Файл: Цель выявить систему электроснабжения и экономические показатели тэц1.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 345
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2. Технологическая часть 2.1Характеристики оборудования:Тепловой цех отвечает за системы, сигнализирующие о неполадках оборудования и при необходимости его отключающее.Так же к цеху относится автоматические схемы дистанционного управления.Управление разнообразными задвижками и клапанами, которых очень много на станции.В тепловом цехе находится Средства измерения (СИ) технологических параметров: температура, давление, расход, уровень, перемещение (положение), частота вращения, автоматический химический анализ среды - включая датчики, в том числе датчики информационных измерительных систем, нормирующие преобразователи, вторичные приборы, кабельные и трубные разводки, транспортерные весы, электрическая часть вагонных весов.Устройства автоматических систем регулирования теплотехнических процессов, а также электрические устройства системы регулирования турбоагрегата при оборудовании его системой автоматического управления мощностью (электрическая часть механизма управления турбины, электромеханический преобразователь, электроприставка).Устройства технологической защиты (ТЗ) и сигнализации (С) теплоэнергетического оборудования.Схемы и устройства дистанционного управления (ДУ), в том числе избирательного управления, участвующего в управлении теплотехническими процессами, запорными и регулирующими органами, плужковыми сбрасывателями, шиберами узлов пересылки, обдувочными и отмывочными, аппаратами, форсунками, вибраторами на бункерах сырого угля и узлов пересыпки, клапанами пневмообрушения топлива в бункерах, разворотом лопастей циркуляционных насосов, гидрореле гидропроводов (пневмопроводов); электродвигатели указанных устройств.Схемы и устройства логического управления функциональными группами теплоэнергетического оборудования и технологические блокировки, в том числе загрузки бункеров сырого угля и восстановления фильтров водоприготовительной установки.Средства информационно-управляющей вычислительной техники (ИУВК), включая программное обеспечение.
Блочные, групповые щиты управления, местные щиты управления, на которых установлена аппаратура контроля и управления теплотехническим оборудованием, релейной защиты технологических защит, сборки задвижек, вводные шкафы питания этих сборок со схемой АВР за исключением кабельных вводов питания основного и резервного.Таблица 1. – Таблица оборудования и измерений
Расчет Манометра: Верхний предел измерения 16 кгс/см2 ТУ 25.02.181071-78Расчет мощности моста: 100П. Скорость продвижения диаграммной ленты 60 мм/ч ТУ 25-1610.001-82. Предел измерения (0-200) оС.Расчет Датчика реле тяги: Предел настройки (4-40) кгс/см2.Расчет Датчик реле Газа: Предел измерения (0,06-0,6) кгс/м2.Расчет Датчик-реле напора: Предел измерения (100-1000) кгс/м2.Расчет прибора с трансформаторной измерительной схемой: . Верхний предел измерения 1 кгс/см2. Кулачек линейный.Расчет прибора трансформаторной измеряющей скорость продвижения: Скорость продвижения диаграммной ленты 60 мм/ч. Шкала (0-16) кгс/см2.Расчет прибора тягонапормер: Верхний предел измерения 160 кгс/м2.Чертежь тепловой схемыПриборы дистанционные План котельной управления дистанционноСхема электроснабжения
3. Экономическая часть3.1 Исходные данные: Исходные данные экономических показателей, систем электроснабжения турбинного цеха ТЭЦ-1Таблица 2 . Исходные данные
1.2 1.2 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатациейЭксплуатационные расходы в проектных технико-экономических расчётах,группируются в укрупнённые статьи калькуляции, млн. руб./год:Uэ=Uт+Uзп+Uа+Uтр+Uпр (1)где Uт – затраты на топливо;Uзп – расходы на оплату труда; Uа – амортизация основных производственных средств;Uтр – расходы на ремонт основных средств;
Uпр – прочие расходы.Uэ= 535661+ 2 882 736+815943+1540079+1283279=7 057 6983.2 Расчёт затрат на топливо Число часов работы основного оборудования, т. е. календарное время за вычетом времени простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:Тр=8760-Тремгде Трем – время простоя в ремонте, ч. Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:W=Nуст·Туст667,77 МВт*4635 ч= 3 095 113,95где Nуст – установленная мощность станции,МВт; Туст– число часов использования установленной мощности, ч. где BП6-10ч и BПх.с ..– пусковые потери соответственно при останове на 6–10 часов, и при пуске из холодного состояния, т у.т., принимаем по таблице А.4 [3];nП6-10ч и nПх.с. – число пусков и остановов соответственно на 6 – 10 часов, и из холодного состояния.Годовой расход топлива на КЭС, т у.т./год:B=Bуст*BнеустВ=841655Затраты на топливо, млн.руб./год:Uт=Ц∙B∙10-6535 661*10-6= 64 279 314где Ц – цена топлива, руб./т у.т.3.3 Расходы на оплату трудаUзп=Nу ∙nу ∙Фзп∙10где nу – штатный коэффициент, чел./МВт, принимаем по таблице А.6 [3];Фзп – средняя зарплата одного работника за год.1.7*35000*10=595 0003.4 Амортизационные отчисленияUа=K·Hагде Hа – средняя норма амортизации станции в целом;K – капитальные вложения Ua-815943*1.7= 1 387 103,13.5 Расходы на ремонт основных средствРасходы по ремонту, млн. руб./годUтр=К·Hтргде Hтр – норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ТЭС.383683*59863=22 968 415 4293.6 Прочие расходыК прочим расходам относятся:– общецеховые и общестанционные расходы;– расходы по охране труда и техники безопасности;– налоги и сборы;– плата за землю – и др.Их величина принимается 20 – 30 % от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, с учётом страховых взносов, млн. руб./год:Uпр=0,2·(Uа+Uтр+Uзп)+СОЦ Uпр= 0,2(383683+1283279+35000)+50000= 159 392,4где СОЦ – страховые взносы во внебюджетные фонды, млн. руб./годСОЦ=Hсв·Uзп,где Hсв – норматив страховых взносов, доли.30%*35000=15000Для оценки достоверности расчётов определяется удельный вес топливной составляющей себестоимости:
Блочные, групповые щиты управления, местные щиты управления, на которых установлена аппаратура контроля и управления теплотехническим оборудованием, релейной защиты технологических защит, сборки задвижек, вводные шкафы питания этих сборок со схемой АВР за исключением кабельных вводов питания основного и резервного.Таблица 1. – Таблица оборудования и измерений
| № пп | Наименование и техническая характеристика оборудования и материалов | Тип | Кол |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Температура Т=70 оС, обратная сетевая вода перед котлом. Термометр технический ртутный прямой, ГОСТ 2823-73. Длина верхней части 160 мм, нижней - 235 мм. Шкала (0-100) оС | П_4-1оС_160-253 | 1 |
| 2. | Мост автоматический следящего уравновешивания для измерений и записи температуры на шести точках измерения. Номинальная статическая характеристика | КСМ2-019 | 1 |
| 3. | Давление воды Р=12,8 кгс/см2, трубопроводов сетевой воды к котлу. Манометр показывающий общепромышленного исполнения. | МТП_160-15 | 1 |
| 4. | Разряжение Р= 2 кгс/см2 топки котла. Датчик-реле тяги. | ДН_40-12 | 1 |
| 5. | Давление газа Р=4820 кгс/см2. Газопровод к горелке. Датчик-реле. | ДД_1000-12 | 2 |
| 6. | Давление воздуха Р=950 кгс/м2. Воздушный короб к горелке. | ДН_1000-12 | 1 |
| 7. | Прибор с дифференциально-трансформаторной измерительной схемой, показывающей и сигнализирующей. Верхний предел измерения 1 кгс/см2. Кулачек линейный | КПД1-503 | 1 |
| 8. | Прибор с дифференциально-трансформаторной измерительной схемой, показывающей и сигнализирующей. | КДЕ КСД_017 | 1 |
| 9. | Разряжение Р= -147 кгс/см2. Газоход котла. Тягонапормер дифференциальный жидкостный. | ТДЖ_1-160 | 1 |
| 10. | Пускатель бесконтактный реверсивный | ПБР_2М | 1 |
| 11. | Дистанционный показатель положения | ДУП-М | 1 |
| 12. | Содержание кислорода в дымовых газах Газоанализатор кислорода, в состав которого входят: 1. газоаналитический преобразователь_1 шт. 2. блок пробоподготовки_1 шт. 3. отчетное устройство на базе патенциометра КСП 2-005-1 шт. 4. фильтр_1 шт | МН_5106 | 1 |
Расчет Манометра: Верхний предел измерения 16 кгс/см2 ТУ 25.02.181071-78Расчет мощности моста: 100П. Скорость продвижения диаграммной ленты 60 мм/ч ТУ 25-1610.001-82. Предел измерения (0-200) оС.Расчет Датчика реле тяги: Предел настройки (4-40) кгс/см2.Расчет Датчик реле Газа: Предел измерения (0,06-0,6) кгс/м2.Расчет Датчик-реле напора: Предел измерения (100-1000) кгс/м2.Расчет прибора с трансформаторной измерительной схемой: . Верхний предел измерения 1 кгс/см2. Кулачек линейный.Расчет прибора трансформаторной измеряющей скорость продвижения: Скорость продвижения диаграммной ленты 60 мм/ч. Шкала (0-16) кгс/см2.Расчет прибора тягонапормер: Верхний предел измерения 160 кгс/м2.Чертежь тепловой схемыПриборы дистанционные План котельной управления дистанционноСхема электроснабжения
3. Экономическая часть3.1 Исходные данные: Исходные данные экономических показателей, систем электроснабжения турбинного цеха ТЭЦ-1Таблица 2 . Исходные данные
| Установленная мощность, МВТ | 650 |
| основной | |
| агрегат | Тп-100/110-8,8 |
| Количество блоков, шт. | 1 |
| Ориентировочный штатный коэффициент | 98,37 |
| Сопоставляемый | |
| Агрегат | БКЗ-220-100 |
| Количество блоков, шт. | 4 |
| Ориентировочный штатный коэффициент | 30 |
| | |
| Вид топлива | уголь, мазут |
| Район сооружения | Железнодорожном районе города Улан-Удэ |
| Цена топлива, руб/м3 | 28,2 тысяч рублей за тонну, |
| Теплота сгорания топлива, ккал | 99,866, 0,131 |
| Среднегодовой фонд оплаты труда одного работающего, тыс.руб. | 420000 |
| Обязательные страховые выплаты в ФОТ, % | 50 |
| Коэффициент удорожания капитальных вложений | 118 |
| Средняя норма амортизации станции в целом, % | 6,7 |
| Норма отчислений на ремонтное обслуживание от кап. вложений в ТЭС, % | 687 328 тыс.руб. |
Uпр – прочие расходы.Uэ= 535661+ 2 882 736+815943+1540079+1283279=7 057 6983.2 Расчёт затрат на топливо Число часов работы основного оборудования, т. е. календарное время за вычетом времени простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:Тр=8760-Тремгде Трем – время простоя в ремонте, ч. Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:W=Nуст·Туст667,77 МВт*4635 ч= 3 095 113,95где Nуст – установленная мощность станции,МВт; Туст– число часов использования установленной мощности, ч. где BП6-10ч и BПх.с ..– пусковые потери соответственно при останове на 6–10 часов, и при пуске из холодного состояния, т у.т., принимаем по таблице А.4 [3];nП6-10ч и nПх.с. – число пусков и остановов соответственно на 6 – 10 часов, и из холодного состояния.Годовой расход топлива на КЭС, т у.т./год:B=Bуст*BнеустВ=841655Затраты на топливо, млн.руб./год:Uт=Ц∙B∙10-6535 661*10-6= 64 279 314где Ц – цена топлива, руб./т у.т.3.3 Расходы на оплату трудаUзп=Nу ∙nу ∙Фзп∙10где nу – штатный коэффициент, чел./МВт, принимаем по таблице А.6 [3];Фзп – средняя зарплата одного работника за год.1.7*35000*10=595 0003.4 Амортизационные отчисленияUа=K·Hагде Hа – средняя норма амортизации станции в целом;K – капитальные вложения Ua-815943*1.7= 1 387 103,13.5 Расходы на ремонт основных средствРасходы по ремонту, млн. руб./годUтр=К·Hтргде Hтр – норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ТЭС.383683*59863=22 968 415 4293.6 Прочие расходыК прочим расходам относятся:– общецеховые и общестанционные расходы;– расходы по охране труда и техники безопасности;– налоги и сборы;– плата за землю – и др.Их величина принимается 20 – 30 % от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, с учётом страховых взносов, млн. руб./год:Uпр=0,2·(Uа+Uтр+Uзп)+СОЦ Uпр= 0,2(383683+1283279+35000)+50000= 159 392,4где СОЦ – страховые взносы во внебюджетные фонды, млн. руб./годСОЦ=Hсв·Uзп,где Hсв – норматив страховых взносов, доли.30%*35000=15000Для оценки достоверности расчётов определяется удельный вес топливной составляющей себестоимости: