);

рублей.

Годовой экономический эффект:

, руб./год (из курса лекций);

млн. руб./год.

Срок окупаемости электростанции:

, лет (из курса лекций);

лет»7, 5 лет

Вывод

 

Рассчитав курсовой проект можно сказать следующее, чем выше затраты при сооружении ТЭС, чем более сложные, а следовательно, и дорогостоящие технологические решения закладывают в её проект, тем выше эксплуатационные показатели действующей электростанции, тем больше экономия топлива и других ресурсов, достигаемая за срок её службы.

 

При сооружении энергоблоков капитальные вложения должны использоваться с максимальным эффектом. Этому способствуют:

· использование реконструкции по сравнению с новым строительством;

· сокращение объёмов незавершенного строительства, т.е. недопущение «замораживания» капитала;

· применение более совершенных, технологически прогрессивных проектов;

 

На современном этапе при сооружении энергоблоков наметилась тенденция к росту удельных капитальных вложений. Причинами этого являются:

· увеличение объёмов работ по охране окружающей среды, связанное с ужесточением экологических нормативов;

· растущая тенденция к автоматизации и разукрупнению энергопроизводств в связи с процессами приватизации.

 

Капиталовложения при сооружении электростанций зависят от ряда факторов:

· типа и мощности электростанции;

· числа и параметров энергоблоков;

· вида топлива;

· условий строительства и экологических требований.

 

Дополнительные капиталовложения в энергоустановку (усложнение схемы, удорожание оборудования, увеличение теплообменных поверхностей и т.д.) могут быть оправданы в следующих случаях:

· при повышении экономичности (КПД) установки;

· при удорожании топлива;

· при увеличении числа часов использования установленной мощности (переход в базовый режим).

Список литературы

1. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика – М.: Энергоатомиздат, 1984 г.

2. Пискарёв А.А. Выбор тепломеханического оборудования при проектировании тепловых электрических станций – Л.: СЗПИ, 1977 г.

3. Технико-экономические основы проектирования ТЭС и АЭС. Рабочая программа. Методические указания. Задание на курсовой проект. – СПб.: СЗПИ, 2005 г.

4. Пискарёв А.А. Проектирование тепловых электрических станций – Л.: СЗПИ, 1978 г.

5. Григорьев В.А. и Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. – М.: Энергоиздат, 1982 г.

6. Лабейш В.Г. Природоохранные технологии в теплоэнергетике. Письменные лекции. – СПб.: СЗПИ, 2002 г.

7. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1984 г.

8. Стерман Л.С., Тевлин С.А., Шарков А.Т. Тепловые и атомные электростанции. Учебник для вузов. М.: Энергоиздат, 1982 г.

9. Качан А.Д., Муковозчик Н.В. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций. – Минск: Высшая школа, 1983 г.

10. Кругликов П.А. Технико-экономические основы проектирования ТЭС и АЭС. – СПб.: СЗТУ, 2003 г.

11. Основы централизованного теплоснабжения. Методические указания по курсовому проектированию. – СПб.: СЗПИ, 2004 г.

12. Рихтер Л.А., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987 г.

13. Каталог энергетического оборудования для ТЭС. Паровые котлы. М.: ЦНИИ информации и технико-экономических исследований по тяжёлому и транспортному машиностроению, 1998.

14. Паровая турбина К-500-240 ХТГЗ. Под ред. Саввина В.Н. М.: Энергоатомиздат, 1984 г.