Реконструкция Центральной ТЭЦ ЭС-2 города Санкт-Петербурга с монтажом двух парогазовых установок

Оглавление
ВВЕДЕНИЕ 5
1. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЦТЭЦ ЭС-2 7
2. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ЦТЭЦ ЭС-2 23
3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ГТУ 27
Исходные данные расчета: 27
3.1 Определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре 28
3.2 Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ 34
3.3 Определение основных параметров рабочего тела в газовой турбине 35
3.4 Расчет энергетических показателей ГТУ 42
4. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ДЛЯ ТУРБОУСТАНОВКИ ПТ-25/30-8.8. 43
4.1 Описание турбустановки ПТ-25/30-8.8 43
4. 2. Принципиальная схема турбоустановки ПТ-25/30-8,8 51
4.3. Предварительное построение теплового процесса турбины в h,s- диаграмме и расчет расхода пара на турбину 51
4.4. Тепловой расчет системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановки 55
Расчет подогревателей 57
5 ВЫБОР КОТЛА – УТИЛИЗАТОРА 63
5.1. РАСЧЕТ ЭНТАЛЬПИЙ ГАЗОВ 64
5.2. РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛА 65
5.3. РАСЧЕТ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ 65
5.4. РАСЧЕТ ИСПАРИТЕЛЯ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ 76
5.5. РАСЧЕТ ЭКОНОМАЙЗЕРА ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ 83
6 АВТОМАТИЗАЦИЯ 90
6.1 Автоматизация на современном этапе развития энергетики 90
6.2 Особенности системы управления ГТУ 93
6.3 Автоматические защиты теплоэнергетических установок 95
6.4 Система сигнализации. 98
7 ОХРАНА ТРУДА 101
7.1 Анализ условий труда в турбинном цехе ТЭЦ 101
7.2 Характеристика пожарной опасности в ТЦ, возможные причины пожара 102
7.3 Особенности тушения пожаров в турбогенераторах 102
7.4 Профилактические мероприятия, направленные на предупреждение пожаров в ТЦ 103
7.5 Охрана труда при эксплуатации турбоагрегатов 104
8 РАСЧЕТ ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ 109
6.1 Расчет абсолютных вложений капитала в новое строительство 109
ТЭЦ 109
8.1 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦ 110
8.2 Годовые издержки по калькуляционным статьям в целом по ТЭЦ 111
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 118
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 119

АСУ современной энергетической ГТУ выполняется, как правило, электрогидравлической, в нее входит электрическая часть (ЭЧСР) на микропроцессорной базе и гидравлическая часть (ГЧСР).Как видно, функциональные задачи и структура АСУ ГТУ во многом аналогичны задачам и структуре АСУ паровых турбин.Имеющиеся отличия связаны с особенностями ГТУ как объекта регулирования. Перечислим главные из этих особенностей.По сравнению с паровыми турбинами в ГТУ для управления машиной требуются меньшие размеры стопорных и регулирующих клапанов, меньшие размеры и перестановочные усилия сервомоторов, и при этом проще обеспечивать большее их быстродействие.Регулирование режима ГТУ производится воздействием на регулирующие топливные клапаны, подающие топливо непосредственно в камеру сгорания, что обуславливает существенно меньшую, чем в котле ПТУ, инерционность процесса подвода теплоты к рабочему телу в камере сгорании ГТУ. В ГТУ имеется возможность быстрого изменения температуры газа перед турбиной. Это придает особую важность регулированию температуры газа перед турбиной и за ней.ГТУ весьма чувствительна к изменению атмосферных условий, в особенности к изменению температуры воздуха на входе в компрессор.Система регулирования мощности должна обеспечивать требуемые режимы работы ГТУ для любых реально возможных параметров наружного воздуха с достаточной надежностью.Для ГТУ имеется опасность возникновения помпажа компрессора. Для надежной работы ГТУ необходимо, чтобы на всех возможных режимах помпаж компрессора был безусловно исключен с некоторым определенным запасом по отношению к границе помпажа.Для пуска ГТУ необходима предварительная раскрутка ротора при помощи пускового устройства.АСУ современных ГТУ включают составляющие части, обеспечивающие функционирование установки с учетом названных ее особенностей. 6.3 Автоматические защиты теплоэнергетических установокВ процессе эксплуатации возникают нарушения нормальной работы агрегатов, обусловленные резкими и значительными изменениями нагрузки, внезапными частичным или полным выходом из строя оборудования, ошибочными действиями оператора и другими непредсказуемыми причинами. Своевременное устранение этих нарушений практически невозможно, а причиненный ими ущерб может быть велик. Все необходимые операции по управлению в таких режимах осуществляют автоматически с помощью устройств технологических защит и блокировок (ТЗБ).Главное требование к устройствам ТЗБ – высокая надежность действия в аварийных ситуациях. Системы технологических защит (ТЗ) в большинстве случаев строятся на базе стандартной релейной аппаратуры, имеющей сравнительно высокую надежность. Источниками дискретной информации, побуждающими ТЗБ к действию, служат сигнальные контакты измерительных приборов и датчиков.Большое внимание уделяют надежности питания электрических схем ТЗБ. На теплоэнергетическом блоке, например, питание схем ТЗ осуществляют постоянным током от блочной аккумуляторной батареи напряжением 220 В, что обеспечивает надежное питание систем защит даже при потере напряжения переменного тока собственных электрических нужд.Примером ТЗ, устанавливаемой на паровых котлах, служит защита от понижения температуры пара перед турбиной (12), которое может привести к повреждению лопаток последующих ступеней турбины капельной влагой. На рисунке 9.5. показана логическая схема этой защиты для турбины ПТ-60, построенная на типовых элементах «один из двух» (ИЛИ) и «два из двух» (И). Как видно из рисунка отключение турбины произойдет при понижении температуры пара в любом из паропроводов, подводящих пар котла к этому стопорному клапану.Рисунок 6.5. Логическая схема защиты от понижения температуры параПринципиальная электрическая схема защиты от понижения температуры пара на входе в турбину приведена на рисунке 9.6. В качестве датчиков предельного значения температуры пара используют контакты соответствующих автоматических потенциометров (SK3A, SK3Б – температура в стопорных клапанах ; SK1A,SK1Б и SK2A, SK2Б – температура после котлов). В качестве главного элемента ТЗ используется указательное реле типа РУ21 (позиция КН15.1). Схема выполнена в части привода этого реле. Кроме того, используют промежуточные реле постоянного тока РП23 (позиции К1, К2, К3).Рисунок 6.6. Принципиальная электрическая схема защиты от понижения температурыСистема работает следующим образом. При понижении температуры в одном из стопорных клапанов (SK3A или SK3Б) включается соответствующее промежуточное реле (К1 или К2). Если произошло понижение температуры пара в одном из паропроводов, подводящих пар к этому стопорному клапану, включается промежуточное реле К3, срабатывание которого происходит, если котел, на котором произошло понижение температуры, подключен к турбине (контакты К4.2 и К5.2 реле типа РП25.2 замкнуты). При этом защита от понижения температуры пара на этом котле введена в действие (ключи SA1 и SA2 типа ПМОФ). После срабатывания реле К3 система ТЗ выполняет операции, приводящие к останову турбины и включению указательного реле КН15. После закрытия стопорных клапанов контакт реле К20.3 размыкается и отключает реле КН15, что позволяет привести указательное реле в исходное положение. Взвод указательного реле КН15 осуществляют вручную после обнаружения причины срабатывания ТЗ и устранения неисправности.Применяются следующие автоматические защиты барабанных парогенераторов:- защита от повышение давления пара;- защита по уровню в барабане;- защита от потускнения и погасания факела;- защита от понижения температуры перегрева первичного пара;Автоматические защиты для паровых турбин: - защита от повышения частоты вращения ротора; - защита при сдвиге ротора; - защита от ухудшения вакуума в конденсаторе; - защита от понижения давления масла в системе смазки и охлаждения подшипников.6.4 Система сигнализации.Технологическая предупредительная сигнализация срабатывает при достижении значений наиболее важных параметров, близких к предельным.Сигнализация предусмотрена для следующих параметров (таблица 7.18):Технологическая сигнализация Таблица-7.18 ПараметрСигнална "меньше"на "больше"Температура свежего пара535 ОС560 ОСДавление пара перед турбиной8,8 МПа(88 кгс/см2)9,2(92 кгс/см2)ВакуумМинус 0,085 МПа(минус 0,85 кгс/см2)Осевой сдвиг ротораминус 0,8 мм+ 0,8 ммРазность расширения ротора и статора ЦВДминус 2 мм+3 ммРазность расширения ротора и статора ЦНДминус 2,5 мм+ 3 ммПовышение оборотов турбины на 8%3240 об/минДавление водорода в корпусе генератора0,18 МПа(1,8 кгс/см2)0,22 МПа(2,2 кгс/см2)Давление уплотняющего масла0,25 МПа(2,5 кгс/см2)0,28 МПа(2,8 кгс/см2)Чистота водорода в корпусе генератора98,2%Содержание водорода в подшипниках-1%Температура баббита подшипников80 ОСТемпература масла за маслоохладителями45 ОСТемпература пара в 30-ой ступени высока200 ОСОтклонение давления пара на уплотнения0,008МПа(0,08 кгс/см2)0,03 МПа(0,3 кгс/см2)Давление масла в системе регулирования1,8 МПа 18 кгс/см2Давление масла в системе смазки0,07 МПа (0,7 кгс/см2)Уровень в конденсаторе800 ммУровень в ПНД-2800 ммУровень в ПНД-3900 ммУровень в ПНД-4900 ммУровень в ПВД-5,6,7350 ммУровень в ДБверхний датчикУровень в гидрозатворе УВГнижний датчик верхний датчикУровень в маслобаке (по шкале прибора)103 см125 смВибрациябольше 1-го предела4,5 мм/секПерепад масло-водород0,07 МПа (0,7 кгс/см2)0,09МПа (0,9 кгс/см2)7 ОХРАНА ТРУДА7.1Анализ условий труда в турбинном цехе ТЭЦК опасным производственным факторам относят факторы, воздействие которых на работающего приводит к траве; к вредным – факторы, которые приводят к заболеванию.В турбинном цехе ТЭЦ, так же как и на всей ТЭЦ в целом, имеются опасные и вредные производственные факторы. Имеется тепловое (инфракрасное) излучение (выше 45 °С) в конденсационном помещении, подвале машинного зала, помещениях баков, деаэраторов и насосов, в теплофикационных туннелях, в зонах турбогенераторов ( отметки +8 и +9 м), паропроводов и др. В турбинном цехе, в теплофикационном отделении есть парение ( из-за неплотностей в оборудовании трубопроводах); повышенная скорость движения воздуха в зонах площадок турбогенераторов на отметках +8 и +9 м, у паропроводов и деаэраторов. Имеет место превышение допустимых значений уровня общей вибрации на ограниченных участках зон расположения турбин ( отметки +3,5; +8; +9 м ), генераторов, оборудования турбинного цеха высокого напряжения. Повышенная и пониженная относительная влажность в турбинном цехе бывает в зоне вспомогательного оборудования. Имеются вредные вещества в виде газа и жидкостей.В системах регулирования мощных турбин вместо турбинного масла используется огнестойкая жидкость иввиоль. Она состоит из триксиленилфосфата и антиокислительных присадок. Температура самовоспламенения иввиоли значительно выше, чем у турбинного масла (tс = 750 °С). Поскольку иввиоль очень ядовита, она вредно влияет на нервную систему человека и может вызвать паралич конечностей. Поэтому при работах, связанных с иввиолью, соблюдают особые меры предосторожности. Предельно допустимая концентрация иввиоли в воздухе — не более 1,5 мг/м3.Персонал турбинного цеха подвергается высокому нервно-эмоциональному напряжению, связанному со сменностью работы и большой ответственностью за нормальный режим работы оборудования.7.2 Характеристика пожарной опасности в ТЦ, возможные причины пожараГорение и взрыв могут возникнуть либо вынужденно от искры. Либо в результате самовоспламенения горючей смеси. Причинами пожара или взрыва в турбинном цехе могут быть недопустимый нагрев и искрения в контактах машин, аппаратов, проводов при прохождении точки замыкания или токов перегрузки сети. Источниками пожара или взрыва в турбинном цехе являются самовоспламеняющиеся смеси утечек водорода с воздухом ( вблизи генераторов с водородным охлаждением), горючих газов, пыли, масла. Представляют опасность все горячие поверхности турбоустановок и паропроводов, расположенные вблизи маслопроводов и напротив фланцевых соединений. Опасны участки внешних маслопроводов высокого давления, неплотно закрытые отверстия паропроводов и дренажей, присоединенных к цилиндру турбины. Поэтому взрыво и пожароопасность является одним из основных требований эксплуатации в турбинном цехе ТЭЦ.7.3 Особенности тушения пожаров в турбогенераторахПри загорании обмоток генератор или синхронный компенсатор следует немедленно отключить. Турбина отключается автоматом безопасности со срывом вакуума.В генераторах с воздушным охлаждением включается устройство водяного пожаротушения. Применение пены запрещено. Если генератор имеет водородное охлаждение, то отключают автомат гашения поля (АГП) и вытесняют водород углекислым газом.7.4 Профилактические мероприятия, направленные на предупреждение пожаров в ТЦОборудование ТЭЦ, как правило, размещается в огнестойких зданиях. Для предупреждения распространения пожара с одного здания на другое, а также для возможного подъезда пожарных машин необходимо предусматривать подъездные пути с твердым обоснованием и устраивать противопожарные разрывы. При этом обращают особое внимание на правильное размещение оборудования с точки зрения предотвращения пожара или взрыва при эксплуатации.Каждое производственное помещение, где имеются горючие вещества и топливо, должно иметь устройство противопожарного назначения, К таким устройствам относятся противопожарные преграды, устройство защитных зон, обваловок и водяных завес.Для ликвидации пожаров необходимо предусматривать системы автоматического пожаротушения и сигнальные устройства.При пожаре необходимо в кратчайшее время эвакуировать из помещений людей. В каждом цехе на случай возникновения пожара обеспечивают эвакуацию людей Это время определяется расстоянием от рабочего места до выходной двери. Выходы считаются эвакуационными, если они ведут из помещения наружу или в безопасное помещение, на лестничные клетки и др. В каждом помещении должно быть не менее двух эвакуационных выходов на расстоянии 30—100 м от рабочего места.Основными профилактическими мероприятиями, направленными на предупреждение пожаров, является строгое соблюдение правил хранения и обращения с горючими и смазочными материалами. Не разрешается хранение горючих материалов в открытой таре в производственных помещениях, на лестничных клетках и свободных площадках.К масляной системепредъявляются особые требования пожаробезопасности. Для обеспечения прочности маслопроводы сваривают только дипломированные сварщики дуговой сваркой, а не газовой. Качество сварных швов тщательно контролируется просвечиванием гамма-лучами. Масляную систему и баки очищают от шлама и загрязнений паром под давлением четыре-шесть кгс/см2. Масляные баки разрешается ремонтировать только после их очистки. При этом должны соблюдаться правила техники безопасности при работе в резервуарах. Запрещена промывка масляных баков легковоспламеняющимися жидкостями. После окончания ремонтных сварочных работ маслопроводы испытывают повышенным давлением, равным 1,25 рабочего, но не менее 18—20 кгс/см2.Обслуживающий персонал обязан вести постоянное наблюдение за исправностью и техническим состоянием оборудования, содержанием в чистоте всего помещения, наличием свободных проходов и т. п.Большое значение имеет система планово-предупредительного ремонта, обеспечивающая ряд организационных и технических мероприятий по уходу, надзору, обслуживанию и ремонту оборудования, зданий и сооружений.Исправное и работоспособное оборудование обеспечивает выполнение производственного плана и безопасные условия труда.Обслуживающий персонал должен уметь проводить профилактическую работу, направленную на предупреждение пожаров и поддержание санитарно-гигиенических условий труда.7.5 Охрана труда при эксплуатации турбоагрегатовБезопасная эксплуатация турбины заключается в обеспечении оптимальных условий работы, как для персонала, так и для оборудования. Температура поверхности изоляции турбоагрегата при температуре теплоносителя 1300°С должна быть не более 45°С. Изоляция рассчитана на поверхностную температуру 40°С при нормативной температуре воздуха в рабочей зоне. Все горячие поверхности турбоустановок и паропроводов, расположенные вблизи маслопроводов и против их фланцевых соединений изолированы и обшиты листовой сталью или алюминием для предохранения изоляции от пропитывания маслом.Турбина по техническим условиям размещается в контейнере, оснащенном системой автоматического управления (САУ), которая обеспечивает технологические измерения и блокировки работы турбины, а также обеспечивает вентиляцию, контроль загазованности и пожаротушение турбины в пределах контейнера. Дно короба имеет уклон для стока масла к находящейся под контролем персонала специальной сбросной трубе достаточного сечения, направленной в дренажный канал. Маслопроводы, расположенные вне короба, отделены от горячих поверхностей металлическими защитными экранами, а их фланцы и другие места соединений (тройники, стыковые швы и пр.) заключены в специальные кожухи со сливом масла из них в безопасное место. Кожухи фланцевых соединений охватывают фланцы, сварные швы и участок трубы длиной 100-120 мм от шва.Подвальные помещения паровых турбин делаем просторными и хорошо освещенными. Все находящиеся в этих помещениях части (конденсаторы, насосы, трубы и пр.) расположены так, чтобы их можно было удобно и безопасно обслуживать. Стопорные клапаны турбин плотно запираются и установлены непосредственно на патрубке турбины. Перед пуском турбины она прогревается газом при пониженной температуре настолько, чтобы исключалась термическая деформация металла. Отработавшие газы удаляются в атмосферу через достаточно высокую дымовую трубу. Для уменьшения шума, создаваемого выхлопными газами, объем глушителя, если последний не имеет специальной конструкции, не превышает 5-ти кратный объемЭксплуатация турбоустановки должна производиться в полном соответствии с инструкциями по эксплуатации турбоустановки, вспомогательного оборудования и систем, Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правилами Проматомнадзора, Правилами пожарной безопасности для энергетических предприятий, Правилами техники безопасности при эксплуатации теплосилового оборудования электростанций, ведомственными директивными материалами.Запрещается эксплуатировать неисправное оборудование, а также оборудование с неисправными или отключенными устройствами аварийного отключения, блокировок, защит и сигнализации.Подъёмные приспособления, поставляемые с турбиной, должны отвечать требованиям правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъёмных кранов.Эксплуатация турбины должна осуществляться обученным персоналом, допущенным к эксплуатации паровых турбин и вспомогательного оборудования в установленном порядке.Все горячие части турбины, трубопроводы, баки и другие элементы, прикосновение к которым может вызвать ожоги, должны иметь тепловую изоляцию. Температура на поверхности изоляции не должна превышать 45 ОС.При приемке смены персонал, обслуживающий турбоустановку, должен следить за достаточным освещением рабочего места и исправностью аварийного освещения и за плотностью масляной системы во избежание пожара, не допускать подтёков масла и попадания его на горячие поверхности.В целях пожарной безопасности маслопроводы вблизи горячих поверхностей заключаются в короба. Фланцевые соединения, тройники, штуцерные подключения напорных маслопроводов вне коробов заключаются в специальные кожухи. Из коробов и кожухов масло отводится в бак грязного масла.При производстве огневых работ на трубопроводах маслосистемы последние должны быть освобождены от масла, очищены и пропарены.Вблизи генератора с водородным охлаждением должны быть вывешены плакаты "Не курить", "Взрывоопасно", "Работа с огнем запрещена".Все огневые работы в радиусе 10 метров от маслобака и маслопроводов, заполненных маслом, должны производиться по плану производства огневых работ с указанием последовательности операции и объёма работ.Огневые работы на расстоянии менее 10 метров от участков газомасляной системы, содержащих водород, должны производиться по наряду с выполнением мер, обеспечивающих безопасность работы (установка ограждений, проверка воздуха в помещении на отсутствие водорода и т.д.).Огневые работы непосредственно на корпусе генератора, трубопроводах и аппаратах газомасляной системы, заполненных водородом, запрещаются.Запрещается наступать на оборванные, свешивающиеся или лежащие на земле и полу провода, а также на обрывки проволоки, веревки, тросы, соприкасающиеся с этими проводами или прикасаться к ним.Корпусы электродвигателей должны быть заземлены.Не допускать касания электрических кабелей горячих поверхностей оборудования, трубопроводов и арматуры.При возникновении пожара на оборудовании, находящимся под напряжением, необходимо предварительно снять напряжение, а затем приступить к тушению пожара в соответствии с противопожарной инструкцией.Если по какой-либо причине произошел несчастный случай, немедленно примите меры к уменьшению последствий несчастного случая вплоть до аварийного отключения оборудования, снятия напряжения, закрытия подачи пара, воды и т.д. Оказывая пострадавшему первую помощь, одновременно сообщите в медпункт и начальнику смены цеха, при этом не прекращать наблюдений за работающим оборудованием.[11]8 РАСЧЕТ ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦИсходные данные:1. Установленная мощность МВт.2. Тип и количество турбин ПТ-25/30 х 2ГТЭ-65 х 23. Тип и количество котловКУ-90 х 24. Число часов использования ч .установленной мощности5. Топливо Природный газ.6. Удельные капиталовложения млн. руб./МВт6.1 Расчет абсолютных вложений капитала в новое строительствоТЭЦАбсолютное вложение капитала в новое строительство ТЭЦ:млн.руб. Стоимость основных фондов ТЭЦ:0,9·4140=3726 млн.руб.где коэффициент 0,9 учитывает так называемые возвратные суммы.Стоимость оборудования:0,7·3726=2608 млн.руб.8.1 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦГодовая выработка электроэнергии ТЭЦ:180·7000= 1260млн.кВт·ч, в том числе от 2-х блоков ГТУ: 130·8300= 1079 млн.кВт·ч.Отпуск тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ:Q=13240 тыс.ГДж,Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ: (10/100)·1260=126 млн.кВт·ч,где 10 % - удельный расход электроэнергии на собственные нужды.Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, отнесенный на отпуск теплоты:Э=·Q=6,3·13240=83,4 млн.кВт·ч,где =6,3 кВт·ч/ГДж – удельный расход электроэнергии на собственные нужды по отпуску теплоты.Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, приходящийся на выработку электроэнергии: млн.кВт·ч.Удельный расход электроэнергии на собственные нужды по производству электроэнергии:==3,4%.Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:=1260-126=1134 млн.кВт·ч,8.2 Годовые издержки по калькуляционным статьям в целом по ТЭЦНаибольший удельный вес в издержках производства занимает топливная составляющая, зависящая от экономичного режима работы энергооборудования.Этот показатель определяется расходом топлива и во многом зависит от его договорной цены, которая включает оптовую цену топлива у поставщика, стоимость транспортных затрат, посреднических услуг и другие факторы.Договорная цена на топливо:ЦДОГ=870 руб/тыс.м3.Издержки по топливу на технологические цели:ИТОПЛ= · ЦДОГ=683·870=594 млн.руб/год,где - годовой расход натурального топлива:=/1,15=683 млн.м3/год.Вода на технологические цели, забираемая из поверхностных источников водохозяйственных систем.К этой статье относятся затраты по воде, расходуемой на питание котлов, гидрозолоудаление и золоулавливание, систему технического водоснабжения, охлаждение генераторов и трансформаторов, пополнение (подпитку) системы теплофикации и отпуска горячей воды и другие технические и бытовые нужды. Здесь же учитываются все затраты по химводоочистке (кроме амортизации): химические реактивы и другие расходы, а также плата за воду в бюджет.Затраты по воде:ИВ===34,4 млн.руб/год,где = 0 для газомазутного топлива;= 6550 руб. на 1 т. суммарной часовой производительности всех котлов;= 163 руб. на кВт установленной мощности для ТЭЦ с поперечными связями;номинальная производительность котла-утилизатора:Д= 202 т/ч - количество установленных котлов; - установленная электрическая мощность ТЭЦ;П=1,5 млн.руб – годовая плата в бюджет в зависимости от типа турбины и системы технического водоснабжения в расчете на один агрегат; - количество установленных турбин. Оплата труда.По данной статье на основе нормативной численности и расчетной среднемесячной зарплаты рассчитываются затраты на оплату труда эксплуатационного персонала, непосредственно участвующего в технологическом процессе производства энергии.Среднемесячная зарплата одного работника:ЗП=9000 руб.Годовой фонд оплаты труда одного работника:Ф= ЗП·12·10-6=9000·12·10-6=0,108 млн.руб.Затраты на оплату труда эксплуатационного персонала:И=··· Ф=0,7·1,25·180·0,108=17 млн.руб/год,где - доля эксплуатационного персонала в общей численности промышленно – производственного персонала; - штатный коэффициент промышленно – производственного персонала;Отчисления на социальные нужды.Статья включает в себя обязательные отчисления в государственные внебюджетные фонды от затрат по оплате труда согласно социальному налогу, введенному в действие с 1 января 2001 года.Отчисления на социальные нужды:ИСН=ИОТ==6,1 млн.руб/год,где =35,6 % - суммарный норматив отчислений в фонды РФ:- пенсионный – 28 %- социального страхования – 4 %- обязательного медицинского страхования – 3,6 %Оплата труда с учетом социального налога:ИОТ= И+ ИСН=17+6,1=23.1 млн.руб/год.Амортизационные отчисления по этой статье производятся по производственному оборудованию на полное его восстановление (реновацию).Амортизация: Иа=СОБ==83.4 млн.руб/год,где =3,2 – средняя норма амортизации на реновацию в цело по ТЭЦ;СОБ=2826 млн.руб – стоимость оборудования составляет 60 – 70 % от капиталовложений в строительство ТЭЦ.Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования:ИЭКС=·NУ·10-6=140·180·10-6=25.2 млн.руб/год,где =140 руб/кВт.К цеховым расходам относятся затраты на обслуживание цехов и управление ими: зарплата аппарата управления цехом, амортизация и расходы по содержанию и текущему ремонту зданий и инвентаря общецехового назначения, расходы по охране труда.Цеховые расходы:ИЦЕХ= · ИЭКС=0,06·25,2=1,5 млн.руб/год,где =0,06.В состав общестанционных расходов входят расходы по управлению электростанцией: административно – управленческие расходы (оплата труда, командировочные и подъемные, представительские и канцелярские затраты в пределах нормативов); общепроизводственные издержки (содержание, амортизация, текущий ремонт общестанционных средств, испытания, опыты, исследования).Общестанционные расходы:ИОС=ЧАУП·ЗПСР+·( ИЭКС+ ИЦЕХ)=15·9000+0,06(25,2+1,5)=2.1 млн.руб/год,где ЧППП= ·NУ =1,25·180=225 чел. – численность ППП, ЧАУП=0,06· ЧППП=0,06·225=14 чел. – численность АУП.Плата за землю: SОБЩ=S1=16 га,S1= ·NУ·10-2=16 га,где =8 га/100МВт.Плата за землю: ПлЗЕМ=· SОБЩ ·КЗЕМ· 10-6=16800·16·10-6=0,27 млн.руб/год,где =16800 руб/га – ставка земельного налога.Плата за выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду:ПлВЫБР=··КВЫБР·10-6=27500·569·10-6=15,6 млн.руб/год,где =27500 руб/т – норматив платы за выброс NO2;===569 т/год – годовая масса загрязняющего вещества.ИНАЛ=ПлЗЕМ+ПлВЫБР+HПР=0,27+15,6=15,9 млн.руб/год.Общие издержки производства на ТЭЦ включают в свой состав следующие составляющие расчетных величин:ИТЭЦ= ИТОПЛ+ ИВ+ ИОТ+ ИАМ+ ИЭКС+ ИЦЕХ+ ИОС+ ИНАЛ==594+34,4+25+83.4+23,1+1,6+2.1+15,9=779,5 млн.руб/год.Коэффициент распределения:=0,54.Себестоимость единицы теплоты составляет:где Qотп – годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ, тыс. ГДж/год.Себестоимость отпущенной электрической энергии составляет:где Wотп – годовой отпуск электрической энергии с шин электростанции, тыс. МВт.ч/год.Срок окупаемости данного проекта, лет:где Sотпэ/ - себестоимость электрической энергии до модернизации;Sотпт/ - себестоимость тепловой энергии до модернизации;0,86 = 1-НДС, НДС = 0,14.ЗАКЛЮЧЕНИЕПроизведенные расчеты показывают высокую эффективность установок ГТУ.Себестоимость электрической и тепловой энергии по ТЭЦ в целом соответственно равна 0,3 руб/кВт·ч и 32,24 руб/ГДж.Установка двух блоков ГТУ ГТЭ-65и установка двух паровых турбин ПТ-25/30 обеспечивает покрытие существующего уровня тепловых нагрузок с одновременным увеличением отпуска электроэнергии и улучшением технико – экономических показателей ТЭЦ за счет использования двух блоков ГТУ в базовой части тепловых нагрузок с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении.Рассмотренный в данном дипломном проекте вариант установки замещающей мощности обеспечивает покрытие увеличенного уровня тепловых нагрузок с высокими показателями. Рассмотренный в данном дипломном проекте вариант установки новых мощностей обеспечивает покрытие увеличенного уровня тепловых нагрузок с высокими показателями. В результате ввода новых мощностей:удельные расходы топлива на отпуск электрической энергии снизились с330 г.у.т./кВт·ч до 209 г.у.т./кВт·ч;удельные расходы на отпуск тепловой энергии составили 40,8 кгут/ГДж против 43 кгут/ГДж до ввода замещающей мощности;себестоимость тепловой энергии после модернизации составила: 32,24 руб/ГДж;себестоимость электрической энергии составила:0,3 руб/кВт·чСрок окупаемости данного проекта составил 1,6 года.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВТеплотехнический справочник, т.1. - М.: Энергия, 1975.Тепловые и атомные электричекие станции, справочник. - М.: Энергоиздат, 1982.Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергия, 1976.Трухний А.Д. Стационарные тепловые турбины. - М.: Энергоатомиздат, 1990.Паровые и газовые турбины/ под ред. Костюка А.Г. - М.: Энергоатомиздат, 1985.Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций. – Минск, 1974.Б.С. Белосельский, В.И. Барышев. Низкосортные энергетические топлива. - М.: Энергоатомиздат., 1989 , 134 с.Матвеева И.И., Н.В. Новицкий, Вдовченко В.С., и др. Энергетическое топливо СССР. Справочник. - М.: Энергия, 1979.Антонянц Г.Р., Черников В.П., Райфельд О.Ф. Топливо и транспортное хозяйство тепловых электростанций. - М.: Энергия, 1977.Белосельский В.С, Соменов В.К. Энергетическое топливо. Учебное пособие для вузов. - М.: Энергия, 1980, 169 с.Белаконова А.Ф. Воднохимические режимы ТЭС. - М.: Энергоатомиздат, 1985, 246 с.Громогласов А.А., Копылов А.С., Пильщиков А.П. Водоподготовка: Процессы и аппараты. - М.: Энергоатомиздат, 1990, 272 с.Гужулев Э.П., Гриценко В.И. Водоподготовка и воднохимический режим ТЭС и котельных. Учебное пособие для вузов. - Омск, ОмГТУ, 2000.Маргулова Т.Х., Мартынова О.И. Водный режим тепловых и атомных электростанций. - М.: Высшая школа, 1987, 319 с.Стерман Н.Л., Покровский В.Н. Физические и химические методы обработки воды на ТЭС. Для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1991, 329 с.Кострикин Ю.М., Мещерский Н.А., Коровина О.В. Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления. Справочник. - М.: Энергоатомиздат, 1990, 252 с.Латышкина Н.П., Сазонова Р.П. Водоподготовка и воднохимический режим тепловых сетей. - М.: Энергоиздат, 1982, 201 с.Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. - М.: Энергия, 1976, 238 с.Мещерский Н.А. Эксплуатация водоподготовительных установок электростанций высокого давления. - М.: Энергоатомиздат, 1984, 407 с.Тебенихин Е.Ф. Безреагентные методы обработки воды в энергоустановках. - М.: Энергоатомиздат. 1985, 142 с.СанПиН 2.1.4.559-96. Питьевая вода и водоснабжение населенных мест. - М.: Госкомсанэпиднадзор России, 1996, 110 с.Сазанов Б.В. Тепловые электрические станции. М., Энергия, 1974.Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник. Книга 3. - М.: Энергоатомиздат, 1989.Рихтер Л.А., Волков Э.П., Покровский В.Н. Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов ТЭС. - М.: Энергоиздат, 1991, 296 с.Рихтер Л.А., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987; 215 с.Рихтер Л.А., Тупов В.Б. Охрана окружающей среды от шума тепловых электростанций. - М.: издание МЭИ., 1990 96 с.Стишенко Л. Г., Горшенина Н. В. Производственное освещение. - Омск, 2001.Сердюк В.С., Цорина Е.Н. Оценка напряженности трудового процесса. - Омск, 2001.