150986 (Тепловая часть ГРЭС 1000 МВт), страница 6
Описание файла
Документ из архива "Тепловая часть ГРЭС 1000 МВт", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "физика" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "остальное", в предмете "физика" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "150986"
Текст 6 страницы из документа "150986"
напор 155 м.вод.ст.,
мощность электрического двигателя 25,0 кВт
Расчет и выбор питательных насосов
Питательный насос предназначен для подачи питательной воды из деаэратора в прямоточный котёл и обеспечение заданного давления пара на выходе.
В качестве, питательных применяются центробежные насосы. Для такого насоса необходимо, чтобы перед пуском он был заполнен водой, Поэтому напорный трубопровод снабжается обратным клапаном, автоматически закрывающийся при останове насоса.
Давление создаваемое насосом , МПа определяется по формуле:
(2.44)
1)Давление на выходе из насоса, для прямоточных котлов , МПа определяется по формуле:
(2.45)
где – номинальное давление пара в котле, МПа
= = 13,7 МПа
– гидравлическое сопротивление прямоточного котла, МПа
запас давления на открытие предохранительного клапана, МП = 0,08 МПа
суммарное гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта, МПа
(2.46)
=0,1+0,15+ ×0,98
= 0,69 МПа
гидростатический напор, МПа
высота столба воды на нагнетании насоса, м (высота котла)
средняя плотность воды на нагнетательном тракте, 0,806 т/м3
запас давления на открытие предохранительного клапана, МПа
(2.47)
гидравлическое сопротивление пароперегревателя, МПа
= 1,6 МПа
= 0,08 МПа
= 20,3 МПа
Давление на входе в насос , МПа определяется по формуле:
(2.48)
давление в деаэраторе, МПа
сопротивление водяного тракта до входа в ПН, МПа
высота столба воды на всасываемой стороне насоса, м
плотность воды до входа в питательный насос, т/м3
МПа
МПа
Производительность питательных насосов, определяется по формуле:
(2.49)
тонн/час
Принимаю к установке два рабочих и один резервный питательный насос типа ПЭ – 380 – 200, с техническими характеристиками:
подача – 380 м3/ч,
напор – 200 м,
мощность электродвигателя – 2670 кВт.
Расчет и выбор циркуляционного насоса
Напор циркуляционного насоса , м определяется по формуле:
(2.50)
высота подъема воды до конденсаторов, м.в.с.
гидравлическое сопротивление водоводов, м
гидравлическое сопротивление конденсатора, кПа
м. в. ст.
Производительность циркуляционных насосов, определяется по формуле:
(2.51)
n – количество турбин, n = 3
расход охлаждающей воды на конденсаторы, м3/ч
расход воды на газоохладитель, м3/ч определяется по формуле:
(2.52)
м3/ч
расход воды на маслоохладитель, м3/ч определяется по формуле:
(2.53)
м3/ч
расход воды на подшипники, м3/ч определяется по формуле:
(2.54)
м3/ч
м3/ч
Устанавливаю на береговой насосной без резерва 4 циркуляционных насоса, типа ОПВ 3 – 110 с техническими характеристиками:
подача 14400 – 22500 м3/ч,
напор 23,0 – 15,0 м,
потребляемая мощность 905-1368 кВт.
3. Специальная часть
Деаэраторы состоят из деаэрационной колонки и деаэрационного бака.
Колонки устанавливаются непосредственно на баках.
Термический способ деаэрации воды основан на свойствах кислорода и углекислого газа, снижать степень растворимости по мере повышения температуры воды вплоть до кипения.
Химически очищенная вода подаётся в верхнюю часть колонки деаэратора и сливается струями через отверстия в специальных тарелках, расположены внутри колонки. В нижнюю часть колонки через парораспределительный коллектор поступает пар, который проходит в верхнюю часть колонки, омывает при этом струи воды и нагревает её до температуры 158 градусов, с давлением 5 ати. Деаэрированная вода сливается в бак.
3.1 Годовые издержки (затраты) производства
3.1.1 Затраты на технологическое топливо
Итопл= В *Цтопл, тыс.руб.
где Цтопл (газ) =2077тыс.руб.
Итопл =1,18*2077=245086 тыс.руб.
3.1.2 Цена одной тонны условного топлива
Цут = , руб/т.у.т.
Цут= = 1667,25 руб/т.у.т.
3.1.3 Затраты на покупную электрическую энергию
Иээ=N*hгод*Сээ, тыс.руб.
где N-мощность электрической энергии двигателей, определяется по формуле:
N= сн*Nуст, кВт
сн –коэффициент мощности на собственные нужды котельной, принимается в соответствии с [1, с.7]
сн=15 кВт/МВт
N=15*120=1800 кВт
Сээ- это цена (тариф) одного кВт/ч
Сээ- 2,5руб. (за 1 кВт/ч)
Иээ=1800*8760*2,5=39420 тыс. руб.
3.1.4 Затраты на технологическую воду
Ивод=Д*hгод*Свод*Ки, тыс.руб.
где Д- часовой расход пара на один котел, т/ч
Д=8 т/ч
Свод- цена за одну тонну сырой воды
Свод=282 руб. за тонну
Ивод= (2*8*8760*282*1,155)=456515,5 тыс. руб.
3.1.5 Затраты на оплату труда
Иот=Чпп*ЗПср, тыс. руб.
где Чпп- численность промышленного персонала
Чпп= * Nуст
где - удельная численность персонала, чел/МВт [1,с.8]
=0,7 чел/МВт.
=0,7*120=84 чел.
ЗПср- средняя заработная плата на одного рабочего
ЗПср=ФОТн*12*Rpзп, руб
ФОТн - нормируемый фонд оплаты труда
ФОТн=6*ЗПmin*Кэ, руб/мес
где ЗПmin- минимальная заработная плата установленная правительством
(1 янв. 2008г.)
ЗПmin=1200 руб/мес
Кэ- повышающий тарифный коэффициент в энергетике, принимаем 2 согласно [1,c8]
Кэ=2
- районный коэффициент по заработной плате [1,с.9]
=0,9
ФОТн=6*1200*2=14400 руб/мес.
ЗПср=14400*12*0,9=155520 руб.
Иот= 84*155520=13062тыс. руб.
3.2 Затраты на социальные нужды
Исн= * Иот, тыс. руб.
Нсн- норматив отчислений на социальные нужды, 26,3% на (1 янв. 2008г.)
Нсн=26,3%
Исн= *977040=256961,52 тыс. руб.
3.3 Затраты на амортизацию основных фондов
Иам= *Сф+ *Сстр, тыс. руб.
где На1- норма амортизации оборудования, %[1,c.10]
На1=8,5%
На2- норма амортизации на строительные работы, %[1,c.10]
На2=3%
Сф- стоимость основных производственных фондов оборудования, тыс. руб.
Сф= *Ккот, тыс. руб.
Сстр- стоимость строительных работ, тыс. руб.
Сстр= αстр* Ккот
αстр- норматив затрат на строительство, % [1.c9]
αстр=35%=0,35
Сстр=0,35*7528500=2634975 тыс. руб.
Сф=0,9*7528500=6775650 тыс. руб.
Иам= *6775650+ *2634975 =654979,5 тыс. руб.
3.4 Затраты на текущий ремонт
Ит.р.=Нт.р.* Нам, тыс. руб.
где Нт.р.- норматив затрат на текущий ремонт [1,c.10]
Нт.р=20%=0,2
Ит.р.=0,2*654979,5=130995,9 тыс. руб.
3.5 Прочие расходы
Ипр=Нпр*(Иам*+Иот+Исн+Ит.р.)
где Нпр- норматив прочих затрат, %[1,c.10]
Нпр=30%=0,3
Ипр=0,3*(654979,5+977040+256961,52+130995,9)= 605993,076 тыс. руб.
3.6 Суммарные расходы по котельной
Икот= Итоп + Иээ + Ивод + Иот + Исн + Иам + Итр + Ипр
Икот=2450,86+79494687,3+28032000+977040+256961,52 +654979,5 +130995,9 +605993,076
Икот=110155108,156
3.6.1 Расходы на электроэнергию и воду (энергетические затраты)
Иэн=Ивод+Иээ, тыс. руб.
Иэн=28032000+79494687,3=107526687,3тыс. руб.
3.6.2 Затраты на содержание персонала
Иперс= Иот+Исн, тыс. руб.
Иперс=977040+256961,52 =1234001,52тыс. руб.
3.6.3 Затраты на содержание оборудования
Иобор=Иам+Ит.р., тыс. руб.
Иобор=654979,5 +130995,9 =785975,4тыс. руб.
3.7 Расчет себестоимости тепловой энергии
Sотп= , руб/ГДж.
Sотп= =188,4руб/ГДж.
3.7.1 Себестоимость топливной составляющей
S = , руб/ГДж.
S = =162,9 руб/ГДж.
3.7.2 Себестоимость составляющей затрат на покупную электроэнергии
S = , руб/ГДж.
S = =6,75 руб/ГДж.
3.7.3 Себестоимость составляющей затрат на техническую воду
S = = =78,25 руб/ГДж.
3.7.4 Составляющая затрат на содержание персонала
S = , руб/ГДж.
S = =2,83 руб/ГДж.
3.8 Составляющая затрат на оборудование
S = , руб/ГДж.
S = =25,9 руб/ГДж.
3.8.1 Составляющая прочих затрат
S = , руб/ГДж.
S = =8,62 руб/ГДж.
3.9 Оценка эффективности (рентабельности)
Rк= *100, %
где Цт- средний тариф на тепловую энергию по энергосистеме в зоне планируемого строительства котельной, руб/ГДж.
Цт=1.1*Sотп, руб/ГДж.
Цт=1.1*123405=135746,4 руб/ГДж.
Rк= *100=70%.
Вывод. Доход превышает расходы котельной. Срок окупаемости 1,5 года.
3.10 Определение структуры затрат котельной
3.10.1 Топливная составляющая
= *100, %
= *100=47,8 %.
3.10.2 Энергетическая составляющая
= *100, %
= *100=2,9 %.
3.10.3 Составляющая затрат на техническую воду
= *100, %
= *100=33,4 %.
3.10.4 Составляющая затрат на содержание персонала
= *100, %
= *100=1,2 %.
3.10.5 Составляющая затрат на содержание оборудования
= *100, %
= *100=11 %.
3.10.6 Составляющая прочих затрат
= *100, %
= *100=3,7 %.
(Сϑ)В = oС
HОВ = 9,68 163,2=1579,3 кДж/кг
Hух = 1818+ (1,31 – 1)×1579,3 = 2307,5 кДж/кг
Определение тепловых потерь котла
Потери тепла от механического недожога q4 = 0 %, т.к. Ап<6
Потери тепла от химического недожога q3 = 0,5 %
Потери тепла со шлаками q6 = 0 %.
Потери тепла в окружающую среду через обшивку котла q5=0,3%
Потеря тепла с уходящими газами q2 определяется по формуле:
(2.10)
НОХВ - энтальпия холодного воздуха, кДж/кг определяется по формуле:
НОХВ=39,8×VО (2.11)
НОХВ=39,8×9,68
НОХВ=385 кДж/кг
= 4,9 %
Коэффициент полезного действия (брутто) котельного агрегата ηКА ,% определяется по формуле:
ηКА=100 –(q2+q3+q4+q5+q6) (2.12)
6>