 |
АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция
ДОДАТКОВА ЛІТЕРАТУРА
1. Guide to energy efficiency bankable proposals. – European commission. Directorate general XVll - Energy. Jointly prepared by: The European commission - Directorate general for energy - DG XVll Thermie and Synergy programs. – The European bank for reconstruction and development. – June, 1997.
2. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для стационарной и муниципальной электроэнергетики (обзор). - "Промышленная теплотехника", ИТТФ НАН України. Том 16. № 2-3,1994. С.72-92.
3. Тумановский А.Г. Экологические проблемы тепловых электростанций. – Электрические станции,2005, №1, С.17-27
4. Федоренко О.І. Екологія та енергозбереження України. – Енергетична безпека України. Серія “Охорона навколишнього середовища”, серпень 2005, №8, С.19-27
5. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н, Газотурбинные и парогазовые установки теплових электростанций: Учебное пособие для вузов / Под ред.. С.В.Цанев - М.: Издательство МЭИ, 2002. – 548 с., ил.
6. Методика визначення розмiрiв плати i стягнення платежiв за забруднення навколишнього природного середовища України. - Київ: Мiнiстерство охорони навколишнього природного середовища України, 1993. - 22 с.
7. Инструкция по определению себестоимости паровых конденсационных турбин по их техническим характеристикам. - Л.: ЦКТИ, 1985. - 62 с.
8. Метод определения себестоимости и цены паровых котлов по их техническим характеристикам. - Л.: ЦКТИ, 1971. - 12 с.
Додаток
Таблиця 1 – Питомі капітальні вкладення по електричним станціям
[ ] «Теплоэнергетика» №2, 1997 г., с.76-78.
| Технологія використання енергоресурсів | Питомі капітальні вкладення по рокам, дол.$/кВт | ||
| 1990-2000 | 2000-2010 | 2010-2020 | |
| ГТУ *) ПГУ *) ТЕС (м) ТЕС (в) Удосконалені ТЭС (м) Удосконалені ТЭС (в) ЦКС під тиском ЦКС при атмосферному тиску Цикли з газифікацією палива Паливні елементи Інтегральні газифіковані ПЕ ПГУ с прямим спалюванням вугілля в ГТУ Бінарний цикл Ренкіна ГеоТЕС звичайного типу ГеоТЕС бінарного типу Петрогеотермальні ГеоТЕС Геонапорні системи Магматичні ГеоТЕС | 1150-1430 1150-1470 - - - 1370-1400 1450-1460 - - - - 1150-1720 1440-1720 - - - | 1150-1430 1150-1470 1350-1600 1350-1600 1340-1370 1370-1400 1435-1450 - - - 1500-1770 1150-1720 1440-1720 - | 1150-1430 1150-1470 1350-1600 1350-1600 1325-1355 1350-1400 1420-1435 1500-1770 1150-1720 1440-1720 - |
Примечание. (м) – малосірчане паливо
(в) – високосірчане паливо
*) – питомі капітальні вкладення занижені.
Таблица
Структура капитальных затрат на ТЭС с ГТУ и ПГУ
(Американская энергетическая конференция, 1989 г.).
| Статья затрат | ТЭС с ГТУ | ТЭС с ПГУ |
| Механическое оборудование | 60,0 | 50,8 |
| Электротехническое оборудование | 6,0 | 6,6 |
| Химическое оборудование | 1,8 | 1,5 |
| Аппаратура автоматизации и управления | 1,8 | 1,8 |
| Строительные работы | 14,4 | 20,0 |
| Инфраструктура | 1,0 | 2,6 |
| Техническое руководство | 6,0 | 6,6 |
| Непредвиденные расходы | 9,0 | 10,1 |
| Итого | 100,0 | 100,0 |
| Таблиця 2 - Питома вартість паротурбінних ЕС на 1кВт, $, 1997 р | ||||||
| Обладнання та | Пиловугільні ТЕС з параметрами пари: | |||||
| системи ТЕС | докрити- | понадкри- | перспек- | ультра- | ||
| чні | тичні | тивні | понад- | |||
| критичні | ||||||
| Котел | ||||||
| Парова турбіна | ||||||
| Пароводяний тракт | ||||||
| Электричне обладнання | ||||||
| КВП і автоматика | ||||||
| Підготовка вугілля | ||||||
| Цивільне будівництво | ||||||
| Очищення димових газів | ||||||
| Розробка проекту | ||||||
| Фінансове обслуговування | ||||||
| Всього | ||||||
| Таблиця 3 - Вартість обладнання та систем ТЕС, % | ||||||
| Обладнання та | Пиловугільні ТЕС з параметрами пари: | |||||
| системи ТЕС | докрити- | понадкри- | спек-пер | ультра- | ||
| чні | тичні | тивні | понад- | |||
| критичні | ||||||
| Котел | 18.52 | 19.17 | 21.77 | 22.43 | ||
| Парова турбіна | 11.77 | 11.48 | 11.14 | 12.28 | ||
| Пароводяний тракт | 13.32 | 15.81 | 15.22 | 20.50 | ||
| Электричне обладнання | 8.12 | 7.86 | 7.57 | 6.14 | ||
| КВП і автоматика | 6.84 | 6.63 | 6.38 | 5.18 | ||
| Підготовка вугілля | 2.55 | 2.21 | 1.96 | 1.59 | ||
| Цивільне будівництво | 17.52 | 16.70 | 15.39 | 11.73 | ||
| Очищення димових газів | 8.76 | 7.51 | 6.63 | 5.04 | ||
| Розробка проекту | 5.29 | 5.57 | 6.21 | 6.28 | ||
| Фінансове обслуговування | 7.30 | 7.07 | 7.74 | 8.83 | ||
| Всього | 100.00 | 100.00 | 100.00 | 100.00 |
| Таблиця 4 - Питомі капітальні вкладення по парогазовим ТЕС | ||||||
| (в $ на 1 кВт, 1997 рік) | ||||||
| Обладнання та | ПГУ | |||||
| систем ТЕС | з КСД | на прир. | з газиф. | з зовнішн. | ||
| газі | вугілля | спаленням | ||||
| вугілля | ||||||
| Установка-газифікатор вугілля | ||||||
| Котел / високотемператур. ТО | ||||||
| Котел-утилізатор | ||||||
| ГТУ | ||||||
| Парова турбіна | ||||||
| Пароводяний тракт | ||||||
| Електричне обладнання | ||||||
| КВП і автоматика | ||||||
| Підготовка вугілля | ||||||
| Очистка синтез-газа | ||||||
| Установка-газифікатор вугілля | ||||||
| Очистка димових газів | ||||||
| Розробка проекту | ||||||
| Фінансове обслуговування | ||||||
| Всього | ||||||
| Таблиця 5 - Вартість обладнання і систем ПГ-ТЕС, % | ||||||
| Обладнання та | ПГУ | |||||
| систем ТЕС | з КСД | на прир. | з газиф. | з зовнішн. | ||
| газі | вугілля | спаленням | ||||
| вугілля | ||||||
| Установка-газифікатор вугілля | 0.00 | 0.00 | 33.93 | 0.00 | ||
| Котел / високотемператур. ТО | 24.69 | 0.00 | 0.00 | 26.35 | ||
| Котел-утилізатор | 2.70 | 16.95 | 7.55 | 6.22 | ||
| ГТУ | 4.36 | 20.03 | 7.95 | 6.81 | ||
| Парова турбіна | 11.69 | 10.79 | 4.71 | 4.30 | ||
| Пароводяний тракт | 11.20 | 7.71 | 5.63 | 8.14 | ||
| Електричне обладнання | 7.95 | 8.39 | 6.16 | 3.14 | ||
| КВП і автоматика | 6.85 | 8.05 | 5.57 | 3.03 | ||
| Підготовка вугілля | 2.42 | 0.00 | 2.12 | 1.45 | ||
| Очистка синтез-газа | 0.00 | 0.00 | 4.57 | 0.00 | ||
| Установка-газифікатор вугілля | 9.41 | 9.25 | 7.16 | 8.32 | ||
| Очистка димових газів | 2.84 | 0.00 | 0.00 | 15.18 | ||
| Розробка проекту | 8.51 | 7.71 | 6.89 | 9.31 | ||
| Фінансове обслуговування | 7.40 | 11.13 | 7.75 | 7.74 | ||
| Всього | 100.00 | 100.00 | 100.00 | 100.00 |
Таблиця 6 - Питома вартість складових
електростанції з парогазовими енергоблоками
на природному газі на 1кВт потужності [ ]
| Обладнання та системи ТЕС | Вартість, долл.США | Вартість, % |
| Пароводяний тракт | 7,70 | |
| КВП і автоматика | 8,05 | |
| Котел-утілізатор | 16,95 | |
| ГТУ | 20,03 | |
| Парова турбіна | 10,79 | |
| Громадянське будівництво | 9,25 | |
| Розробка проекту | 7,71 | |
| Електричне обладнання | 8,39 | |
| Фінансове обслуговування | 11,13 | |
| Всього |
Таблица 7 - Угли Украины
| Марка, обозначение | Состав рабочей массы топлива, % | QPH, ккал/кг | VГ, % | ||||||
| WP | AP | SP | CP | HP | NP | OP | |||
| Донецкий АШ, АСШ | 8,5 | 22,0 | 1,7 | 63,8 | 1,2 | 0,6 | 1,3 | 3,5 | |
| То же, но ПАР, отсев | 5,0 | 20,9 | 2,4 | 66,6 | 2,6 | 1,0 | 1,5 | 7,5 | |
| ” ТР | 5,0 | 23,8 | 2,8 | 62,7 | 3,1 | 0,9 | 1,7 | 15,0 | |
| ” ДР | 13,0 | 21,8 | 3,0 | 49,3 | 3,6 | 1,0 | 8,3 | 44,0 | |
| ” Д (отсев) | 14,0 | 25,8 | 3,9 | 44,8 | 3,4 | 1,0 | 7,1 | 44,0 | |
| ” ГР | 8,0 | 23,0 | 3,2 | 55,2 | 55,2 | 1,0 | 5,8 | 40,0 | |
| ” Г (отсев) | 11,0 | 26,7 | 3,1 | 49,2 | 3,4 | 1,0 | 5,6 | 40,0 | |
| ” Г (пром- продукт мокрого обогащения) | 9,0 | 34,6 | 3,2 | 44,0 | 3,1 | 0,8 | 5,3 | 42,0 | |
| ” Ж,К,ОС (промпродукт) | 9,0 | 35,5 | 2,5 | 45,5 | 2,9 | 0,9 | 3,7 | 30,0 | |
| Коломыйский Б1Р | 3,8 | 3,1 | 0,7 | 11,1 | 51,5 | ||||
| Волынский ГР, ГСШ | 19,8 | 2,6 | 55,5 | 3,7 | 0,9 | 7,5 | 5120 - | 39,0 | |
| Ильницкий Б1Р | 1,6 | 11,4 | 1,1 | ,15 | 5,2 | ||||
| Днепровский Б1Р | 3,8 | 20,5 | 1,8 | 0,3 | 6,6 | 53,8 | |||
| Межреченский ЖР | 32,2 | 3,1 | 53,7 | 3,6 | 0,7 | 5,1 | |||
| Семеновский, *) Александрийский, Юрковский, Бандуровский Б1Р | 56,7 --- 57,5 | 14,7 -- 8,4 | 3,4 -- 3,4 | 17,5 -- 23,6 | 1,7 -- 1,7 | 0,2 -- 0,3 | 7,3 -- 7,0 | -- | -- 57,3 |
| Подмосковный Б2Р (для сравнения) | 32,0 | 25,2 | 2,7 | 28,5 | 2,2 | 0,6 | 8,6 | 50,0 |
*) – в знаменатели – характеристики шахтного угля.
Таблица 8 – Цена углей Украины
| Марка, обозначение | QPH, ккал/кг | Цена 1т, грн. |
| Донецкий АШ, АСШ | ||
| То же, но ПАР, отсев | ||
| ” ТР | ||
| ” ДР | ||
| ” Д (отсев) | ||
| ” ГР | ||
| ” Г (отсев) | ||
| ” Г (пром- продукт мокрого обогащения) | ||
| ” Ж,К,ОС (промпродукт) | ||
| Коломыйский Б1Р | ||
| Волынский ГР, ГСШ | 5120 - | |
| Ильницкий Б1Р | ||
| Днепровский Б1Р | ||
| Межреченский ЖР | ||
| Семеновский, *) Александрийский, Юрковский, Бандуровский Б1Р | -- | |
| Подмосковный Б2Р (для сравнения) |
*) – в знаменатели – характеристики шахтного угля.
Таблиця 9 - Коефіцієнт α в залежності від типу
головного обладнання
| Тип турбо- установки | Коефіцієнт α при кількості годин використання встановленої потужності | |||||
| для АШ | для газу, мазуту | |||||
| К-50-90 К-100-90 К-150-130 К-200-130 К-300-240 | 1,037 1,047 1,073 1,035 1,042 1,064 1,028 1,037 1,061 1,024 1,032 1,055 1,015 1,033 1,060 1,010 1,024 1,046 1,015 1,033 1,060 1,010 1,024 1,046 1,030 1,061 1,099 1,022 1,043 1,072 |
Таблиця 10 - Коефіцієнт θ в залежності від типу
головного обладнання
| Тип турбо- установки | Коефіцієнт θ при кількості годин використання встановленої потужності | |||||
| для АШ | для газу, мазуту | |||||
| К-50-90 К-100-90 К-150-130 К-200-130 К-300-240 | 1,12 1,31 1,50 1,12 1,36 1,60 1,12 1,28 1,45 1,12 1,33 1,55 1,05 1,15 1,26 1, 05 1,19 1,35 1,05 1,15 1,25 1,05 1,20 1,35 1,00 1,15 1,30 1,00 1,20 1,40 |
Таблиця 12 - Основні параметри конденсаційних турбін ВАТ “Турбоатом”
| К-160-130 | Потужність електрична, МВт | |||||
| Витрати пари, кг/с | 130,6 | 126,9 | 118,6 | 102,8 | 80,0 | |
| Температура живильної води, 0С | ||||||
| Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
| К-300-240 | Потужність електрична, МВт | |||
| Витрати пари, кг/с | 240,3 | 195,0 | 152,8 | |
| Температура живильної води, 0С | ||||
| Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
| К-500-240 | Потужність електрична, МВт | |||
| Витрати пари, кг/с | 423,6 | 327,8 | 241,7 | |
| Температура живильної води, 0С | 268,5 | 249,5 | ||
| Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
Таблиця 13 - Основні параметри конденсаційних турбін ВАТ “ЛМЗ”
| К-210-130 | Потужність електрична, МВт | |||||
| Витрати пари, кг/с | 164,4 | 155,8 | 133,3 | 113,3 | 75,8 | |
| Температура живильної води, 0С | ||||||
| Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
| К-300-240 | Потужність електрична, МВт | |||
| Витрати пари, кг/с | 247,2 | 159,2 | ||
| Температура живильної води, 0С | ||||
| Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
| К-800-240 | Потужність електрична, МВт | ||||
| Витрати пари, кг/с | |||||
| Температура живильної води, 0С | 262,5 | ||||
| Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
| К-1200-240 | Потужність електрична, МВт | ||||
| Витрати пари, кг/с | 933,3 | 834,4 | 657,8 | 497,2 | |
| Температура живильної води, 0С | |||||
| Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
Таблиця 14 - Основні характеристики конденсаційних турбін (1961р.)
| Тип турбіни виробник | К-800-240 ЛМЗ | К-800-240 Турбоатом | К-500-240 Турбоатом | К-300-240 ЛМЗ | К-300-240 Турбоатом | К-200-130 ЛМЗ |
| Потужність номінальна,МВт | ||||||
| Витрати свіжої пари, т/год | ||||||
| Початкова температура пари, 0С | ||||||
| Тиск пари п/п, МПа | 25,3 | |||||
| Температура пари п/п, 0С | ||||||
| Температура живильної води, 0С | ||||||
| Тиск в конденсаторі, кПа | 3,5 | 3,5 | 3,9 | 3,5 | 3,5 | 3,0-3,5 |
| Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
Продовження табл. 14
| Тип турбіни виробник | К-150-130 Турбоатом | К-100-130 ЛМЗ | К-100-90 ЛМЗ | К-100-90 Турбоатом | К-50-90 ЛМЗ | |
| Потужність номінальна,МВт | ||||||
| Витрати свіжої пари, т/год | ||||||
| Початкова температура пари, 0С | ||||||
| Тиск пари п/п, МПа | 29,5 | - | - | - | ||
| Температура пари п/п, 0С | - | - | - | |||
| Температура живильної води, 0С | ||||||
| Тиск в конденсаторі, кПа | 3,5 | 3,0 | 3,0-3,5 | 3,0 | 3,0-3,5 | |
| Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
Таблиця 15 - ККД конденсаційних турбін середнього тиску
при повному навантаженні
| Потужність турбо- генератора, кВт | |||||||
| Механічний ККД, % | 94-97 | 96-98 | 96,5-98 | 97-98,5 | 97,5-99 | 98-99,5 | 98,5-99,5 |
| ККД генератора при cos φ = 0,8, % | 92-93 | 93-94 | 94-95 | 95-96 | 96-96,5 | 96,5-97 | 97-97,8 |
| Ефективний відносний ККД (на муфті), % | 68-72 | 73,5-76 | 78-79 | 80-81 | 82,5-83 | 84-84,5 | 85-85,5 |
| Електричний відносний ККД, % | 63-67 | 60-72,5 | 72-77 | 75,5-78 | 78-81 | 79-82,5 | 81-83,5 |
Таблиця 16 - Механічний ККД для малих турбін
| Nеф, к.с. кВт | 3,7 | 7,35 | 14,7 | 73,5 | |||||||||
| ηм | до | 83,5 (76) | 86,5 (79,5) | (83) | (85) | 91,5 (87) | 93,5 (89,5) | 94,5 (91,5) | 95,5 (92,5) | - (93,5) | - (95) | - (96) | - (96,5) |
| від | (59,5) | 72,5 (66) | 77,5 (72) | (75) | (78,5) | 86,5 (83) | 89,5 (86) | 90,5 (88) | - (89,5) | - (91,5) | - (93,5) | - (94) |
Примітка: показники в дужках відповідають турбінам з редуктором.
Таблиця 17 - Відносний ефективний ККД (на муфті)
для малих турбін
| Nеф, к.с. кВт | |||||||
| 3,7 | 7,35 | 14,7 | 73,5 | ||||
| ηоеф, % |
Таблиця 18 - Відносний внутрішній ККД турбін з протитиском
| V,м3/год | |||||||||
| ηoi, % | 84,5 |
Примітка: середня об’ємна витрата пари на турбіну розраховується як, м3/год,
де vо – початковий і vк – кінцевий питомі об’єми пари згідно адіабатного процесу розширення, м3/кг.
Таблиця 19 - Питома чисельність промислово-виробничого
персоналу КЕС на 1 МВт встановленої потужності
| Потуж- ність, МВт | Кількість і тип агрегатів | Штатний коефіцієнт, люд. | |||
| Для кам’яного вугілля | Для мазуту, газу | ||||
| Всього | у тому числі експл. песонал | Всього | у тому числі експл. песонал | ||
| 6хК-200-130 4хК-300-240 8хК-300-240 4хК-500-240 6хК-500-240 2хК-800-240 3хК-800-240 4хК-800-240 | 1,00 1,08 0,70 0,80 0,62 0,95 0,70 0,60 | 0,60 0.62 0,41 0,44 0.35 0,53 0,40 0,32 | 0,90 0,88 0,61 0,71 0,54 0,82 0,61 0,52 | 0,50 0,52 0,38 0,40 0,31 0,49 0,35 0,28 |
Таблиця 20 - Питома чисельність промислово-виробничого
персоналу ТЕЦ на 1 МВт встановленої потужності
| Потужність ТЄЦ, МВт | Штатний коефіцієнт, люд. | |||
| ТЕЦ на вугіллі | ТЕЦ на газу | |||
| Всього | у тому числі експл. персонал | Всього | у тому числі експл. персонал | |
| 1,96 1,40-1,55 1,40 1,30 - - - - | 0.92 0,72-0,73 0,67 0,62 - - - - | 1,56 1.17-1,34 1,24 - 1,00 0,84 0.87 0,63 | 0.73 0,53-0,62 0,57 - 0,46 0,40 0,36 0,19 |
Таблиця 21 - Питома чисельність промислово-виробничого персоналу
котельних на 1 ГДж/год (експлуатаційний персонал)
| Потужність котельні, ГДж/год | Штатний коефіцієнт, люд. | |
| при роботі на вугіллі | при роботі на газу | |
| 0,216 | 0,132 | |
| 0,157 | 0,115 | |
| 0,107 | 0,067 | |
| 0,086 | 0,048 | |
| 0,069 | 0,036 | |
| 0,055 | 0,029 | |
| 0,050 | 0,024 |
Таблиця 22 - Витрати технічної води на конденсацію пари
| Тип турбіни | Витрата води, м3/год |
| К-50-90, ПТ-50-90 | |
| ПТ-60-130, Т-50-130 | |
| К-100-90, Т-100-130 | |
| ПТ-135-130 | |
| К-160-130 | |
| К-200-130 | |
| Т-250/300-240 | |
| К-300-240 | |
| К-500-240 | |
| К-800-240 |
Таблиця 23 – Розподіл витрат технічної води
між споживачами електричної станції
| Призначення витрати води | Витрата води, % |
| Конденсація пари | |
| Охолодження газу та повітря турбогенератору та потужних електродвигунів | 2,5 – 4,0 |
| Охолодження масла турбоагрегату і живильних турбонасосів | 1,2 – 2,5 |
| Охолодження підшипників допоміжних механізмів | 0,3 – 0,8 |
| Гідротранспорт золи і шлаку при оборотній схемі водопостачання водопостачання системи гідрозоловіддалення (в залежності від витрати палива, його зольності, способу золошлаковід- далення та типу золоуловлювачів) | 0,1 – 0,4 |
| Живлення котлів конденсаційної електростанції | 0,04 – 0,1 |
Таблиця 24 - Нормативи збору за спеціальне водокористування
поверхневих вод [ ]
| Басейни річок, включаючи притоки | Нормативи збору, копійок / м3 |
| Дніпра на північ від м. Києва (Прип'яті та Десни), включаючи м. Київ | 10,08 |
| Дніпра на південь від м. Києва (за винятком Інгульця) | 9,58 |
| Інгульця | 14,62 |
| Сіверського Дінця | 19,66 |
| Південного Бугу (без Інгульця) | 11,08 |
| Інгулу | 13,60 |
| Дністра | 6,04 |
| Вісли та Західного Бугу | 6,04 |
| Пруту та Сірету | 4,54 |
| Тиси | 4,54 |
| Дунаю | 4,04 |
| Річок Криму | 20,16 |
| Річок Приазов’я | 24,50 |
| Інших річок | 11,08 |
Таблиця 25 - Пільговий коефіцієнт до нормативу плати
за спеціальне водокористування
| Рік | 1997-2007 | |||
| Пільговий коефіцієнт | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,5 |
Таблиця 25а - Норматив плати за використання
поверхневих вод на ТЕС (осереднений)
| Рік | 2001-2007 | |||||
| Норматив плати, коп./м3 | 0,03 | 1,8 | 1,8 | 1,8 | 2,52 | 4,79 |
Таблиця 26 - Норматив збору за викиди 1 т забруднювальної
речовини в атмосферу, грн. [18]
| Забруднювальна речовина | Рік | ||||
| Тверді частки (зола) | 53,00 | 3,246 | |||
| Сажа | 13,00 | ||||
| Азоту діоксід | 53,00 | 86,56 | |||
| Ангідрид сірчистий | 53,00 | 86,56 | |||
| Ванадію п’ятиокис | 200,00 | 324,60 | |||
| Вуглецю оксид | 2,00 | 3,246 | |||
| Марганець та його з’єднання | 422,00 | 684,9 |
Таблиця 27 - Нормативи збору за скиди 1т забруднювальної
речовини у водні об’єкти, грн. [18]
| Забруднювальна речовина | Рік | |
| Органічні речовини | 52,5 | |
| Нафтопродукти | ||
| Нітрати | 4,5 | |
| Нітриди | ||
| Сульфати | 1,5 | |
| Фосфати | 4,2 | |
| Хлориди | 1,1 |
Таблиця 28 - Норматив зборів за розміщення
відходів, грн. (2004 рік)
| Мало небезпечні відходи | 0,3 |
| Помірно небезпечні відходи | 0,75 |
Таблиця 29 - Значення коефіцієнту Кнас в залежності
від чисельності жителів населеного пункту
| Чисельність населення, тис. чоловік | Кнас |
| До 100 | 1,00 |
| 100,1 – 250 | 1,20 |
| 250,1 – 500 | 1,35 |
| 500,1 – 1000 | 1,55 |
| Більше 1000 | 1,80 |
Таблиця 30 - Значення коефіцієнту Кф в залежності від
народно-господарського значення населеного пункту
| Тип населеного пункту | Кф |
| 1,00 |
| 1,25 |
| 3. Центри з перевагою рекреаційних функцій (головне, якщо підпадає під п.2 і п.3) | 1,65 |
Таблиця 31 – Частка леткої золи при різних технологіях спалювання палива [11]
| Котел | Вугілля | Мазут |
| З твердим (сухим) шлаковидаленням | 0,95 | 1,00 |
| Відкрита топка з рідким шлаковидаленням | 0,80 | 1,00 |
| Напіввідкрита топка з рідким шлаковидаленням | 0,70 | 1,00 |
| Двокамерна топка: з вертикальним передтопком горизонтальна циклонна | 0,55 0,30 0,15 | 1,00 1,00 1,00 |
| З циркулюючим киплячим шаром | 0,50 | - |
| З бульбашковим киплячим шаром | 0,20 | - |
| З нерухомим шаром | 0,15 | - |
Таблиця 32- Ефективність зв’язування оксидів сірки золою або сорбентом у топці
| Технологія спалювання | Примітка | |
| Факельне спалювання вугілля в котлах з рідким шлаковидаленням | 0,05 | Зв’язування золою палива |
| Факельне спалювання вугілля в котлах з твердим шлаковидаленням | 0,10 | Те саме |
| Факельне спалювання мазуту в котлах | 0,02 | “ |
| Спалювання в киплячому шарі | 0,95 | Зв’язування сорбентом у котлі при Мольному відношенні Ca/Sm =2,5 |
Таблиця 33 – Ефективність та коефіцієнт роботи сіркоочистної установки [22]
| Технологія десульфурізації димових газів | Параметри сіркоочистної установки | |
| Мокре очищення – у скрубері з використанням вапняку (вапна) або доломіту з одержанням гіпсу | 0,95 | 0,99 |
| Мокре очищення – процес Веллмана-Лорда з використанням солей натрію | ||
| Мокре очищення – процес Вальтера з використанням аміачної води | 0,88 | 0,99 |
| Напівсухе очищення – розпилення крапель суспензії або розчину сорбенту в реакторі (технології ESOX, GSA, Niro Atomizer …) | 0,90 | 0,99 |
| Сухе очищення – інжекція сухого сорбенту (DSI) | 0,45 | 0,98 |
| Напівсухе очищення – процес LIFAC як розвиток процесу DSI з розпилом крапель води | 0,80 | 0,98 |
| Напівсухе очищення – процес Lurgi CFB (з використанням Реактора циркулюючого киплячого шару) з розпилом крапель води | 0,90 | 0,99 |
| Сухе очищення – абсорбція активованим вугіллям | 0,95 | 0,99 |
| Каталітичне очищення від оксидів сірки і азоту (DESONOX, SNOX) | 0,95 | 0,99 |
Таблиця 34 – Ефективність уловлювання оксидів сірки під час
золоочищення за допомогою мокрого скрубера [11]
| Приведений вміст сірки, %/(МДж/кг) | Лужність води на зрощення, мг-екв/дм3 | ||
| 0,01 | 0,0250 | 0,0145 | 0,3000 |
| 0,02 | 0,0220 | 0,0850 | 0,1680 |
| 0,03 | 0,0195 | 0,0520 | 0,1010 |
| 0,04 | 0,0180 | 0,0390 | 0,0660 |
| 0,05 | 0,0175 | 0,0300 | 0,0520 |
| 0,06 | 0.0170 | 0,0260 | 0,0430 |
| 0,07 | 0,0165 | 0,0215 | 0,0350 |
| 0,08 | 0,0160 | 0,0200 | 0,0300 |
| 0,09 | 0,0155 | 0,0190 | 0,0275 |
| 0,10 | 0.0150 | 0,0180 | 0,0230 |
| 0,11 | 0,0145 | 0,0170 | 0,0205 |
| 0,12 | 0,0135 | 0,0160 | 0,0200 |
| 0,13 | 0,0130 | 0,0150 | 0,0185 |
| 0,18 | 0,0120 | 0,0120 | 0,0120 |
Таблиця 35 – Показник емісії оксидів азоту без урахування первинних заходів, г/ГДж
| Технологія спалювання | Тверде паливо | Мазут | Газотурбінне паливо | Природний газ |
| Факельне спалювання: Теплова потужність котла 300 МВт: - з рідким шлаковидаленням при спалюванні антрациту - з рідким шлаковидаленням при спалюванні кам’яного вугілля - з твердим шлаковидаленням при спалюванні кам’яного вугілля | ||||
| Факельне спалювання: Теплова потужність котла < 300 МВт: - з рідким шлаковидаленням при спалюванні антрациту - з рідким шлаковидаленням при спалюванні кам’яного вугілля - з твердим шлаковидаленням при спалюванні кам’яного вугілля - з горизонтальною циклонною топкою для кам’яного вугілля | ||||
| Циркулюючий киплячий шар | ||||
| Киплячий шар під тиском | ||||
| Нерухомий шар | ||||
| Камера згоряння газової турбіни |
Таблиця 36 – Значення відношення паропродуктивності котла
до його теплової потужності
| Обладнання | Значення |
| Котел початковим тиском пари р0 =13,8 МПа (при 500 т/год) з проміжним перегрівом | 1,35 |
| Котел з початковим тиском пари в межах: 9,8 МПа р0 13,8 МПа (при D0 < 500 т/год) без проміжного перегріву | 1,45 |
| Котел з початковим тиском пари в межах: 1,4 МПа < р0< 9,8 МПа (при D0 = 6,5...75 т/год для перегрітої пари) без проміжного перегріву | 1,35 |
| Котел з тиском пари р0 = 1,4 МПа (при D0 20 т/год для насиченої пари) без проміжного перегріву | 1,50 |
Таблиця 37 – Значення емпіричного коефіцієнта z
| Теплова потужність (паропродуктивність) котельної установки | Тверде паливо | Природний газ, мазут |
| Паровий котел 140 МВт і вище (200 т/год) Паровий котел від 22 до 140 МВт (від 30 до 200 т/год) Водогрійний котел | 1,15 1,15 1,15 | 1,25 1,25 1,25 |
Таблиця 38 – Ефективність первинних заходів скорочення викиду NOx [22]
| Тип первинних заходів | Ефективність |
| Малотоксичні пальники Ступенева подача повітря Подача третинного повітря Рециркуляція димових газів Трьохступенева подача повітря та палива Малотоксичні пальники + ступенева подача повітря Малотоксичні пальники + подача третинного повітря Малотоксичні пальники + рециркуляція димових газів Ступенева подача повітря + подача третинного повітря Ступенева подача повітря + рециркуляція димових газів Малотоксичні пальники + ступенева подача повітря + рециркуляція димових газів Малотоксичні пальники + ступенева подача повітря + подача третинного повітря | 0,20 0,30 0,20 0,10 0,35 0,45 0,40 0,30 0,45 0,40 0,50 0,60 |
Таблиця 39 – Ефективність та коефіцієнт роботи азотоочисної установки від NOx [22]
| Технологія очищення димових газів від NOx | Ефективність | Коефіцієнт роботи b |
| Селективне некаталітичне відновлення (СНКВ) Селективне каталітичне відновлення (СКВ) Активоване вугілля DESONOX-SNOX | 0,50 0,80 0,70 0,95 | 0,99 0,99 0,99 0,99 |
Примітка: Технологія DESONOX і її різновид SNOX базуються на каталітичному
очищенні димових газів одночасно від оксидів сірки та азоту.
Таблиця 40 – Значення частки ванадію, яка осідає з твердими
частинками на поверхнях нагріву котлів
| Котел | Значення |
| З проміжними пароперегрівачами, очищення поверхонь яких провадиться під час зупинки | 0,07 |
| Без проміжних пароперегрівачів (за тих самих умов очищення | 0,05 |
Таблиця 41 – Емпіричний коефіцієнт fv для розрахунку
ефективності уловлювання ванадію золо уловлювальною
установкою
| Золоуловлювальна установка | Значення коефіцієнта |
| Електростатичний фільтр | 0,6 |
| Мокрий скрубер | 0,5 |
| Батарейний циклон | 0,4 |
Таблиця 42 - Техніко-економічні показники конденсаційної
електричної станції
| Найменування показника | Позначення | Одиниця величини | Величина |
| Установлена потужність станції (блоку) Річний відпуск електроенергії Число годин використання установленої потужності за рік Коефіцієнт витрат електроенергії на власні потреби станції Вид палива Ціна 1т палива франко-станція Питомі капітальні вкладення на 1кВт установленої потужності Капітальні вкладення в КЕС ККД станції брутто ККД станції нетто Питома витрата палива на вироблену 1 кВт.год Питома витрата палива на відпущену 1 кВт.год Штатний коефіцієнт на 1 МВт Річні експлуатаційні витрати Приведені розрахункові витрати Собівартість 1 кВт.год електро- енергії: виробленої відпущеної | Nу Wвід tу Кв.п. - Цп К hстбр hстн bбр bн nшт В З се се,від | МВт кВт.год год % грн. грн. млн.грн. % % кг/(кВт.год) кг/(кВт.год) люд. млн.грн. млн.грн. коп. коп. |
Таблиця – 43 Техніко-економічні показники ТЕЦ
| Найменування показника | Позначення | Одиниця величини | Величина |
| Установлена електрична потужність ТЕЦ Теплова потужність ТЕЦ по: - технологічному навантаженню - опалювальному навантаженню Коефіцієнт теплофікації Річний відпуск електроенергії Річний відпуск теплоти Число годин використання установленої електричної потужності за рік Вид палива Ціна 1т палива франко-станція Коефіцієнт витрат електроенергії на власні потреби станції Питомі капітальні вкладення на 1кВт установленої ел. потужності Капітальні вкладення в ТЕЦ ККД станції нетто по відпуску електроенергії ККД станції нетто по відпуску теплоти Питома витрата палива на відпущену 1 кВт.год ел.ен. Питома витрата палива на відпущений 1 Гдж Штатний коефіцієнт на 1 МВт ел.ен. Річні експлуатаційні витрати Приведені розрахункові витрати Собівартість 1 кВт.год електро- енергії відпущеної Собівартість 1 ГДж теплоти відпущеної | Nу Qт Qоп αт Wвід Qвід tу Цп Кв.п. К hен hqн bен bqн nшт В З се сq | МВт ГВт ГВт кВт.год ГДж год. грн. % грн. млн.грн. % % г/(кВт.год) кг/(кВт.год) люд. млн.грн. млн.грн. коп. грн. |
Поиск по сайту: