Студопедия

Главная страница Случайная страница

Разделы сайта

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника






Приложение. Параметры турбоагрегатов


⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 11




 

Табл. 1

 

Параметры турбоагрегатов

 

  № п/п     Тип турбины Начальные параметры пара Номинальная. мощ-ность МВт N Номинальная. величина. отборов пара, т/час Расход пара на турбину т/час D ·t
Р, мПа t, º С отопительные. параметры. производственные. параметры. номинальная. max
                 
а). Конденсационные турбины
  К-210-130 13, 0 565/565   – –    
  К-300-240 24, 0 560/565   – –    
  К-500-240 24, 0 560/565   – –    
  К-800-240 24, 0 560/565   – –    
  К-1200-240 24, 0 560/565   – – – –
б). Турбина с отбором пара и конденсацией
  Т-25-90 9, 0       –    
  Т-50-90 9, 0       –    
  Т-50/60-130 13, 0       – 245, 5  
  Т-100/120-130 13, 0       –    
  Т-180-130 13, 0       –    
  Т-250/300-240 24, 0 560/565     –    
  ПТ-25-90 9, 0     70/92 53/130    
  ПТ-50-90 9, 0     140/160 100/230 337, 5  
  ПТ-60-130 13, 0     140/160 110/250    
  ПТ-80-130 13, 0     80/100 200/300    
  ПТ-135-130 13, 0     210/220 320/480    

 

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

 

2. Максимальная мощность N max = 1, 2 N ном

 

 

Характеристика связей предельных значений Дп и Дт для турбоагрегатов:

 

 

5 – ПТ-135-130 4 – ПТ-80-130 3 – ПТ-60-130 2 – ПТ-50-90 1 – ПТ-25-90    
Дп, т/ч

 

 
 
320

 
280

 
240

 
120

20 40 60 80 100 140 180 220 Дт, т/ч

 

Рис.2. Зависимость возможного отбора пара производственных

параметров от величины отбора пара отопительных

параметров для турбин типа ПТ


Табл. 2

Параметры паровых котлов для ТЭС

 

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

 

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

 


 

 


α г

1, 0

0, 9

0, 8

0, 7

0, 6

0, 5

0, 4

0, 3

0, 2

0, 1

0, 2 0, 4 0, 6 0, 8 1, 0 α ч

 

Рис.3. Зависимость между годовым и часовым значениями

коэффициентов теплофикации

Tабл. 3

 

Капитальные затраты на линии электропередач

 

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

 

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

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

См = 1, 1

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

Tабл. 4

 

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

 

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

 

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

 

 

Продолжение табл.4.

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

 

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

 

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

Табл. 5

 

Капитальные затраты на сооружение КЭС

 

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

 

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

 

Табл. 6

 

Удельные капитальные затраты на сооружение

районных и промышленных котельных

 

№ п/п   Максимальная нагрузка Капитальные затраты
Вид топлива
газ, мазут твердое топливо
  а) районная водогрейная котельная
  ГДж/ч тыс. руб./ГДж/ч  
       
    28, 00 41, 50
    22, 50 37, 50
    18, 50 34, 00
    16, 00 32, 50
    15, 00 37, 00
    14, 00 29, 00
    13, 00 27, 50
   
  б) промышленная котельная
     
  т.пара/ч тыс. руб./т. пара/ч
       
    82, 5 116, 0
    75, 5 96, 0
    60, 5 81, 5
    57, 0 81, 0
    53, 0 80, 5
    50, 5 –
         

 


Табл. 7.

Топливные характеристики турбоагрегатов

(для приближенных расчетов)

 

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

Табл.8

Удельная численность

промышленно-производственного персонала ТЭЦ

 

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

 

Табл.9

 

Штатные коэффициенты для котельных

(эксплуатационный персонал)

 

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

 

 

Табл.10

 

Удельная численность

промышленно-производственного персонала КЭС

 

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

 

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

 

Табл. 11.

 

Нормы удельных расходов электроэнергии.


 

 

 

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

 

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

 

Продолжение табл.13

 

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

Табл.14.

 

Сводная таблица технико-экономических показателей.

№ п/п Технико-экономические показатели Условное обозначение Единица измерения Схема энергоснабжения
Комбинированная Раздельная
ТЭЦ ПК КЭС РК+ПрК
  Установленная мощность - электрическая -тепловая Nуст Qчас   МВт Гкал/час   -   -
  Тип и количество основного оборудования     -   -  
  Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды ксн %   -   -
  Удельный расход топлива на отпущенный КВтч электроэнергии г/КВтч   -   -
  Удельный расход топлива на отпущенну. Гкал теплоты кг/Гкал     -  
  К.п.д. станции электрический η ээ %   -   -
  К.п.д. станции тепловой η тэ %   - -  
  Штатный коэффициент эксплуатационного персонала Кэксп чел /МВт чел /ГДж/час   -   -
-   -  
  Удельные капитальные вложения ктэц, ккэс, кпк, кpk+пк, к, чел /МВт чел /ГДж/час   -   -
-   -  
  Себестоимость одного отпущенного КВтч sээ руб/КВтч   -   -
  Себестоимость одной Гкал теплоты sтэ руб /Гкал     -  

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………...………………………………  
Общие рекомендации по работе над дисциплиной……………………. 1.Учебный план по дисциплине……………………………………………..  
2. Методические указания по изучению дисциплины…………………….  
3. Содержание лекций……………………………………………………….  
4. Литература…………………………………………………………………  
5. Методические указания по выполнению курсовой работы…………….  
5.1. Организационно-экономическое обоснование выбора оборудования  
5.2. Расчет инвестиций в комбинированную и раздельную схему энергоснабжения………………………………………………………………  
5.3. Расчет издержек производства при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения……………………………………………………...  
5.4. Технико-экономическое сравнение и выбор оптимальной схемы……  
6. Приложение…………………………………………………………………  

 


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


⇐ Предыдущая234567891011




© 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.