Планирование производства электроэнергии на КЭС

Министерство образования и науки Украины

Национальный технический университет

«Харьковский политехнический институт»

Кафедра организации производства и управления персоналом













МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

по выполнению курсовой работы по

"Организации производства и маркетингу"

на тему

"ПЛАНИРОВАНИЕ ПPOИ3ВОДСТВА

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА КЭС"







для студентов электроэнергетического факультета

по специальностям:

7.000008 - энергоменеджмент. 7.090615 - системы управления

производством и распределением электроэнергии



















Харьков - 2007



РЕФЕРАТ

		В курсовой работе содержится	страниц,	таблиц,

		 литературных источников.

В работе выполнен сметно-финансовый расчет строительства КЭС мощностью  МВт, запланированы выработка электроэнергии на КЭС, расход электроэнергии на собственные производственные нужды станции, определены основные технико-экономические показатели проектируемой КЭС.



СОДЕРЖАНИЕ

		Исходные данные	

		Введение	

		1.	Определение сметной стоимости строительства КЭС	

		2.	Определение режима работы КЭС	

		3.	Расчет потребности КЭС в топливе	

		4.	Расчет расхода электроэнергии на собственные нужды	

		5.	Таблица основных технико-экономических показателей

		проектируемой КЭС	

		Список использованных источников	





ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

	Тип и мощность турбины	

	Количество турбин	

	Вид используемого топлива	

	Максимальная электрическая нагрузка турбины (зима/лето), МВт	

	Число часов использования максимальной нагрузки	

	КПД котельной брутто,  , доли единицы	

	Калорийность топлива,  , ккал/кг	





ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время большая часть электроэнергии в Украине производится на тепловых электростанциях, которые можно разделить на два типа: конденсационные (КЭС) и теплоэнергоцентрали (ТЭЦ).

Основными особенностями КЭС являются: значительная удаленность от непосредственных потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях и блочный принцип построения электростанции. Построение КЭС по блочному принципу обеспечивает следующие преимущества: упрощается технологическая схема электростанции, что увеличивает надежность работы; сокращается объем строительных и монтажных работ; уменьшаются капитальные затраты на сооружение станции.

КЭС оснащаются в основном блоками 200-800 МВт. Применение крупных агрегатов обеспечивает приемлемую себестоимость электроэнергии и снижение удельных капитальных вложении.

Целью курсовой работы является планирование производства электроэнергии на КЭС.

Основными задачами курсовой работы являются:

	сметно-финансовый расчет стоимости строительства проектируемой КЭС;

	определение режима работы и основных технико-экономических показателей работы КЭС;

расчет расхода электроэнергии на собственные нужды станции;

	заполнение таблицы основных технико-экономических показателей проектируемой КЭС.

	

	

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СМЕТНОЙ СТОИМОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА КЭС

Стоимость промышленного строительства КЭС определяется согласно сметно-финансовому расчету (СФР), состоящему из 12 глав, каждая из которых имеет целевое назначение. Сметная стоимость строительства КЭС определяется как сумма капитальных затрат по отдельным главам СФР.

Для определения сметной стоимости строительства КЭС используется методика расчета с применением нормативов удельных капиталовложений по каждой главе СФР.

Определение суммарных капиталовложений и составление СФР производится по форме табл. 1.

Рассмотрим методику расчета капитальных вложений по каждой главе СФР.

Исходя из удельных капитальных вложений, приведенных в приложении 2, рассчитывается общая сумма капитальных вложений по главам 1-7 СФР. Полученный результат заносится в колонку 7 таблицы 1. Формула для расчета:



 ,     [1]



где	 -	общая стоимость затрат по данной главе СФР, млн.грн.;

 - норматив удельных капитальных вложений в промышленное строительство КЭС, грн/кВт (заносится в колонку 8 СФР);

 -	установленная мощность КЭС, кВт.











Таблица 1 Сметно-финансовый расчет капитальных вложений в сооружение КЭС , МВт



№

п/п

Наименование глав и затрат

Сметная стоимость,

млн. грн

Удельные

кап.

вложения,

грн/кВт





Строительные

работы

Монтажные

работы

Оборудование

прочие

Всего



1

2

3

4

5

6

7

8

1

Подготовка территории строительства

38%

6%

2%

54%

100%



2

Объекты основного производственного назначения:















- главный корпус















- дымовые трубы

85%

12%

3%



100%





- электротехнические устройства

15%

8%

77%



100%





- топливное хозяйство

53%

12%

35%



100%





- внешнее гидрозолоудаленне

30%

30%

40%



100%





- техническое водоснабжение

60%

10%

30%



100%



3

Объекты подсобного производственного и обслуживающего назначения

55%

10%

35%



100%



4

Объекты энергетического хозяйства

В энергетике эта глава опускается

5

Объекты транспортного хозяйства и связи

65%

10%

25%



100%



6

Внешние сети и сооружения

93%

3%

4%



100%



7

Благоустройство территории

75%

25%





100%





Итого по главам 1-7













8

Временные здания и сооружения







9

Прочие работы и затраты









Итого по главам 1-9







10

Содержание дирекции строящейся КЭС







11

Подготовка эксплуатационных кадров







12

Проектно-изыскательские работы









Итого по главам 1-12









Непредвиденные работы и затраты









Итого по СФР









Возвратные суммы (50% от затрат по главе 8) (-)









Всего по СФР за вычетом возвратных сумм









Рассчитанная общая стоимость затрат по каждой из глав 1-7 СФР распределяется по видам работ и затрат пропорционально процентам заданным в табл. 1.

Например, для КЭС мощностью 4x300 МВт и работающей на угле, затраты по главе 1 «Подготовка территории строительства», рассчитываются и распределяются следующим образом. Общая сумма капитальных вложении по главе 1 равна:

,

в том числе затраты на:

строительные работы	25,2 * 0,38 = 9,576 млн. грн.

монтажные работы	25,2 * 0,06 = 1,512 млн. грн.

оборудование		25,2 * 0,02 = 0,504 млн. грн.

прочие затраты		25,2 * 0,54 = 13,608 млн. грн.

Итого:					25,2 млн. грн.

Аналогичным образом рассчитываются и распределяются затраты по главам 2-7 СФР.

Затраты по главному корпусу КЭС заданной мощности определяются, исходя из нормативов капитальных вложений по главному корпусу, приведенных в приложении 3. Формула для расчетов:



,     [2]



где	 - суммарные капиталовложения в главный корпус заданной мощности, млн. грн (заносится в колонку 7 табл. 1);

 - капитальные вложения в головной (первый) агрегат, млн. грн;

 - капитальные вложения в последующие агрегаты, млн. грн;

 - количество агрегатов (блоков) на КЭС.

При этом удельные капитальные вложения в главный корпус рассчитываются по формуле:



,     [3]



Этот результат заносится в последнюю колонку СФР по строке "главный корпус" (табл. 1).

Например, для КЭС мощностью 4x300 МВт и работающей на угле суммарные затраты на строительство главного корпуса составят:



.



Полученный результат (К = 525 млн. грн) заносится в колонку 7 таблицы 1 по строке "главный корпус".

В рассматриваемом примере удельные капвложения в главный корпус составят:



.



Этот результат (= 437,5 грн/кВт) заносится в колонку 8 таблицы 1 по строке "главный корпус".

Затраты на строительные работы, монтажные работы и на оборудование главного корпуса рассчитываются аналогично суммарным затратам в главный корпус. Полученные данные заносятся в соответствующие графы табл. 1 по строке "главный корпус". При этом сумма затрат на строительные работы, монтажные работы и оборудование главного корпуса должна соответствовать общим затратам в главный корпус.

Итоговые данные по главам 1-7 по всем видам затрат (строительные работы, монтажные работы, оборудование, прочие затраты) суммируются и должны соответствовать общей стоимости затрат по указанным главам СФР. По этим же главам суммируются удельные капитальные вложения.

Последующие главы и затраты СФР являются комплексными и по ним рассчитываются только общая стоимость и удельные капитальные вложения (заполняются только колонки 7 и 8).

Глава 8. Временные здания и сооружения. Затраты и удельные капитальные вложения по этой главе составляют 3% от суммы затрат по главам 1-7.

Глава 9. Прочие работы и затраты. Затраты и удельные капитальные вложения по этой главе составляют 5% от суммы затрат по главам 1-7 СФР.

Глава 10. Содержание дирекции строящейся КЭС. Глава 11. Подготовка эксплутационных кадров. Глава 12. Проектно-изыскательские работы. Суммарные затраты по этим 3 главам зависят в основном от мощности станции и принимаются в размере 5% от суммы затрат и суммы удельных капиталовложении по главам 1-9 СФР.

Непредвиденные работы и затраты не могут быть предусмотрены при разработке проектного задания. Размер средств на непредвиденные работы и затраты, включаемые в СФР, принимается равным 5% от суммы затрат по главам 1-12 СФР (колонка 7 табл. 1). Удельные капитальные вложения по непредвиденным работам и затратам также принимаются в размере 5% от суммы удельных капитальных вложении по главам 1-12 СФР (колонка 8 табл.1).

Возвратные суммы, учитываемые в СФР, включают амортизируемую в течение строительства часть стоимости временных зданий и сооружений, ликвидную часть стоимости временных зданий и сооружений, стоимость материалов, полученных от разборки конструкций сносимых зданий. Возвратные суммы принимаются в размере 50% от затрат и удельных капитальных вложений по главе 8 (Временные здания и сооружения) и вычитаются из суммарных затрат и удельных капитальных вложений по строке «Итого по СФР». Полученные результаты заносятся соответственно в колонки 7 и 8 таблицы 1 СФР.

В последней строке СФР «Всего по СФР за вычетом возвратных сумм» указываются сметная стоимость строительства КЭС заданной мощности и расчетная величина удельных капиталовложений (в грн/кВт установленной мощности).

При выполнении сметно-финансового расчета не учтены затраты на экологическую составляющую и жилищное строительство.



2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ КЭС

Режим работы и годовая выработка электроэнергии проектируемой КЭС устанавливается по значениям заданных руководителем проекта максимальных нагрузок и числа часов использования максимальных нагрузок в характерные периоды года: зима, весна-осень, осень-весна, лето.

Заданное в исходных данных число часов использования максимальных нагрузок -  — распределяют по характерным периодам года следующим образом: зима - 40%, весна-осень - 25%, осень-весна - 20%, лето - 15%.

Режим работы КЭС и расчет выработки электроэнергии представлен в табл. 2.

Формула расчета выработки электроэнергии по периодам года - , кВтч:

,     [4]



где	 - количество работающих турбин. В летний период количество работающих турбин уменьшается на одну турбину в связи с проведением капитальных ремонтов .

Если станция укомплектована блоками разной мощности, то расчет ведется раздельно по каждому типу блоков (турбин), а годовая выработка электроэнергии суммируется.

Используя максимальные электрические нагрузки () и энергетические характеристики турбин, математическое выражение которых приведено в приложении 4, определяют максимальное потребление острого пара турбиной -  - по периодам года, Гкал/ч.

Например, для турбины К-200-130 максимальное потребление острого пара турбиной по периодам года определяется но формуле, Гкал/ч:



,



где	 - максимальная электрическая нагрузка на одну турбину по периодам года, МВт (см. табл.2)



Таблица 2 Режимы работы КЭС и расчет выработки электроэнергии

Характерные

периоды

года

Максимальная

электрическая

нагрузка

турбины,

, МВт

Число часов

использования

максимальной

нагрузки,



Количество

работающих

турбин,



Выработка

элскгроэнсргии

по КЭС,



млн.кВтч

1

2

3

4

5

Зима









Весна-осень









Осень-весна









Лето









ИТОГО











Расчет количества острого пара нетто (), потребляемого всеми турбинами КЭС, представлен в табл. 3. Формула для расчета Гкал:



,     [5]



где	 - максимальный часовый расход тепла турбины по периодам года, Гкал/ч;

 - число часов использования максимальной нагрузки на одну турбину по периодам года;

 - количество работающих турбин (летом на одну турбину меньше).

В результате суммирования расходов острого пара по периодам года получают годовой характеристический расход острого пара нетто  (итоговая цифра табл. 3), Гкал:



,     [6]



Если станция укомплектована блоками разной мощности, то расчет количества потребляемого острого пара ведется раздельно по каждому типу блока (турбины), а годовой характеристический расход острого пара нетто суммируется.

Расход тепла нетто машинным залом равен, Гкал:

,     [7]

Таблица 3 Расчет количества острого пара, потребляемого турбоагрегатами КЭС

Характерные

периоды

года

Максимальный

часовой расход тепла турбиной,

, Гкал/ч

Число часов

использования

максимальной

нагрузки,



Количество

работающих

турбин,



Количества острого пара,

потребляемого

всеми

турбоагрегатами

КЭС

, тыс.Гкал

1

2

3

4

5

Зима









Весна-осень









Осень-весна









Лето









ИТОГО











3. РАСЧЕТ ПОТРЕБНОСТИ КЭС В ТОПЛИВЕ

Полное количество тепла (брутто), потребляемое машинным залом с учетом расхода тепла на собственные нужды, определяется по формуле, тыс. Гкал:



,     [8]



где	 - коэффициент расхода тепла на собственные нужды машинного зала (= 0,011 ÷ 0,014)

Количество тепла нетто, которое должно быть отпущено котельной в виде острого пара, равно, тыс. Гкал:



,     [9]



Где	 - коэффициент теплового потока, которым характеризует степень совершенства тепловой схемы и эксплуатации станции (принимается равным 0,995).

Общее количество тепла брутто, необходимое для производства пара с учетом расхода тепла на собственные производственные нужды котельной () равно, тыс. Гкал:



,     [10]

где	 - коэффициент расхода тепла на собственные нужды котельной (= 0,011 ÷ 0,013).

Годовой расход условного топлива (), необходимого для производства потребного количества острого пара (), рассчитывается по формуле, тыс. т.у.т.:



,     [11]



где	 - КПД котельной брутто (задается в исходных данных)

7000 – калорийность условного топлива, ккал/кг.

Годовой расход натурального топлива (), т:



,     [12]



Где	 - низшая теплота сгорания (калорийность) натурального топлива, ккал/кг (задается в исходных данных)



4. РАСЧЕТ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КЭС

Расход электроэнергии на собственные нужды станции определяют по стадиям производства: первая стадия - топливно-транспортный и котельный цехи, вторая стадия - машинный цех и электроцех. Расчет расхода электроэнергии на собственные нужды КЭС производится исходя из годового объема работ и пооперационных норм расхода электроэнергии (см. прил. 5) и выполняется по форме табл. 4.

Для определения расхода электроэнергии на собственные нужды по первой стадии производства необходимо предварительно вычислить общее количество пара, вырабатываемое всеми котлоагрегатам КЭС () за время . Расчет выполняется по формуле, т. пара:



,     [13]



где	 - часовая производительность котла, т. пара/ч (см. прил. 3, характеристика турбин, колонка 1);

 - число часов использования максимальной нагрузки по соответствующим периодам года (см. табл. 2);

 - количество работающих котлоагрегатов по периодам года, шт.

Полученное значение  используется при расчете расхода электроэнергии на собственные нужды станции по первой стадиии производства и при заполнении табл. 4 (колонка 3: годовой объем работ по стадиям производства 1.4, 1.5, 1.6, 1.7).

Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды КЭС, %:



,     [14]



где	 - общий расход электроэнергии на собственные нужды станции, млн. кВг*ч (итоговая цифра таблицы 4);

 - годовая выработка электроэнергии по станции, млн. кВт*ч (итоговая цифра таблицы 2).

Годовой отпуск электроэнергии с шин станции составит, млн. кВт*ч:



,     [15]







	

Таблица 4. Расчет расхода электроэнергии на собственные нужды КЭС



Наименование стадий

производства,

операций и

потребителей

электроэнергии

Единица

измерения

Годовой

объем работ

Удельный

расход

электроэнергии

Расход на

собственные

нужды,

млн кВт*ч

1

2

3

4

5

1. Топливно-транспортный и

котельный цеха:









1.1. Подача и дробление топлива

млн. т



кВт*ч/т



1.2. Помол топлива

млн. т



кВт*ч/т



1.3. Подача сушильного агента и пыли

млн. т



кВт*ч/т



1.4. Тяга и дутьё

млн. т

пара



кВт*ч/т

пара



1.5 Питательные насосы

млн. т

пара



кВт*ч/т

пара



1.6. Прочие расходы котельного цеха

млн. т

пара



кВг*ч/т

пара



1.7. Прочие расходы топливно-транспортного цеха

млн. т

пара



кВт*ч/т

пара



Итого по первой стадии









2. Машинный цех и электроцех:









2.1. Циркуляционные насосы

млн.

кВт*ч



%



2.2. Прочие расходы машинного цеха

млн.

кВт*ч



%



2.3. Прочие расходы элсктроцеха

млн.

кВт*ч



%



Итого по второй стадии









Всего расход электроэнергии на

собственные нужды

















Выполненные технико-экономические расчеты приводняться в итоговой таблице №5

Таблица 5 Основные технико-экономические показатели проектируемой КЭС

Показатели

Единица

измерения

Величина

Мощность станции

МВт



Состав оборудования

МВт



Вид используемого топлива





Годовая выработка электроэнергии

106 кВт*ч



Расход электроэнергии на собственные нужды

%



Сметная стоимость промышленного строительства

млн. грн.



Удельные капитальные вложения

грн/кВт





СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Долгов п.п., Савин И.M. Организация, планирование и управление энергетическим предприятием: Учебник. - Харьков, Основа, 1990. -264 с.

Методические указания по выполнению курсовой работы по «Организации производства и маркетингу» на тем «Планирование производства электроэнергии на КЭС» для студентов электроэнергетического факультета по специальности 7.000008 - Энергоменеджмент, 7.090615 - Системы управления производством и распределением электроэнергии / Сост. доцент Попазов Л.С. -Харьков, ПТУ «ХПИ», 2007. - 28 с









		

Приложение 1

Исходные донные для выполнения курсовой работы (цифры условные)



№

варианта

Тип турбины

Количество

турбин,



Вид

топлива

Калорийность

топлива ,

ккал/кг

Максимальная

электрическая нагрузка

турбины ,

(зима/лето), МВт

Чисто часов использования максимальной

нагрузки, 

КПД котельной

брутто, доли

единицы

1

2

3

4

5

6

7

8

1

К-200-130

4

уголь

5500

180/130

5700

0,88

2

К-200-130

5

газ

8500

174/126

6500

0,91

3

К-200-130

6

уголь

6100

168/132

5800

0,87

4

К-300-240

4

уголь

6000

257/212

6000

0,89

5

К-300-240

5

газ

8500

262/208

6600

0,91

6

К-300-240

6

мазут

9400

270/214

5800

0,92

7

К-500-240

4

уголь

5900

446/362

5900

0,87

8

К-500-240

3

уголь

6300

450/357

6100

0,88

9

К-500-240

5

матут

9500

440/366

6500

0,91

10

К-800-240

3

уголь

6200

710/580

6200

0,87

11

К-800-240

4

газ

8500

715/560

6700

0,92

12

К-200-130

б

уголь

5800

180/147

6300

0,88

13

К-200-130

5

уголь

6100

172/136

6400

0,87

14

К-200-130

5

уголь

5200

178/127

5800

0,88

15

К-300-240

3

уголь

5600

264/215

6000

0,87

16

К-300-240

4

газ

8400

270/208

6600

0,91

17

К-300-240

5

мазут

9500

258/210

6700

0,92

18

К-500-240

4

уголь

6100

424/365

5900

0,88

19

К-500-240

3

уголь

5900

438/356

6100

0,89

20

К-500-240

5

уголь

5800

442/352

6200

0,87

21

К-800-240

3

газ

8500

690/570

6500

0,92







Продолжение приложения 1



№

варианта

Тип турбины

Количество

турбин,



Вид

топлива

Калорийность

топлива ,

ккал/кг

Максимальная

электрическая нагрузка

турбины ,

(зима/лето), МВт

Чисто часов использования максимальной

нагрузки, 

КПД котельной

брутто, доли

единицы

1

2

3

4

5

6

7

8

22

К-800-240

4

уголь

6200

684/555

5800

0,88

23

К-800-240

5

мазут

9400

669/543

6400

0,91

24

К-200-130

6

газ

8500

172/134

6800

0,92

25

К-200-130

5

уголь

6100

176/128

6300

0,87

26

К-200-130

4

уголь

6000

168/142

6400

0,88

27

К-300-240

5

уголь

5900

252/212

6500

0,87

28

К-300-240

3

газ

8500

263/208

6600

0,92

29

К-300-240

4

мазут

9450

257/203

6700

0,91

30

К-500-240

3

уголь

6100

427/354

6200

0,88

31

К-500-240

4

уголь

5900

435/362

6300

0,87

32

К-500-240

5

уголь

6000

441/358

6500

0,88

33

К-200-130

6

газ

8500

172/138

6700

0,91

34

К-200-130

5

уголь

6200

169/127

6800

0,88

35

К-200-130

4

мазут

9500

176/134

6600

0,91

36

К-200-130

6

газ

8500

168/122

6800

0,02

37

К-300-240

3

уголь

5900

257/208

6100

0,88

38

К-300-240

4

газ

8400

262/202

6700

0,91

39

К-300-240

5

мазут

9450

270/212

6400

0,91

40

К-300-240

6

уголь

6100

265/214

6200

0,87

41

К-500-240

4

газ

8500

443/364

6600

0,92

42

К-500-240

3

уголь

6200

432/356

6300

0,88

43

К-200-130

5

уголь

5900

168/134

6400

0,89

44

К-200-130

6

газ

8400

172/126

6700

0,92

45

К-300-240

4

мазут

9500

267/218

6600

0,91





Продолжение приложения 1



№

варианта

Тип турбины

Количество

турбин,



Вид

топлива

Калорийность

топлива ,

ккал/кг

Максимальная

электрическая нагрузка

турбины ,

(зима/лето), МВт

Чисто часов использования максимальной

нагрузки, 

КПД котельной

брутто, доли

единицы

1

2

3

4

5

6

7

8

46

К-300-240

5

уголь

5500

272/238

6200

0,88

47

К-300-240

3

газ

8400

264/232

6400

0,91

48

К-500-130

3

газ

8500

462/424

6150

0,92

49

К-500-130

4

мазут

9450

456/412

6300

0,92

50

К-500-130

2

газ

8500

452/410

6200

0,91

51

К-800-240

2

газ

8400

710/630

6500

0,92

52

К-800-240

3

газ

8500

730/640

6400

0,91

53

K-200-130

6

уголь

5700

178/154

5900

0,87

54

К-200-130

5

мазут

9500

169/141

6100

0,92

55

К-200-130

4

уголь

5800

158/130

6300

0,88

56

К-300-240

5

газ

8400

269/241

6200

0,91

57

К-300-240

4

уголь

5900

258/230

6400

0,89

58

К-300-240

3

уголь

5650

247/224

6500

0,88

59

К-500-240

3

газ

8500

448/394

6300

0,91

60

К-500-240

2

мазут

9450

450/416

6600

0,92

61

К-300-240

6

газ

8400

274/236

6280

0,91

62

К-300-240

5

уголь

5720

268/242

6320

0,88

63

К-200-240

4

уголь

5930

163/147

6200

0,87

64

К-200-240

5

мазут

9500

158/126

6300

0,92







Приложение 2

Нормативы удельных капиталовложений в промышленное строительство КЭС, грн/кВт

(данные условные)



Характеристика

энергоблоков

Вид

топлива

Подготовка

территории

строительства

Дымовые

трубы

Электротехнические

устройства

Топливное хозяйство

Внешнее гидрозолоудаление

Техническое водоснабжение

Объекты подсобного производственного и

обслуживающего назначения

Объекты транспортного

хозяйства и связи

Внешние сети и сооружения

Благоустройство территории

К-200-130+670 т/ч

уголь

10,8

9,6

46,8

33,6

27

72

31,2

45

24

4,2



газо-мазут

9,6

9,0

43,6

21,6

-

69

28,8

42

21

3,6

К-300-240+1000 т/ч

уголь

21

24

27

21,6

9

72

21

24

21

3,6



газо-мазут

18,6

21

25,8

18

-

69

19,2

22,4

19,6

3,0

К-500-240+1650 т/ч

уголь

19,2

21

24

19,2

8,4

68,4

17,4

21

18,6

3,0



газо-мазут

18

18,8

23

18

-

67,2

16,8

19,8

18

3,0

К-800-240+2600 т/ч

уголь

17,4

18

22

17,4

7,8

66,6

16,2

19,6

16,2

3,0



газо-мазут

16,8

17,4

21

16,8

-

66

15,6

18

15,6

3,0

К-1200-240+4000 т/ч

уголь

16,2

16,8

21

16,2

7,8

66

15,0

17,4

15,0

3,0



газо-мазут

15,6

16,2

20,4

15,8

-

65

14,4

16,8

14,4

3,0







Приложение 3

Нормативы капитальных вложений по главному корпусу КЭС на один блок, млн. грн.

(данные условные)



Характеристика

турбин

Вид

топлива

Строительные

работы

Монтажные

работы

Оборудование

Всего





первый

блок

последующие

блоки

первый

блок

последующие

блоки

первый

блок

последующие

блоки

первый

блок

последующие

блоки

К-200-130+670 т/ч

уголь

24

18

18

14

54

45

96

77



газо-мазут

21

15

16

12

45

36

82

63

К-300-240+1000 т/ч

уголь

36

27

27

24

84

75

147

126



газо-мазут

27

18

24

21

78

69

129

108

К-500-240+1650 т/ч

уголь

51

40

45

36

153

140

249

216



газо-мазут

36

27

36

30

150

135

222

192

K-800-240+ 2600 т/ч

уголь

72

60

78

60

192

180

342

300



газо-мазут

63

48

69

54

177

174

309

276

К-1200-240+4000 т/ч

уголь

90

72

90

78

210

192

390

342



газо-мазут

78

66

78

66

192

180

348

312











Приложение 4

Энергетические характеристики конденсационных турбин





Тип и мощность

турбины

Номинальные

параметры

Уравнение энергетической

характеристики

турбины (для определения

полного

расхода тепла),

Гкал/ч



Темпсратура,

°С

давление,

ата



К-200-130

565

130



К-300-240

560

240



К-500-240

560

240



К-800-240

560

240



К-1200-240

540

240



*где  - максимальная электрическая нагрузка турбины по периодам года, МВт









Приложение 5

Нормы расхода электроэнергии

на собственные производственные нужды станции

по отдельным операциям и потребителям.



Операции и потребители электроэнергии



Единица измерения

Вид топлива





уголь

газ

мазут

1

2

3

4

5

1. Топливно-транспортный и котельный цехи:

1.1. Подача и дробление топлива

кВт*ч/т

1,5

-

-

1.2. Помол топлива

кВт*ч/т

15

-

-

1.3. Подача пыли (пневмотранспорт)

кВт*ч/т

5

-

-

1.4. Тяга и дутьё

кВч*ч/т пара

4

3

4

1.5 Питательные насосы:

90 ата, 535°С

130 ата, 565°С

240 ата, 560°С

кВт*ч/т пара

кВт*ч/т пара

кВт*ч/т пара

3

5

7

3

5

7

3

5

7

1.6. Прочие расходы котельного цеха

кВт*ч/т пара

0,8

0,4

0,4

1.7. Прочие расходы топливно-транспортного цеха

кВт*ч/т пара

0,1

0,1

0,1

2. Машинный цех и электроцех:

2.1 Циркуляционные насосы:

90 ата, 535°С

130 ата, 565°С

240 ата, 560°С

% к выработке электроэнергии

1

0,75

0,75

1

0,75

0,75

1

0,75

0,75

2.2. Прочие расходы машинного цеха

% к выработке электроэнергии

0,3

0,3

0,3

2.3. Прочие расходы элсктроцеха

% к выработке

электроэнергии

0,1

0,1

0,1