Хелпикс

Главная

Контакты

Случайная статья



ПМ. 04 ОРГАНИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ ТРУДОВЫМ КОЛЛЕКТИВОМ

⇐ ПредыдущаяСтр 10 из 10


ПМ. 04 ОРГАНИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ ТРУДОВЫМ КОЛЛЕКТИВОМ

 

специальность 13.02.02

ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ И ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

 

 


ПРИЛОЖЕНИЕ 1.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

 

№

п/п

Наименование

ВАРИАНТЫ

 

Мощность ТЭЦ

 

72 МВт

 

200 МВт

 

300 МВт

 

84 МВт

 

200 МВт

 

Количество и тип агрегатов

ПТ-12-90/535

 6шт

ПТ-25-90/535 8шт

Т-50-130/565

6шт

ПТ-12-90/535

 7шт

ПТ-50-130/565 4шт

Энергосистема (город)

 

Свердловскэнерго

Екатеринбург

Ленэнерго

Санкт-Петербург

Новосибирс-энерго

Новосибирск

Свердловскэнерго

Екатеринбург

Ленэнерго

Санкт-Петербург

Вид топлива

 

Экибастузский уголь

Газ

 

Кузнецкий уголь

 

Экибастузский уголь

Газ

 

Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ

Ки = 0.8

 

Ки = 0.89

 

Ки = 0.79

 

Ки = 0.78

 

Ки = 0.8

 

 


 

Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ 1

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

 

№

п/п

Наименование

ВАРИАНТЫ
Мощность ТЭЦ  

300 МВт

400 МВт

50 МВт

500 МВт

150 МВт
Количество и тип агрегатов

50-90/595

6шт

Т-100-130

 4шт

Т-25-90/535

2шт

Т-250-240/565 2шт

ПТ-50-90/535 3шт
Энергосистема (город)  

Пермэнерго

Пермь

 

Мосэнерго

Москва

 

Оренбургэнерго

Оренбург

 

Горэнерго

Нижний-новгород

 

Свердловскэнерго

Екатеринбург

 
Вид топлива  

Газ

 

Подмосковный

уголь

Газ

 

Газ

 

Газ

 
Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ

Ки = 0.79

 

Ки = 0.75

 

Ки = 0.82

 

Ки = 0.82

 

Ки = 0.8

 

 

 


 

Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ 1

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

 

 

№

п/п

Наименование

ВАРИАНТЫ
Мощность ТЭЦ  

200 МВт

150 МВт

200 МВт

 150 МВт   150 МВт  
Количество и тип агрегатов

Т-50-190/535

4шт

Т-50-130/565

3шт

Т-100-130/565

2шт

 ПТ-50/90/535 3шт ПТ-50-130/565 3шт
Энергосистема (город)  

Саратовэнерго

Саратов

 

Мосэнерго

Москва

 

Челябэнерго

Челябинск

 

 Куйбышевэнерго Самара   Ленэнерго Санкт-Петербург
Вид топлива  

Газ

 

Газ

 

Газ

 

 Газ   Газ  
Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ

Ки = 0.87

 

Ки = 0.87

 

Ки = 0.78

 

 Ки = 0.8   Ки = 0.84  

 


Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ 1

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

 

№

п/п

Наименование

ВАРИАНТЫ

Мощность ТЭЦ

200 МВт

 

200 МВт

 

750 МВт

 

200 МВт

 

100 МВт

 

Количество и тип агрегатов

Т-50-130/535

4шт

Т-50-90/535

4шт

Т-250-240/565

3шт

Т-25-90/535

 8шт

ПТ-50-130/565

 2шт

Энергосистема (город)

Удмуртэнерго

Ижевск

Башкирэнерго

Уфа

Кировэнерго

Киров

Кузбассэнерго

Кемерово

Куйбышевэнерго

Самара

Вид топлива

Газ

 

Газ

 

Газ

 

Кемеровский уголь

 

Газ

 

Коэффициент

использования

установленной

мощности ТЭЦ

Ки = 0.79

 

Ки = 0.79

 

Ки = 0.78

 

Ки = 0.75

 

Ки = 0.82

 

 


Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ 1

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

 

№

п/п

Наименование

ВАРИАНТЫ
Мощность ТЭЦ

100 МВт

 

100 МВт

 

100 МВт

 

100 МВт

 

 100 МВт  
Количество и тип агрегатов

ПТ-50-90/535

 2шт

Т-250-240/535

2шт

Т-50-90/535

2шт

Т-25-90/535

 4шт

 Т-50-130/565 2шт
Энергосистема (город)

Новосибирскэнерго

Новосибирск

Кировэнерго

Киров

Горэнерго

Нижний-новгород

Башкирэнерго

Уфа

 Свердловскэнерго Екатеринбург
Вид топлива

Кузнецкий уголь

 

Газ

 

Газ

 

Газ

 

 Егоршинский уголь  
Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ

Ки = 0.75

 

Ки = 0.8

 

Ки = 0.78

 

Ки = 0.8

 

 Ки = 0.8  



Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ 1

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

 

№

п/п

Наименование

ВАРИАНТЫ

Мощность ТЭЦ

150 МВт

 

 100 МВт   100 МВт  

150 МВт

 

750 МВт

 

Количество и тип

агрегатов

Т-25-90/535

6шт

 ПТ-25-90/535 4шт Т-25-90/535  4шт

ПТ-50-90

3шт

Т-250-240

3шт

Энергосистема (город)

Волгоградэнерго

Волгоград

 Тюменьэнерго Тюмень Ульяновскэнерго Ульяновск

Карелэнерго

Петрозаводск

Новосибирскэнерго

Новосибирск

Вид топлива

Газ

 

 Газ   Газ  

Газ

 

Газ

 

Коэффициент

использования

установленной

мощности ТЭЦ

Ки = 0.84

 

 Ки = 0.79   Ки = 0.79  

Ки = 0.8

 

Ки = 0.72

 

 


Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ 1

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

 

№

п/п

Наименование

ВАРИАНТЫ

Мощность ТЭЦ

200 МВт

 

 200 МВт  

100 МВт

 

100 МВт

 

500 МВт

 

Количество и тип агрегатов

Т-50-90

4шт

 Т-100-130 4шт

ПТ-25-90/535

4шт

Т-50-130/565

2шт

Т-250-240

2шт

Энергосистема (город)

Волгоградэнерго

Волгоград

 Томскэнерго Томск

Тюменьэнерго

Тюмень

Свердловскэнерго

Екатеринбург

Новосибирскэнерго

Новосибирск

Вид топлива

Газ

 

 Газ  

Газ

 

Кузнецкий уголь

 

Газ

 

Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ

Ки = 0.75

 

 Ки = 0.7  

Ки = 0.72

 

Ки = 0.75

 

Ки = 0.72

 

 

 


 



ПРИЛОЖЕНИЕ 4

 

 

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ТУРБИН

 

Тип турбины

Основные параметры турбин
a b γ γ¢ γ ¢¢ γ ¢¢¢
Т-25-90   1,02 0,384 - 0,039 - 0,093
Т-50-90   1,90 0,380 - 0.039 - 0,093
Т-50-130   1,90 0,352 - 0,038 - 0,093
Т-250-240   8,1 0,25 - 0,051 - 0,093
ПТ-12-90   1,02 0,394 0,0644 0.0308 0,102 0,093
ПТ-25-90   2,06 0,384 0,0476 0,0238 0,102 0,093
ПТ-50-90   3,18 0,352 0,07 0,0347 0,102 0,093
ПТ-50-130 ПТ-60-130 3,26 0.3343 0,0615 0,0288 0,102 0,093

 

 

ТОПЛИВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБИН.

 

Тип турбины   Топливные характеристики
Т-25-90   В = 1,02 ТР + 0,384 Э + 0,039 ДТ , в том числе: ВТЭ = 0,093 ДТ  
Т-50-90   В = 1,9 ТР + 0,38 Э + 0,039 ДТ , в том числе: ВТЭ = 0,093 ДТ  
Т-50-130   В = 1,9 ТР + 0,352 Э + 0,038 ДТ , в том числе: ВТЭ = 0,093 ДТ  
Т-250-240   В = 8,1 ТР + 0,25 Э + 0,05 ДТ , в том числе: ВТЭ = 0,093 ДТ  
ПТ-12-90   В = 1,02 ТР + 0,39 Э + 0,0308 ДТ + 0,064 ДП , в том числе: ВТЭ = 0,093 ДТ + 0,102 ДП  
ПТ-25-90   В = 2,06 ТР + 0,384 Э + 0,238 ДТ + 0,0476 ДП , в том числе: ВТЭ = 0,093 ДТ + 0,102 ДП  
ПТ-50-90   В = 3,18 ТР + 0,352 Э + 0,0347 ДТ + 0,07 ДП , в том числе: ВТЭ = 0,093 ДТ + 0,102 ДП  
ПТ-50-130 ПТ-60-130 В = 3,26 ТР + 0,3343 Э + 0,0288 ДТ + 0,0615 ДП , в том числе: ВТЭ = 0,093 ДТ + 0,102 ДП

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

 

ТЕПЛОТВОРНАЯ СПОСОБНОСТЬ ГАЗА

 

  № пп

РЕГИОНЫ

 

 

                                                      Р

Теплотворная способность газа, Qн   

 

 

СЕВЕРО-ЗАПАД

 

 
1.

Ленинградская область
2.

Республика Коми

 

ЦЕНТР

 

 
3.

Московская область
4.

Рязанская область
5.

Тульская область
6.

Брянская область
7.

Калужская область
8.

Воронежская область
9.

Кировская область
10.

Курская область
11.

Орловская область

 

ПОВОЛЖЬЕ и ПРИВОЛЖЬЕ

 

 
12.

Горьковская область
13.

Куйбышевская область
14.

Саратовская область
15.

Волгоградская область
16.

Удмуртия

 

 

УРАЛ

 

 
17.

Челябинская область
18.

Пермская область
19.

Башкирия
20.

Оренбургская область
21.

Свердловская область

 

 


 

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

 

ТЕПЛОТВОРНАЯ СПОСОБНОСТЬ УГЛЯ

 

  № пп

БАССЕЙНЫ

 

 

                                                      Р

Теплотворная способность угля, Qн   

 

ЭКИБАСТУЗСКИЙ

 
1.

 
2.

 
 

 
 

 

СВЕРДЛОВСКИЙ

 

 
3.

Буланашское месторождение
4.

Егоршинское месторождение
5.

Богословское месторождение
6.

Волчанское месторождение

 

КАРАГАНДИНСКИЙ

 

 

 

ПОДМОСКОВНЫЙ

 

 

 

ПЕЧЁРСКИЙ

 

 

 

ЧЕЛЯБИНСКИЙ

 

 

КУЗНЕЦКИЙ

 

 
7.

 
8.

 
9.

 

 


 

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

 

 

НОРМЫ АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ

 

№

Наименование групп основных фондов

Норма амортизации, %

1.

Здания

1,0 ÷ 2,5

2.

Сооружения

2,1 ÷ 4,2

3.

Оборудование

8 ÷ 8,7

4.

Транспортные средства

10 ÷ 15

5.

 

 

Прочие основные фонды

 

 

 


 

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

 

 

ЗАТРАТЫ ТЭЦ, ОТНЕСЕННЫЕ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ КОТЛЫ

 

Производительность котла

 

 

Капиталовложения, млн. руб.

 

в первый котлоагрегат

 

в последующий котлоагрегат

220 т/час (25)

42,5

71,0

320 т/час (50)

54,3

81,7

420 т/час (100)

92,0

64,8

480 т/час (250)

108,6

84,8

 

 

ЗАТРАТЫ ТЭЦ, ОТНЕСЕННЫЕ НА ТУРБОАГРЕГАТЫ

 

Тип турбин

 

Капиталовложения, млн. руб.

 

в первый турбоагрегат

 

в последующий турбоагрегат

ПТ – 25 – 90

61,5

31,0

ПТ – 50 – 90

112,5

59,1

ПТ – 90 – 130

116,5

60,2

ПТ – 135 – 130

219.0

Т – 25 – 90

4.,2

26,3

Т – 50 – 90

83,4

48,7

Т – 50 – 130

84,4

49,9

Т – 100 – 130

164,0

85,6

 

 

 


 

 


 

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

 

 

ШТАТНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ДЛЯ ТЭЦ

(эксплуатационный персонал)

 

Мощность ТЭЦ,

МВт

 

Штатные коэффициенты (чел / МВт) при работе на

 

каменном угле

буром угле

газе, мазуте

торфе

4.84

5.17

3.84

5.93

2.77

3.07

2.09

3.41

2.45

2.49

1.67

2.76

1.895

1.91

1.295

2.18

1.395

1.41

1.0

-

1.12

1.15

0.825

-

0.955

0.98

0.7

-

 


ПРИЛОЖЕНИЕ 10

 

 

УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД РЕАГЕНТОВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ЖЁСТКОСТИ ИСХОДНОЙ ВОДЫ

 

 

 

Общая жёсткость исходной воды, мг-экв/кг
Удельный расход сульфоугля, г/м3 ХВО 1,3 1,8 2,0 2,5 3,0 3,2 3,3 3,5 3,8 4,1 4,3 4,5
Удельный расход поваренной соли (при натрий-катионированной схеме ХВО), кг/м3 ХВО 0,15 0,17 0,18 0,2 0,22 0,23 0,25 0,27 0,29 0,3 0,32 0,33
Удельный расход серной кислоты (при водородно-катионированной схеме ХВО), кг/м3 ХВО 0,05 0,06 0,07 0.08 0,09 0.1 0,11 0,12 0,13 0,14 0,15 0,16

 

 

ПРИМЕЧАНИЕ. При определении затрат на реагенты учитывается схема химводоочистки:

       При натрий-катионировании применяется только сульфоуголь и поваренная соль;

       При водород-катионировании применяются сульфоуголь и серная кислота

 

 


⇐ Предыдущая12345678910
  

© helpiks.su При использовании или копировании материалов прямая ссылка на сайт обязательна.