Реферат: Diplom po TEC

Содержание

Аннотация
1. Выбор основного оборудования и описание принятой компоновки станции
2. Принципиальная тепловая схема блока и расчет ее на заданный режим
3. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы блока
4. Определение потребностей станции в технической воде, выбор циркуляционных и подпиточных насосов
5. Определение часового расхода топлива энергетического котла
6. Топливное хозяйство станции
7. Расчет и выбор тягодутьевого оборудования
8. Расчет и выбор дымовой трубы
9. Мероприятия по технике безопасности и противопожарной безопасности на станции
10. Охрана окружающей среды на ТЭС
11. Переоблопачивание лопатками, имеющими вильчатый хвост
12. Определение технико-экономических показателей станции
13. Литература

АННОТАЦИЯ

Настоящий дипломный проект предназначен для итоговой государственной аттестаций студентов по специальности 1005 «Теплоэнергетические установки» в Казанском энергетическом техникуме. Проект в соответствии с выданным заданием состоит из 12 разделов:

1. Выбор основного оборудования и описание принятой компоновки станции

2. Принципиальная тепловая схема блока и расчет его на заданный режим

3. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы блока

4. Определение потребностей станций в технической воде, выбор циркуляционных и подпиточных насосов

5. Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов

6. Топливное хозяйство станции

7. Расчет и выбор тягодутьевого оборудования

8. Расчет и выбор дымовой трубы

9. Мероприятия по технике безопасности и противопожарной технике на станции
10. Охрана окружающей среды на ТЭС
11. Переоблопачивание лопатками, имеющими вильчатый хвост
12. Определение технико – экономических показателей станций

Кроме пояснительной записки дипломный проект имеет 4 листа графического задания. Графическая часть состоит из следующих чертежей:

1. Поперечный разрез главного корпуса

2. Развернутая тепловая схема

3. Переоблопачивание лопатками, имеющими вильчатый хвост

4. Технико-экономические показатели Казанской ТЭЦ-3

1 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ОПИСАНИЕ ПРИНЯТОЙ
КОМПОНОВКИ СТАНЦИИ

1.1Выбор основного оборудования станции

1.1.1 Выбор единичной мощности, типа и количества турбин

Единичная мощность и тип теплофикационных агрегатов на ТЭЦ, входящих в энергосистемы, выбираются более крупными с учетом характера и перспективной величины тепловой нагрузки района.

Турбины с производственным отбором пара выбираются с учетом длительного использования этого отбора в течение года. Турбины с противодавлением выбираются для покрытия базовой части производственной, паровой и отопительной нагрузок и не устанавливается первым агрегатом ТЭЦ.

Типы турбин определяются видами тепловых нагрузок ТЭЦ.

На ТЭЦ только с отопительной нагрузкой устанавливают турбины типа Т.
При отопительной и производственной нагрузках на ТЭЦ могут устанавливаться турбины типа ПТ или совместно турбины указанных типов Т, ПТ, Р.
Перечисленные типы турбин изготавливаются согласно ГОСТу 3618-82.

Выбор единичной мощности турбин производят, исходя из заданной электрической и тепловой нагрузок, отдавая предпочтение агрегатом большей мощности.

По заданным теплофикационным и производственным нагрузкам
Казанской ТЭЦ-3 необходима установка турбины типа ПТ-80-130.

Турбина ПТ-80-130 рассчитана для работы со свежим паром с параметрами: давление свежего пара – 13 МПа, температура свежего пара – 540[pic]С.

1.1.2 Выбор типа, единичной мощности и количества котлов

На ТЭЦ без промперегрева пара с преобладающей паровой нагрузкой применяются блочные схемы и при соответствующем обосновании с поперечными связями.

Паропроизводительность и число энергетических котлов для турбоустановки ПТ-80-130, которой расширяется Казанская ТЭЦ-3 выбираются по максимальному расходу пара машинным залом с учетом расхода пара на собственные нужды в размере 3%. В случае выхода из работы одного энергетического котла оставшиеся в работе энергетические котлы должны обеспечить максимально длительный отпуск пара на производство и отпуск пара на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в размере 70% от отпуска тепла на эти цели при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха.
1.1.2.1 Паропроизводительность энергетического котла определяется по формуле:

[pic]= [pic].(1 + ? + ?) (т/ч)

(1.1.2.1) где [pic]= 386,83 т/ч – максимальный расход пара на турбину;

? = 0,03 – запас по производительности;

? = 0,02 – расход на собственные нужды блока.

[pic]= 386,83.(1 + 0,03 + 0,02) = 406,17
(т/ч)

По параметрам пара турбины и виду топлива может быть установлен котел типа Е-420-13,8-560-ГМН на начальные параметры пара [pic]= 13,8 МПа, [pic]=
560 [pic]С, эта модель предназначена для работы на газе и мазуте.
Технические характеристики: компоновка П-образная, воздухоподогреватель –
РВП, ширина – 18,4 м, глубина – 14,5 м, высота – 32,4 м, температура питательной воды – 230 [pic], температура уходящих газов – 109/147 [pic],
КПД – 94/93 %.

1.1.3 Выбор водогрейных котлов

Выбор производится по величине пиковой нагрузки ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение:

[pic]= 65,53 (МВт)

Количество водогрейных котлов:

[pic]= [pic] (шт.)

[pic]= [pic]= 0,66 [pic] 1
(шт.)

Возможна установка одного водогрейного котла КВ-ГМ-100-150.

Так как установленные на Казанской ТЭЦ-3 пиковые водогрейные котлы обеспечивают необходимую нагрузку, то дополнительный котел не устанавливается.

1.2 Описание принятой компоновки блока

В рассматриваемой компоновке представлен поперечный разрез главного корпуса. Главный корпус представляет собой единое сооружение, состоящее из машинного зала, котельного и промежуточного отделения. Каркас здания образуется железобетонными колоннами.

Машинный зал разделяют по высоте на две части: верхнюю и нижнюю. В верхней части машинного зала, на уровне 11,8 метров, находится турбоагрегат
ПТ-80-130. В данной компоновке использовано поперечное размещение турбоагрегатов. В нижней части, которое называется конденсатным отделением, располагается вспомогательное оборудование: конденсатор турбины, подогреватели низкого и высокого давления, сетевые подогреватели, питательные насосы, конденсатные и циркуляционные насосы, и все основные трубопроводы. Под перекрытиями машинного зала, на уровне 28 метров, установлен мостовой кран. Ширина машинного зала 39000 мм.

В котельном отделении главного корпуса располагаются паровые котлы и их вспомогательное оборудование. Котлы установлены без разворота топки. В верхней части котельного отделения, на высоте 38,5 метров, установлен мостовой кран. Ширина котельного отделения 29480 мм.

Между машинным залом и котельным отделением размещается промежуточное отделение. В промежуточном отделении на уровне 22 метров установлен деаэратор и его бак. В нижней части промежуточного отделения располагается
РУСН. Ширина промежуточного отделения 1200 мм.

Дутьевой вентилятор и дымосос располагаются вне здания около котельного отделения на нулевой отметки. Также здесь установлен регенеративный воздухоподогреватель.

Рядом с основным зданием размещаются две дымовые трубы высотой 240 м первая и 150 м вторая.

2 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА БЛОКА И РАСЧЕТ
ЕЁ НА ЗАДАННЫЙ РЕЖИМ

2.1 Описание тепловой схемы

Пар из парового котла с параметрами [pic] МПа, [pic][pic] поступает через стопорный клапан турбины в ЦВД, который имеет 3 отбора. Из регенеративных отборов 1, 2 пар направляется в ПВД7 и ПВД6. Из отбора 3 часть пара направляется на производство внешнему тепловому потребителю, а часть пара поступает в деаэратор и в ПВД5. Затем пар, отработавший в ЦВД турбины поступает в комбинированный цилиндр среднего и низкого давления, который имеет 3 отбора в зоне ЦВД и 1 отбор в зоне ЦНД. Из отборов 4, 5, 6
ЦСД пар поступает в группу подогревателей низкого давления (ПНД4, ПНД3,
ПНД2), а также из отбора 5 и 6 часть пара поступает в сетевые подогреватели
ПСГ–2 и ПСГ–1, в которых он нагревает сетевую воду движущуюся через ПСГ-1 и
ПСГ-2, за счет напора создаваемого сетевым насосом первого подъема. Далее сетевая вода движется через сетевой насос второго подъема в пиковый водогрейный котел.

Пар из отбора 7 ЦНД турбины поступает в ПНД1. Затем пар, совершивший работу в турбине, через выхлопные патрубки поступает в двухпоточный конденсатор, где он охлаждается и конденсируется, отдавая свою теплоту циркуляционной охлаждающей воде. Конденсатным насосом конденсат из конденсатора подается в охладитель пара из эжектора и охладитель пара концевых уплотнений турбины. Далее основной конденсат поступает в ПНД1 где он подогревается паром из 7 отбора ЦНД турбины, а конденсат греющего пара поступает в конденсатор. Затем основной конденсат проходит через сальниковый подогреватель, где подогревается за счет теплоты пара из концевых уплотнений, а греющий пар после охлаждения и конденсаций поступает в конденсатор. Пройдя сальниковый подогреватель конденсат нагревается в группе подогревателей низкого давления ПНД2, ПНД3 и ПНД4. В этих регенеративных подогревателях применяется каскадный слив дренажа греющего пара, а между ПНД2 и ПНД3 также используют принудительный слив дренажа греющего пара.

В линию основного конденсата между ПНД2 и ПНД3, а также между ПНД3 и
ПНД4 вводится конденсат греющего пара из сетевых подогревателей ПСГ1 и
ПСГ2.

Основной конденсат, пройдя группу подогревателей низкого давления, поступает в деаэратор, также в деаэратор поступает возвратный конденсат производственного отбора пара, конденсат греющего пара из ПВД5, а также пар отсосов от штоков клапанов. В деаэраторе осуществляется термическая деаэрация основного конденсата, который после деаэратора называется питательной водой. Питательным насосом, имеющим электропривод, питательная вода подается в группу подогревателей высокого давления. В ПВД применяется каскадный слив дренажа греющего пара. После ПВД питательная вода поступает в паровой котел.

Турбина ПТ-80-130 имеет сетевую установку состоящую из подогревателей ПСГ1, ПСГ2, сетевые насосы 1 и 2 ступени и пиковый водогрейный котел.

2.2 Расчет принципиальной тепловой схемы на заданный режим

2.2.1 Исходные данные для расчета

1. Вид топлива: газ-мазут;

2. Тип технического водоснабжения: оборотное с градирнями;

3. Начальные параметры пара: [pic] МПа

[pic][pic]С

4. Параметры питательной воды: [pic] МПа

[pic][pic]С

5. Давление пара в отборах турбины (МПа):

|26 |32 |10 |28 |10 |7 |4 |18 |

6. Температура сырой воды: [pic][pic]С

7. Температурный график теплосети: 150 [pic]С – 70 [pic]С

8. КПД цилиндров турбины: ?[pic] = 0,83

?[pic] = 0,85

?[pic] = 0,7

9. Тепловая нагрузка потребителей: по горячей воде [pic]12 МВт

[pic] 48 МВт

[pic] 0 МВт по пару [pic] 80 т/ч
10. Коэффициент теплофикации: ?[pic] = 0,5

2.2.2 Расчет теплофикационной установки блока с турбоустановкой ПТ-80-
130

2.2.2.1 Суммарная нагрузка по горячей воде:

[pic] (МВт)

(2.2.2.1)

[pic]12 + 48 + 0 = 60 (МВт)
2.2.2.2 Максимальная нагрузка по горячей воде (отопительная):

[pic]/?[pic] (МВт)

(2.2.2.2)

[pic] 60/0,5 = 120 (МВт)
2.2.2.3 Расход сетевой воды:

[pic]= ( 3600.[pic])/[pic]( [pic]) (т/ч)

(2.2.2.3) где [pic]= 4,19 кДж/кг – теплоемкость воды.

[pic]= (3600.120)/4,19.(150 - 70) = 1288,78 (т/ч)
2.2.2.4 Утечка воды в тепловых сетях: принимается в размере 0,5 % от [pic], т.е.

[pic]= 0,005.[pic] (т/ч)

(2.2.2.4)

[pic]= 0,005.1288,78 = 6,44 (т/ч)
2.2.2.5 Расход воды на горячее водоснабжение:

[pic]= 3,6.[pic]/10[pic].[pic].( [pic])
(т/ч) (2.2.2.5) где [pic] принимается на 5 [pic]С ниже чем [pic]:

[pic] = 65 [pic]С

[pic]= 3,6.12/10[pic].4,19.(65 - 5) = 171,84
(т/ч)
2.2.2.6 Расход подпиточной воды:

[pic] = [pic]+ [pic] (т/ч)

(2.2.2.6)

[pic]= 171,84 + 6,44 = 178,28 (т/ч)
2.2.2.7 Температура подпиточной воды: определяется по давлению пара в вакуумном деаэраторе [pic]= 40 [pic]С
2.2.2.8 Теплота с утечкой:

[pic]= 10[pic].[pic].[pic]. ( [pic])/3,6
(МВт) (2.2.2.7) где [pic]= ( [pic])/2 ([pic]С)

(2.2.2.8)

[pic]= (150 + 70)/2 = 110 ([pic]С)

[pic]= 10[pic].6,44.4,19(110 – 5)/3,6 = 0,79
(МВт)
2.2.2.9 Тепло вносимое с подпиточной водой:

[pic]= 10[pic].[pic].[pic]. ( [pic])/3,6
(МВт) (2.2.2.9)

[pic]= 10[pic].178,28.4,19(40 – 5)/3,6 = 7,26
(МВт)
2.2.2.10 Тепловая нагрузка сетевой подогревательной установки:

[pic] (МВт)

(2.2.2.10)

[pic]120 + 0,79 – 7,26 = 113,53 (МВт)
2.2.2.11 Теплофикационная нагрузка пиковых водогрейных котлов:

[pic] (МВт)

(2.2.2.11)

[pic]113,53 – 0 – 48 = 65,53 (МВт)
2.2.2.12 Расход пара на основные сетевые подогреватели:

1. Расход пара на верхний сетевой подогреватель

[pic]= 0 (т/ч)

(2.2.2.12)

2. Расход на нижний сетевой подогреватель

[pic]= 3600([pic])/([pic]).? (т/ч)

(2.2.2.13)

[pic]= 3600(48 + 12)/(2666 – 391,72) .0,98 = 96,91 (т/ч)
2.2.2.13 Расход пара на деаэратор подпитки теплосети:

[pic]= [pic].[pic]. ([pic])/([pic][pic].[pic]).?
(т/ч) (2.2.2.14) где [pic]= 28 [pic]С – температура химочищенной воды;

? = 0,98 – к.п.д. теплосети.

[pic]= 178,28.4,19(40 – 28)/(2636,8 – 4,19.28).0,98 = 3,63
(т/ч)
2.2.2.14 Расход химочищенной воды на подпитку теплосети:

[pic]= [pic] - [pic] (т/ч)

(2.2.2.15)

[pic]= 178,28 – 3,63 = 174,65 (т/ч)

2.2.3 Определение параметров пара и воды в регенеративных установках принципиальной тепловой схемы

2.2.3.1 Нарисовать регенеративную часть высокого давления (рис2.2).
2.2.3.2 Температура насыщения пара в отборах (определяется по термодинамическим таблицам воды и водяного пара по давлению пара в отборах):
[pic] = 4 МПа [pic] = 250,33 [pic]С
[pic] = 2,35 МПа [pic] = 220,67 [pic]С
[pic] = 1,25 МПа [pic] = 189,81 [pic]С
2.2.3.3 Температура питательной воды: за ПВД1 [pic] = [pic] - ? [pic] = 250,33 – 4 = 246,33
[pic]С (2.2.3.1) за ПВД2 [pic] = [pic]- ? [pic] = 220,67 – 4 = 216,67
[pic]С (2.2.3.2) за ПВД3 [pic] = [pic]- ? [pic] = 189,81 – 4 = 185,81
[pic]С (2.2.3.3) где ? ([pic]С) – величина недогрева до температуры насыщения греющего пара.
Для группы подогревателей высокого давления ? = 3 – 5 [pic]С
2.2.3.4 Нарисовать регенеративную часть низкого давления (рис.2.3).
2.2.3.5 Температура насыщения пара в отборах (определяется по термодинамическим таблицам воды и водяного пара по давлению в отборах):
[pic] = 0,2 МПа [pic] = 120,23 [pic]С
[pic] = 0,15 МПа [pic] = 111,37 [pic]С
[pic] = 0,08 МПа [pic] = 93,51 [pic]С
[pic] = 0,04 МПа [pic] = 75,89 [pic]С
2.2.3.6 Температура конденсата: за ПНД4 [pic] = [pic] - ? [pic] = 120,23 – 7 = 113,23
[pic]С (2.2.3.4) за ПНД5 [pic] = [pic] - ? [pic] = 111,37 – 7 = 104,37
[pic]С (2.2.3.5) за ПНД6 [pic] = [pic] - ? [pic] = 93,51 – 7 = 86,51
[pic]С (2.2.3.6) за ПНД7 [pic] = [pic] - ? [pic] = 75,89 – 7 = 68,89
[pic]С (2.2.3.7) где ? ([pic]С) - величина недогрева до температуры насыщения греющего пара.
Для группы подогревателей низкого давления ? = 5 – 10 [pic]С.

2.2.4 Построение процесса расширения пара в турбине

2.2.4.1 Относительный электрический КПД - ?[pic] (определяется по заданию в зависимости от типа турбины):

?[pic] = ?[pic]. ?[pic].
?[pic] (%) (2.2.4.1)

?[pic] = 0,83.0,85.0,7 = 0,49 (%)
2.2.4.2 Относительный внутренний КПД - ?[pic]:

?[pic]= ?[pic]/ ?[pic].
?[pic] (%) (2.2.4.2)

?[pic]= 0,49/0,98.0,99 = 0,51 (%)
2.2.4.3 Построить процесс расширения пара в турбине по i,sдиаграмме,(рис2.4).

[pic]= 13 (МПа)

[pic] = 540 ([pic]С)

[pic] = 3455 (кДж/кг)

[pic]= 0,9.[pic] (МПа)

(2.2.4.3)

[pic]= 0,9.13 =11,7 (МПа)

[pic] = 3130 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.4)

[pic] = 3455 – (3455 – 3130) .0,83 = 3185,25 (кДж/кг)

[pic] = 3045 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.5)

[pic] = 3185,25 – (3185,25 – 3045).0,83 = 3068,84 (кДж/кг)

[pic] = 2915 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.6)

[pic] = 3068,84 – (3068,84 – 2915).0,83 = 2941,15 (кДж/кг)

[pic]= 0,9.[pic]
(МПа) (2.2.4.7)

[pic]=0,9.1,25 = 1,125 (МПа)

[pic] = 2610 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.8)

[pic] = 2941,15 – (2941,15 – 2610).0,85 = 2659,67 (кДж/кг)

[pic] = 2609 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.9)

[pic] = 2659,67 – (2659,67 – 2609).0,85 = 2616,6 (кДж/кг)

[pic] = 2520 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.10)

[pic] = 2616,6 – (2616,6 – 2520).0,85 = 2534,49 (кДж/кг)

[pic] = 2435 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.11)

[pic] = 2534,49 – (2534,49 – 2435).0,7 = 2464,85 (кДж/кг)

[pic] = 2130 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.12)

[pic] = 2464,85 – (2464,85 – 2130).0,7 = 2230,46 (кДж/кг)
2.2.4.4 Определить располагаемый теплоперепад:

[pic] = [pic] - [pic](кДж/кг)

(2.2.4.13)

[pic] = 3455 – 2915 = 540 (кДж/кг)

[pic] = [pic] - [pic] (кДж/кг)

(2.2.4.14)

[pic] = 2915 – 2520 = 395 (кДж/кг)

[pic] = [pic]- [pic] (кДж/кг)

(2.2.4.15)

[pic] = 2520 – 2130 = 390 (кДж/кг)
2.2.4.5 Определить полезноиспользуемый теплоперепад:

[pic] = [pic] - [pic] (кДж/кг)

(2.2.4.16)

[pic] = 3455 – 2941,15 = 513,85 (кДж/кг)

[pic] = [pic] - [pic] (кДж/кг)

(2.2.4.17)

[pic] = 2941,15 – 2534,49 = 406,6 (кДж/кг)

[pic] = [pic]- [pic] (кДж/кг)

(2.2.4.18)

[pic] = 2534,49 – 2230,46 = 304,03 (кДж/кг)
2.2.4.6 Определить полный полезноиспользуемый теплоперепад:

[pic] = [pic] + [pic] + [pic] (кДж/кг)

(2.2.4.19)

[pic] = 513,85 + 406,66 + 304,03 = 1224,54 (кДж/кг)

2.2.5 Материальный тепловой баланс пара и питательной воды

2.2.5.1 Материальный тепловой баланс по пару:

?[pic] = 1 + ?[pic] + ?[pic] +
?[pic] (2.2.5.1)

?[pic] = 1 + 0,01 + 0,01 + 0,004 = 1,024
2.2.5.2 Материальный баланс по питательной воде:

?[pic] = ?[pic] + ?[pic]

(2.2.5.2) где ?[pic] = 0,01

?[pic] = 1,024 + 0,01 = 1,034

2.2.6 Сводная таблица параметров пара и воды

Результаты расчетов на ПЭВМ себестоимости:
12.3.1 Материальные затраты

Топливо на технологические цели (тыс.pуб/год): 1137523,14

Цена одной тонны условного топлива (pуб/тут): 696,71

Затpаты на вспомогательные матеpиалы

(тыс.pуб/год):

174,24

Стоимость услуг и pабот пpоизводственного хаpактеpа (тыс.pуб/год):

41,14

Матеpиальные затpаты (тыс.pуб/год):
1139368

12.3.2 Затраты на оплату труда

Годовой фонд оплаты тpуда на одного человека (тыс.pуб/чел.год):

82,07

Затpаты на оплату тpуда (тыс.pуб/год):
49490,12

Коэффициент обслуживания (МВт/чел.): 0,73

Сpеднемесячная заpплата (pуб/месяц):
6839,43

12.3.3 Отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды (тыс.pуб/год): 17816,44

12.3.4 Амортизация основных фондов

Стоимость основных фондов (тыс.pуб): 3155895

Амоpтизация основных фондов (тыс.pуб/год): 113612,22

12.3.5 Прочие затраты

Отчисления в pемонтный фонд(тыс.pуб/год): 142015,28

Стpахование госудаpственного имущества

(тыс.pуб/год):

4733,84

Пpочие отчисления (тыс.pуб/год):
63117,9

Плата за выбpосы:

- окиси азота

7299,21

- окиси углерода

120,69

- загpязняющих веществ (тыс.pуб/год):
7419,89

Плата за землю:

Площадь земли под производственную площадку эл.станции(га)

31,02

Площадь мазутохранилища(га)
1,92

Плата за землю (тыс.pуб/год):
7213,86

Пpочие затpаты-всего (тыс.pуб/год): 224500,78

6. Годовые издержки электростанций по экономическим элементам затрат (тыс.pуб/год) 1544787,55

12.4 Калькуляция проектной себестоимости электрической энергий и теплоты

Коэффициент pаспpеделения затpат на электpическую энеpгию 0,55
________________________________________________
Годовые издеpжки, отнесенные на отпуск электpической энеpгии (тыс.pуб) 853061,98
________________________________________________
Годовые издеpжки, отнесенные на отпуск теплоты (тыс.pуб) 691725,57
________________________________________________
Себестоимость отпущенной электpической энеpгии (коп/кВт.ч) 32,69
________________________________________________
Себестоимость отпущенной тепловой энеpгии (pуб/ГДж) 34,75

Таблица – калькуляция затрат и себестоимости электрической и тепловой энергии на Казанской ТЭЦ-3

|Наименование |Годовые издержки |Электрическая |Тепловая энергия |
|статей затрат |производства |энергия |(теплота) |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| |И, | |Издержк|Себестои|Издержки |Себстои- |
| |тыс.руб./|Структу|и |- |по |мость по |
| | |- |по |мость |отпуску |отпуску |
| |год |ра |отпуску|отпущен-|тепловой |тепловой |
| | |% | | |энергии, |энергии, |
| | | |электро|ной эл. |Ит , тыс. |Sто |
| | | |- |энергии,|руб./год |руб/ГДж |
| | | |энергии| | | |
| | | |, |Sэо | | |
| | | |Иэ, |коп/кВтч| | |
| | | |тыс.руб| | | |
| | | |/ | | | |
| | | |год | | | |
|1. |1139368,0|73,8 |629181,|24,11 |510186,6 |25,63 |
|Материальные | | |4 | | | |
|затраты в т.ч.| |73,6 | |24,07 |509360,6 |25,59 |
| |1137523,1| |628162,| | | |
|топливо на | | |6 | | | |
|технологически| | | | | | |
|е цели | | | | | | |
|2. Затраты на |49490,1 |3,1 |27329,4|1,05 |22160,7 |1,11 |
| | | | | | | |
|оплату труда | | | | | | |
|3 . Отчисления|17816,4 |1,2 |9838,6 |0,38 |7977,9 |0,40 |
|на | | | | | | |
|социальные | | | | | | |
|нужды | | | | | | |
|4. Амортизация|113612,2 |7,4 |62738,9|2,4 |50873,3 |2,56 |
| | | | | | | |
|основных | | | | | | |
|фондов | | | | | | |
|5. Прочие |224500,8 |14,5 |123973,|4,75 |100527,0 |5,05 |
|затраты | | |7 | | | |
|Итого: |1544787,6|100 |853062,|32,69 |691725,6 |34,75 |
| | | |0 | | | |

12.5 Специальное задание: реконструкция Казанской ТЭЦ-3 ( демонтаж турбины ПТ-60/75-130/13 с установкой турбины ПТ-80/100-
130/13)

Расчет ведется по формулам основного расчета

Установленная мощность Казанской ТЭЦ-3 после реконструкции: [pic]= 460

12.5.1 Расчёт абсолютных и удельных вложений капитала в

12.5.1.1 Абсолютные вложения капитала в строительство ТЭЦ при разнотипном оборудовании:
[pic]=[13300.0,8+24500+2.4450+9480+15780+3.12600+19950+47300+4.4600+2.
.9.200] .1.15 = 3167250 (тыс.руб.)
12.5.1.2 Удельные вложения капитала:

[pic]=[pic]= 6885,33 (руб./кВт)
12.5.1.3 Величина удельных вложений капитала для сравнения:
[pic]=[pic]

(руб./кВт)
12.5.2 Энергетические показатели работы электростанции

12.5.2.1 Годовой отпуск теплоты с коллекторов электростанции.

12.5.2.1.1 Часовой отпуск пара на производство с коллекторов ТЭЦ:

S[pic]= 0,75(185+320+332.2) = 876,75 (т/ч)
12.5.2.1.2 Годовой расход пара из производственных отборов всех турбин:

[pic] = 876,75.4500/1000 = 3945,38 (тыс.т/год)
12.5.2.1.3 Годовой отпуск теплоты на производственные цели:

[pic] = 3945,38.2,6 = 10257,99 (тыс.ГДж/год)
12.5.2.1.4 Часовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин:

[pic]= 0,9(280+385,0+685+461) = 1629,9 (ГДж/ч)
12.5.2.1.5 Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин:

[pic]= 1629,9.5232/1000 = 8527,64 (тыс. ГДж/год)
12.5.2.1.6 Суммарный часовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ от водогрейных котлов:

[pic] (ГДж/ч)
12.5.2.1.7 Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ за счет водогрейных котлов:

[pic] (тыс. ГДж/год)
12.5.2.1.8 Общий годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ:

[pic](тыс. ГДж/год)
12.5.2.2 Выработка и отпуск электроэнергии с шин станции
12.5.2.2.1 Годовая выработка электроэнергии электростанцией:

[pic]= 460.6500/1000 = 2990 (тыс. МВт.ч/год)
12.5.2.2.2 Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, среднее значение в целом по станции:

[pic] = [pic] (%)
12.5.2.2.3 Годовой расходы электроэнергии на собственные нужды в целом по
ТЭЦ:

[pic]= [pic] (тыс. МВт.ч/год)
12.5.2.2.4 Годовой расходы электроэнергии на собственные нужды, отнесённые на отпуск теплоты:

[pic] = 5.20530,43/1000 = 102,65 (тыс. МВт.ч/год)
12.5.2.2.5 Годовой расходы электроэнергии на собственные нужды, отнесённые на отпуск электроэнергии:

[pic] = 260,43– 102,65 = 157,78 (тыс. МВт.ч/год)
12.5.2.2.6 Удельный расходы электроэнергии на собственные нужды, отнесённые на отпуск электроэнергии:

[pic] = 157,78.100/2990 = 5,28 (%)
12.5.2.2.7 Удельный расходы электроэнергии на собственные нужды, отнесённые на отпуск электроэнергии, для сравнения:

[pic]= [pic] (%)
12.5.2.2.8 Годовой отпуск электроэнергии с шин станции:

[pic] = 2990 – 260,43 = 2729,57 (тыс. МВт.ч/год)
12.5.2.3 Годовой расход условного топлива.
12.5.2.3.1 Нормативный удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии:

Для турбины ПТ-80-130 bэ(н)о(ПТ) = 321 г у.т./кВт.ч

Для турбины ПТ-135-130/13 bэ(н)о(ПТ) = 319 г у.т./кВт.ч

Для турбины Т-50-130 bэ(н)о(Т) = 307 г у.т./кВт.ч

Для турбины Т-100-130 bэ(н)о(Т) = 304 г у.т./кВт.ч

Для турбин Р-50-130, Р-40-130 bэ(н)о(Р) = 267 г у.т./кВт.ч

В среднем по станции:

[pic] = [pic]

(г у.т/кВт.ч)
12.5.2.3.2 Среднегодовой удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии в целом по станции:

[pic] = 1,14.304,45 = 347,07 (г у.т/кВт.ч)
12.5.2.3.3 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии для сравнения:

bэ(срав)о= [pic]

(г у.т/кВт.ч)
12.5.2.3.4 Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии без учёта расхода электроэнергии на собственные нужды:

[pic]= [pic] (тыс. т у.т/год)
12.5.2.3.5 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учёта расхода электроэнергии на собственные нужды:

[pic] = [pic] = 718,57 (тыс. т у.т/год)
12.5.2.3.6 Годовой расход условного топлива в целом по станции:

[pic] = 982,98+718,57= 1701,55 (тыс.т у.т./год)
12.5.2.3.7 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учётом электроэнергии собственных нужд:

[pic] = 718,57+347,07.102,65/1000 = 754,197 (тыс. т.у.т./год)
12.5.2.3.8 Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии с учётом электроэнергии собственных нужд:

[pic]= 1701,55-754,197 = 947,353 (тыс. т.у.т./год)
12.5.2.3.9 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии:

[pic]= 947,353.1000/2729,57 = 347,07 (г у.т/кВт.ч)
12.5.2.3.10 Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты:

[pic]= 754,197.1000/20530,43 = 36,74 (кг у.т./ГДж)
12.5.2.3.11 Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты для сравнения:

[pic] = [pic]

(кг у.т./ГДж)
12.5.2.3.12 КПД станции по отпуску электроэнергии:

[pic] = [pic] (%)
12.5.2.3.13 КПД станции по отпуску теплоты:

[pic] = [pic] (%)
12.5.2.3.14 Коэффициент использования топлива:

[pic]= [pic] (%)
12.5.2.3.15 Годовой расход натурального топлива в целом по станции:

[pic]= 1701,55.29330/35615 = 1401,28 (тыс. т.н.т/год)

12.5.3 Издержки производства электрической и тепловой энергии по экономическим элементам затрат

В проекте расчет затрат проводим на ПЭВМ.
Ввод в компьютерную программу исходных данных для расчета себестоимости продукции на Казанской ТЭЦ-3:

Результаты расчетов на ПЭВМ себестоимости:

12.5.3.1 Материальные затраты

Топливо на технологические цели (тыс.pуб/год): 1185482,88

Цена одной тонны условного топлива (pуб/тут): 696,71

Затpаты на вспомогательные матеpиалы

(тыс.pуб/год):

182,16

Стоимость услуг и pабот пpоизводственного хаpактеpа (тыс.pуб/год):

43,01

Матеpиальные затpаты (тыс.pуб/год): 1187337,53

12.5.3.2 Затраты на оплату труда

Годовой фонд оплаты тpуда на одного человека (тыс.pуб/чел.год):

82,41

Затpаты на оплату тpуда (тыс.pуб/год):
50761,75

Коэффициент обслуживания (МВт/чел.): 0,75

Сpеднемесячная заpплата (pуб/месяц):
6867,12

12.5.3.3 Отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды (тыс.pуб/год): 18274,23

12.5.3.4 Амортизация основных фондов

Стоимость основных фондов (тыс.pуб): 2850525

Амоpтизация основных фондов (тыс.pуб/год): 102618,9

12.5.3.5 Прочие затраты

Отчисления в pемонтный фонд(тыс.pуб/год): 128273,63

Стpахование госудаpственного имущества

(тыс.pуб/год):

4275,79

Пpочие отчисления (тыс.pуб/год):
57010,5

Плата за выбpосы:

- окиси азота

7606,95

- окиси углерода

125,78

- загpязняющих веществ (тыс.pуб/год):
7732,73

Плата за землю:

Площадь земли под производственную площадку эл.станции(га)

32,43

Площадь мазутохранилища(га)
1,92

Плата за землю (тыс.pуб/год):
7522,65

Пpочие затpаты-всего (тыс.pуб/год): 204815,29

12.5.3.6 Годовые издержки электростанций по экономическим элементам затрат (тыс.pуб/год) 1563807,7

12.5.4 Калькуляция проектной себестоимости электрической энергий и теплоты

Коэффициент pаспpеделения затpат на электpическую энеpгию 0,56
________________________________________________
Годовые издеpжки, отнесенные на отпуск электpической энеpгии (тыс.pуб) 870663,76

________________________________________________
Годовые издеpжки, отнесенные на отпуск теплоты (тыс.pуб) 693143,94
________________________________________________
Себестоимость отпущенной электpической энеpгии (коп/кВт.ч)
31,9
________________________________________________
Себестоимость отпущенной тепловой энеpгии (pуб/ГДж) 33,76

Таблица – калькуляция затрат и себестоимости электрической и тепловой энергии на Казанской ТЭЦ-3

|Наименование |Годовые издержки |Электрическая |Тепловая энергия |
|статей затрат |производства |энергия |(теплота) |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| |И, | |Издержк|Себестои|Издержки |Себстои- |
| |тыс.руб./|Структу|и |- |по |мость по |
| | |- |по |мость |отпуску |отпуску |
| |год |ра |отпуску|отпущен-|тепловой |тепловой |
| | |% | | |энергии, |энергии, |
| | | |электро|ной эл. |Ит , тыс. |Sто |
| | | |- |энергии,|руб./год |руб/ГДж |
| | | |энергии| | | |
| | | |, |Sэо | | |
| | | |Иэ, |коп/кВтч| | |
| | | |тыс.руб| | | |
| | | |/ | | | |
| | | |год | | | |
|1. |1187337,5|75,9 |661060,|24,22 |526276,9 |25,63 |
|Материальные | | |7 | | | |
|затраты в т.ч.| |75,8 | |24,18 |525454,8 |25,59 |
| |1185482,9| |660028,| | | |
|топливо на | | |1 | | | |
|технологически| | | | | | |
|е цели | | | | | | |
|2. Затраты на |50761,8 |3,2 |28262,1|1,04 |22499,7 |1,1 |
| | | | | | | |
|оплату труда | | | | | | |
|3 . Отчисления|18274,2 |1,2 |10174,3|0,37 |8099,9 |0,39 |
|на | | | | | | |
|социальные | | | | | | |
|нужды | | | | | | |
|4. Амортизация|102618,9 |6,6 |57134 |2,1 |45484,9 |2,22 |
| | | | | | | |
|основных | | | | | | |
|фондов | | | | | | |
|5. Прочие |204815,3 |13,1 |114032,|4,18 |90782,6 |4,42 |
|затраты | | |7 | | | |
|Итого: |1563807,7|100 |870663,|31,9 |693143,9 |33,76 |
| | | |8 | | | |

Технико-экономические показатели электростанции

|Наименование показателя |Условное |Размерность|До |После |
| |обозначение | |реконструкци|реконстр|
| | | |и |укции |
|1 . Установленная |Ny |МВт |440 |460 |
|мощность | | | | |
|станции | | | | |
|2. Часовой отпуск пара на|SDп |т/ч |843 |876,75 |
| | | | | |
|производство с | | | | |
|коллекторов | | | | |
|ТЭЦ | | | | |
|3 . Часовой отпуск |QТЭЦ |ГДж/ч |3502 |3502 |
|теплоты на | | | | |
|отопление и горячее | | | | |
|водоснабжение с | | | | |
|коллекторов | | | | |
|ТЭЦ | | | | |
|4. Суммарный часовой |SQЧОТП |ГДж/ч |1575,9 |1629,9 |
|отпуск | | | | |
|теплоты из отопительных | | | | |
|отборов турбин | | | | |
|5. Часовая пиковая |QПИК |ГДж/ч |1926,1 |1872,1 |
|нагрузка, | | | | |
|показываемая ПВК. | | | | |
|6. Число часов |hy |ч |6500 |6500 |
|использования | | | | |
|установленной мощности | | | | |
|7. Число часов |h[pic] | |4500 |4500 |
|использования | |ч | | |
|производственных отборов | | | | |
|в | | | | |
|течение года | | | | |
|8. Число часов |hот |ч | | |
|использования | | |5232 |5232 |
|отопительного отбора в | | | | |
|течение года | | | | |
|9. Число часов |hпик |ч |932 | |
|использования | | | |932 |
|пиковой отопительной | | | | |
|нагрузки | | | | |
|10. Общий годовой отпуск |Qготп |тыс.ГДж/год|19903,33 |20530,43|
| | | | | |
|теплоты с коллекторов ТЭЦ| | | | |
|11. Удельный расход | | | | |
|эл.энергии на собственные|Ксн |% |8,76 |8,71 |
| | | | | |
|нужды в целом по ТЭЦ. | | | | |
|12 . Удельный расход | | | | |
|электрической энергии |КЭЭсн |% |5,28 |5,28 |
|собственных нужд на | | | | |
|отпуск | | | | |
|электрической энергии | | | | |
|13. Годовой отпуск эл. |W0 |тыс.МВт.ч/г|2609,46 |2729,57 |
|энергии | | | | |
|с шин станции | | | | |
|14. Абсолютные вложения |Кст |тыс, руб. |3506550 | |
|капитала в строительство | | | | |
| | | | |3167250 |
|станции | | | | |
|15. Удельные вложения |Куд |руб./кВт |7969,43 |6885,33 |
|капитала | | | | |
|16. Удельный расход |bэо |г. ут./кВт |346,67 |347,07 |
|условного | |ч | | |
|топлива на отпуск эл. | | | | |
|энергии. | | | | |
|17. Удельный расход |bто |кг. ут./ГДж|36,73 |36,74 |
|условного | | | | |
|топлива на отпуск теплоты| | | | |
|18. Коэффициент |?топл |% |61,24 |60,89 |
|использования топлива | | | | |
|19. Коэффициент | | |0,73 |0,75 |
|обслуживания |Коб |пр МВт/чел | | |
|20. Среднемесячная ЗП 1 |ЗПср |руб./мес |6839,43 |6867,12 |
|работника | | | | |
|21. Цена 1 т условного |Цу |руб./т.ут. |696,71 |696,71 |
|топлива | | | | |
|22 . Себестоимость |Sэо |коп. /кВт ч|32,69 |31,9 |
|отпущенной | | | | |
|электрической энергии | | | | |
|23. Себестоимость |Sто |руб./ГДж |34,75 |33,76 |
|отпущенной | | | | |
|тепловой энергии | | | | |

Вывод:

Реконструкция Казанской ТЭЦ-3 позволила сделать следующий вывод: при анализе стоимости продукции необходимо учитывать все составляющие затраты: топливную, амортизационную, оплату труда, социальные отчисления и прочие затраты.

Доля топливной составляющей ТЭЦ-3 73,6 %, а после реконструкции достигла 75,8 %, т.е. повысилась на 2,2 %.

Доля амортизационных затрат снизилось на 0,8 % (с 7,4 % до 6,6 %). Это объясняется снижением удельных капиталовложении.

Доля оплаты труда составляла 3,1 %, а после реконструкции достигла
3,2 %, т.е. повысилась на 0,1 %. Она зависит от численности промышленно производственного персонала, фонда оплаты труда, коэффициента собственных нужд и снижается за счет уменьшения численности персонала.

Доля прочих затрат в себестоимости продукции составляла 14,5 %, а после реконструкции снизилась до 13,1 %, т.е на 1,4 %. Факторы, влияющие на их уровень- это стоимость основных фондов, норма амортизации, мощность станции, ставка земельного налога, площадь земли под строительство станции.

Цена сооружения энергопредприятия выражается расчетным показателем удельных капвложений, определяющим стоимость единицы установленной мощности. Большое влияние на величину удельных капвложений оказывают: тип установки, ее мощность, число и параметры агрегатов, вид сжигаемого топлива.

Коэффициент собственных нужд показывает, сколько процентов от выработанной электроэнергии идет на собственные нужды станции, а именно: на работу двигателей, насосов, вентиляторов, освещение, отопление, горячее водоснабжение и др. величина коэффициента собственных нужд зависит от вида сжигаемого топлива, качества эксплуатации. После реконструкции коэффициент собственных нужд снизился на 0,05 %.

Экономичность работы электростанции определяется показателем- удельным расходом условного топлива на производство единицы энергии, который зависит от качества эксплуатации и ремонта основного оборудовании, изменение режима работы оборудования, эксплуатационных условий, уменьшения коэффициента собственных нужд.

Также экономичность работы предприятия характеризуется показателем себестоимости единицы продукции, который определяется отношением суммы вех затрат по предприятию к количеству отпущенной электроэнергии.

Себестоимость единицы продукции является важнейшим стоимостным показателем, характеризующим эффективность производства. Снижение себестоимости продукции основной источник увеличения прибыли в энергетики и повышение жизненного уровня работников предприятия.

Реконструкция станции позволила снизить себестоимость электроэнергии на 0,79 коп., а тепловой энергии 0,99 руб. Тем самым реконструкция позволила сэкономить 22481,48 тыс.руб./год.

13 ЛИТЕРАТУРА

1. Методические указания для дипломного проектирования по выбору основного и вспомогательного оборудования.

2. Методические указания по расчету ТЭЦ для дипломного проектирования,

Иванова ВЗЭТ, 1984.

3. Смирнов А.Д., Антипов К.М. «Справочная книжка энергетика», М.

Энергоатомиздат, 1984.

4. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования, М. Энергоатомиздат, 1985.

5. Жабо В.В. «Охрана окружающей среды на ТЭС», М. Энергоатомиздат, 1992.

6. Малочек В.А. «Ремонт паровых турбин», М. Энергия, 1968.

7. Прузнер С.Л. «Экономика, организация и планирование энергетического производства», М. Энергия, 1984.

Все вопросы и предложения присылайте на ramil_mail@mail.ru или на ICQ#
308280326
-----------------------
МХ

’

Пл

где

F19903,33анилищаземли под ТЭЦ оимости:анных для расчета себестоимости продукции на Казанской ТЭЦ-3:МХ

ЗЕМ

ЗИ

ОБЩ

ТС

NО

СО

ОТ

есн

Иесн

’

100

есн

рф

СТ

си

Иси

’

100

др

отч

СО

NО

ТС

ОБЩ

ЗИ

ЗЕМ

F19903,33анилищаземли под ТЭЦ оимости:анных для расчета себестоимости продукции на Казанской ТЭЦ-3:МХ

где

Пл

’

МХ

есн

рф

СТ

си

Иси

’

100

др

отч

ОТП

Реферат: Diplom po TEC

Похожие работы: