Коэффициент ежегодных

где К0 - объемный коэффициент, учитывающий уменьшение производительности вследствие обратного расширения газа, оставшегося в мертвом объеме; Хдр — коэффициент дросселирования, учитывающий уменьшение производительности за счет снижения давления газа в рабочей полости в конце всасывания (точка а) по сравнению с давлением в стандартной точке всасывания; Хт — коэффициент подогрева, учитывающий уменьшение производительности, обусловленное превышением температуры газа в рабочей полости в конце процесса всасывания над температурой в стандартной точке всасывания; Хпл — коэффициент плотности, учитывающий уменьшение производительности из-за неплотностей рабочей полости.

s—энтропия пара на выходе из отсека; с — коэффициент дросселирования в паропроводе отбираемого пара на подогреватель; рп — давление пара в подогревателе; /ел — энтальпия слива из подогревателя; /п.в-—энтальпия воды на выходе из подогревателя; А^'нед—недогрев до насыщения в подогревателе; 2/гслОгсл — тепло дренажа из другого подогревателя;

— приведенный коэффициент дросселирования. Изменения коэффициентов теплоотдачи соответствующих сред пропорциональны изменению расходов

где % — коэффициент дросселирования, значение которого не зависит от конструкции проточной части турбины, а определяется только параметрами пара перед регулировочными клапанами и за ними;

Для турбины с промежуточным перегревом пара термический к. п. д. цикла при частичных расходах пара также может быть определен по формуле (VIII.11), коэффициент дросселирования в которой, как следует из уравнения (VIII.8), равен

Дросселирование в частично открытом клапане приводит к снижению термического к. п. д. цикла ПТУ с реальным сопловым парораспределением (кривые 2 на рис. VIII.3). Величина r\t с учетом потерь от дросселирования части потока так же, как при дроссельном парораспределении, может быть определена из уравнения (VIII. 11). Коэффициент дросселирования т]'д при сопловом парораспределении связан с аналогичным коэффициентом

Снижение экономичности работы происходит из-за дросселирующего действия на паровой поток; коэффициент дросселирования для частично открытого клапана составляет только 30,8%. На этом основании иногда при парадных испытаниях турбины принудительно держат полностью открытыми клапаны с тем, чтобы более точно установить полученный расход пара по отношению к расчетным данным. В данном анализе расчета на переменный режим не учитывались утечки из уплотнительных зазоров в проточной части.

Если за коэффициент дросселирования ф5р принимать отношение изоэнтропийного перепада для состояния пара перед соплами первой ступени к изоэнтропийному перепаду для состояния пара перед стопорным клапаном, то получим коэффициент дросселирования

Посмотрим, насколько влияет для каждого из режимов коэффициент возврата тепла и коэффициент дросселирования.

Фиг. 14-30. Коэффициент дросселирования при дроссель-

где и — • коэффициент дросселирования.

а—коэффициент ежегодных выплат (амортизация+проценты

Чтобы рассчитать годовые затраты на систему катодной защиты, вначале нужно определить амортизационные отчисления с процентами на капитал и эксплуатационные расходы. На рис. 22.2 коэффициент ежегодных выплат (амортизационные отчисления в сумме с процентами на капитал) показан в зависимости от срока эксплуатации (до 50 лет) при процентной учетной ставке 8 % в сумме с налогом на промышленные доходы и налогом на капитал. При сроке службы около 50 лет кривая идет очень полого, потому что коэффициент ежегодных выплат изменяется весьма незначительно. Обычно для системы катодной защиты вполне можно принять срок службы, равный 30 годам. Однако для рассматриваемого анализа срок эксплуатации намеренно ограничили до 20 лет, чтобы можно было пренебречь затратами на ремонты и реконструкцию, которые становятся необходимыми к этому времени. При сроке службы в 20 лет коэффициент ежегодных выплат составляет 11 %, так что амортизационные отчисления системы катодной защиты в сумме с процентами на капитал получаются равными 55 марок на 1 км в год. Сюда добавляются затраты на электроэнергию около 10 марок на 1 км и затраты на ежеквартальные ревизии и ежегодные контрольные измерения работы станции, составляющие в сумме около 120 марок на 1 км. Ежегодными амортизационными отчислениями в сумме с процентами на капитал для измерительных пунктов тоже нельзя пренебрегать. Затраты на их сооружение могут составлять около 1000 марок на 1 км. Таким образом, суммарные ежегодные затраты на катодную защиту трубопроводов большой протяженности можно принимать равными 250 марок на 1 км. Для распределительных сетей на городской территории эти затраты однако могут быть гораздо более высокими и достигать в сумме с затратами на изолирующие фланцы при подключении к домам примерно 2500 марок в расчете на 1 км в год [6, 7].

Пример 6-2. Рассчитать экономически наивыгоднейшую температуру процесса пиролиза в паротурбинном энерготехнологическом блоке мощностью 300 МВт. Основные исходные данные остаются такими же, как и в примере 6-1. Дополнительно задано следующее: годовое число часов использования номинальной мощности тн = 5000 ч/год; коэффициент ежегодных отчислений от капиталовложений р = 0,23; " стоимость получаемой химической продукции Цх.п — = 130 руб/т; стоимость исходного мазута Дт = 23 руб/т; удельные капиталовложения в резерв ftp = 120 руб/кВт; удельные капиталовложения на гидроочистку kro = 145 тыс. руб/т-ч; то же, на сероочистку &со = 24,66 тыс. руб/т- ч; тоже, на химводоочистку /гхв0 = 12 тыс, руб/т-ч; доля невозврата конденсата я == 0,51; капиталовложения в высокотемпературное оборудование Д0 =2,2 млн. руб.; коэффициент г =1,2; коэффициент, учитывающий увеличение капиталовложений на вспомогательное оборудование у == 1.5; показатель п = 0,17; аварийность блока в исходном варианте до = 0,099; ежегодные отчисления от капиталовложений в замещаемую мощность pkg — 13,8 руб/кВт-год; удельный расход топлива на резервных установках 293,6 г/кВт-ч; то же, на замещаемой КЭС 229 г/кВт-ч.

где Z(T —• расчетная стоимость топлива, руб/т; т — число часов работы блока, ч/год; Ьуд — удельный расход топлива на ЭТБ, г/кВт-ч; /Ст — удельные капиталовложения в технологическую часть, руб/кВт; р — коэффициент ежегодных отчислений от капитальных вложений, 1/год; г —• вероятность безотказной работы установки; Д — вероятность дополнительной способности системы к выполнению задачи в меньшем объеме, bv — удельный расход топлива на резервной установке, г/кВт-ч; U — коэффициент аварийного резерва; &р — удельные капиталовложения в резерв, руб/кВт; krj — коэффициент готов-

где Ь0 — удельный расход условного топлива на замещаемой КЭС, т/кВт-ч; Дт — стоимость топлива, руб/т; Эк — годовой расход электроэнергии на привод газового компрессора, кВт-ч/год; рк — коэффициент ежегодных отчислений от капиталовложений в компрессор с приводом, 1/год; ргх —• коэффициент ежегодных отчислений от капиталовложений в газохранилище, 1/год; GM — масса металла газохранилища в готовом изделии, т; Цуи — удельная стоимость газохранилища, газопроводов, арматуры на 1 т металла в готовом изделии, руб/т; <р — коэффициент, учитывающий дополнительные затраты, связанные с доставкой, монтажом, хранением и др.; Va — объем газохранилища, аккумулятора, м3; (Згх — коэффициент, учитывающий площадь застройки под газохранилище; Ця — удельная стоимость площади, отводимой под застройку, руб/м2; NK — максимальная установленная мощность компрессора, кВт; &уд —• удельные капиталовложения в компрессор, руб/кВт.

где 6ХК — удельный расход топлива^ при номинальном режиме в ЭТБ, г/кВт- ч; ЧГр — коэффициент, определяющий увеличение среднего удельного расхода топлива по сравнению с номинальным, вызванного работой на частичных нагрузках; т — число часов использования номинальной мощности, ч/год; N9 — электрическая мощность (нетто), кВт; ЕХП — эксергия химических продуктов, кВт; &гк — коэффициент готовности ЭТБ; Z(T6 — удельная стоимость исходного бурого угля;, руб/т; /С9К — капиталовложения в энергетическую часть ЭТБ, руб.; /СтК — капиталовложения в технологическую часть ЭТБ, руб.; р — коэффициент ежегодных отчислений от кaпиfaлoвлoжeний, 1/год; UK — коэффициент аварийного резерва в системе; &р — удельные капиталовложения в резерв, руб. /кВт; qK — аварийность ЭТБ; Ьр — удельный расход топлива на резервных установках, г/кВт -ч; Z(TP — удельная стоимость топлива на резервных установках; Д//ДОП — дополнительные эксплуатационные расходы, руб. /год.

Удельные капиталовложения в КЭС при прямом сжигании канско-лчинских углей с блоками 300 МВт &эр = 135 руб/кВт, с блоками 500 МВт ?эр = 132 руб. /кВт, с блоками 800 МВт fe9p = 128 руб/кВт; удельные капиталовложения в технологическую часть ЭТУ с установками ТККУ-300 &тк ~ 9,2 руб. /т» год, а с установками ТККУ-900 &тк s 5 руб. /т- год; удельные капиталовложения в технологическое «оборудование коксохимического завода felp ss 16 руб/т-год; коэффициент ежегодных отчислений р = 0,22, удельные капиталовложения в резерв kv — 120 руб. /кВт; удельный расход топлива на резервных установках bv — 293,6 г/кВт- ч; удельная стоимость топлива на резервных установках Цтр = 23 руб/т; удельный расход топлива при прямом сжигании угля на КЭС с блоками 300 МВт 6эр = 597 г/кВт -ч, <с блоками 500 МВт &9р = 596 г/кВт -ч, с блоками 800 МВт 6эр = = 601 г/кВт- ч; число часов использования номинальной мощности тв = 7000 ч/год.

Исходные данные следующие: расход воздуха GB = 136,5 кг/с; расход га-зоа Gr = 132 кг/с; температура газов на входе t'r = 413°С; тгемпература воздуха на входе в воздухоподогреватель /'в •= 30°С; максимальная разность температур Д^' = 383°С; внутренний диаметр трубок dBH = 0,037 м; наружный dK , = = 0,040 м; поперечный шаг труб sx = 0,06 м; число ходов по воздуху zx = 4; показатель степени критерия Рейнольдса т = 0,64; удельная стоимость поверхности нагрева воздухоподогревателя Цр = 12,6 руб/ма; коэффициент ежегодных отчислений р = 0,277; при этих условиях ср = 3,5 .руб/м2-год; расчетная стоимость условного топлива Цр = 18 руб/т; удельный расход топлива на замещаемой КЭС Ьс = 308 г/кВт- ч; число часов использования номинальной мощности тгн = 5000 ч/год.

Пример 8-3. Рассчитать экономически наивыгоднейшую поверхность экономайзера высокого давления применительно к парогазовому энерготехнологическому блоку мощностью 300 МВт для заданного графика электрических нагрузок. Экономайзер выполнен из труб с наружным диаметром d = 0,03 м, внутренним dBH = 0,014 м; поперечный шаг «г = 0,060 м, продольный sz = 0,06 м. Стоимость мазута Дт = 23 руб/т; удельная стоимость поверхности экономайзера ЦР2 = 37 руб/м2; коэффициент ежегодных отчислений рр =0,233 1/год. Основные характеристики режимов работы и соответствующие исходные данные приведены в табл. 8-3.

Пример 8-4. Определить оптимальное сечение газохода конвективной шахты низконапорного парогенератора парогазового энерготехнологического блока с пиролизом мазута мощностью 300 МВт с турбиной К-300-240 и ГТ-35-770. В газоходе размещаются экономайзер высокого и низкого давлений. Геометрические характеристики пучка труб, удельная стоимость поверхности ЭК-2, режимы работы и другие исходные данные указаны в примере 8-3. Дополнительно задано: удельная стоимость поверхности ЭК-1 Цп = 13,6 руб/м2; суммарный коэффициент ежегодных отчислений рр = 0,233 1/год; коэффициенты, характеризующие загрязнение поверхности, та = 0,012; па = 0,00034; 1/а2 % 0 —тепловосприятие ЭК-2 Q2 = 622- 10s Вт; средний температурный напор Д/срз — 72,3°С; приведенный объем газов Vn2 = 742 м3/с;. тепловосприятие ЭК-1 Qi = 10,1-Ю5 Вт; средний температурный напор Д^срх = 66°С; приведенный объем газов Fnl = 622 м3/с; коэффициент для ЭК-1 PZHI = 1,04. Все комплексы, входящие в формулу (8-117) и относящиеся к ЭК-2) обозначим индексом 2, эти комплексы применительно к ЭК-1— индексом 1.