Вход

Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ

Курсовая работа по технологиям
Дата добавления: 29 июня 2003
Язык курсовой: Русский
Word, rtf, 1.8 Мб
Курсовую можно скачать бесплатно
Скачать
Не подходит данная работа?
Вы можете заказать написание любой учебной работы на любую тему.
Заказать новую работу

Задание на курсовую работу 1 Состав оборудования а ) турбоагрегаты 3 ПТ -50-90/13 К -100-90 б ) парогенераторы 5 БКЗ -220 2 Топливо , сжигаемое на станции Райчихинский , Б 3 Дальность транспортировки топлива , км 650 4 Радиус теплоснабжения потребителей горячей водой , км 4,5 5 Сроки отопительного периода 15 / X 1 5 / V 6 Графики нагрузок P max = 250 МВт Q от max = 670 / 405 ГДж /ч Q пр max = 1090 ГДж /ч Интервал времен и , ч Нагрузки в процентах от максимума Электрические Тепловые отопительные зима /лето Тепловые промы ш ленные 1 90 65/30 70 2 – 7 80 60/30 70 8 – 16 95 95/90 95 17 – 22 100 90/95 95 23 – 24 90 75/75 65 Содержание Введение _________________________________________________ 1 Производственная программа станции ______________________ 1.1 Построение суточных графиков тепловой и электрической нагр у зок __________________________________________________ 1.2 Экономическое распределен ие нагрузок между агрегатами _____ 1.3 Построение годового графика планово-предупредительных ремонтов (ППР ) оборудования ТЭЦ __________________________ 1.4 Расчёт выработки электроэнергии и отпуск тепла в суточном разрезе , по сезонам и за год , без учёта и с учётом ППР _________ 2 Энергетический баланс ТЭЦ _______________________________ 2.1 Показатели турбинного цеха _______________________________ 2.2 Баланс тепла ____________________________________________ 2.3 Показатели котельного цеха _____________________ __________ 2.4 Показатели теплофикационного отделения ___________________ 2.5 Общестанционные показатели _____________________________ 3 Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала ______________ 3.1 Нормативная численность персонала _______________________ _ 3.2 Схема организационно-производственной структуры ТЭЦ _____ 3.3 Фонд оплаты труда персонала _____________________________ 4 Планирование себестоимости производства электро - и теплоэнергии ___________________________________________ Заключение _________ ______________________________________ Библиографический список __________________________________ Введение Целью выполнения курсовой работы является закрепление полученных те о ретических знаний и приобретение практических навыков в самос тоятельном решении некоторых вопросов организации и планирования энергетического производства в части генерирования энергии. Настоящая курсовая работа посвящена вопросам организации и планиров а ния эксплуатации тепловой электрической станции , работающей в э нергет и ческой системе. 1 Производственная программа станции 1.1 Построение суточных графиков тепловой и электрической нагрузок Суточные графики тепловой и электрической нагрузок строятся на основе данных о в еличинах максимумов нагрузок и диспетчерских графиков их ра с пределения по интервалам времени в течение суток , заданных в процентах от максимума соответствующей нагрузки. 1.2 Экономическое распределение нагрузок между агрегатами /1/ Распределение тепловой и электрической нагрузки между турбоагрегатами осуществляется в следующем порядке : 1. Вначале производится распределение тепловых нагрузок Q т . П о к рытие графика тепловой нагрузки осуществляется за счёт регулируемых отборов турбин на соответствующие параметры пара в пределах их ра с чётной (максимальной ) величины. На станции установлены одинаковые по типоразмерам турбоагрегаты , загрузка их отборов будет производиться параллельно. Если мощности отборов окажется недостаточно , оставшаяся часть гр а фика нагрузки на нужды отопления и горячего водоснабжения покрывае т ся за счёт пиковых водогрейных котлов (ПВК ). 2. После распределения тепловых нагрузок определяет ся выну ж денная теплофикационная мощность - N т отдельно по отборам , турбинам и по станции в целом. 3. Далее распределяется график электрической нагрузки . Базисная часть графика электрической нагрузки покрывается за счёт вынужденной теплофикационной мощности . Остаток нагрузки распределяется между мощностями конденсационных турбоагрегатов и свободной конденсац и онной мощностью теплофикационных турбин . При этом следует руково д ствоваться правилами экономичного распределения : использовать конде н сационные мощности в порядке последовательного увеличения частичных удельных расходов тепла на выработку электроэнергии. После распределения графиков нагрузок рассчитывается выработка эле к троэнергии и отпуск тепла за сутки (зимние и летние ). Для этого мощности , участвующие в покрытии того или иного графика , умножают на число часов в интервале и затем суммируют , чтобы получить суточные величины выр а ботки электроэнергии и отпуска тепла. Расчёты по распределению графиков тепловой и электрической нагрузок представляются в форме таблицы 1. Расчёт будет производиться на основании энергетических характеристик турбин /2/ : Турбины №№ 1 3. ПТ -50-90/13 Q турб =25,1+3,69 N т +9,09 N к + Q т р 0 =8,8 МПа , Т 0 =808 К Q т = Q от т + Q пр т , N т = N от т + N пр т р от отб =(0,12 0,25) МПа , Q от т =240 ГДж /ч , N от т =0,138 Q от т -8 МВт р пр отб =(0,79 1,28) МПа , Q пр т =373 ГДж /ч , N пр т =0,076 Q от т -9,5 МВт Турбина № 4. К -100-90 Q турб =88+8,05 N эк +8,67 N неэк , р 0 =8,8 МПа , Т 0 =808 К Таблица 1 – Результаты расчёт ов распределения графиков нагрузок Зимние / летние сутки За сутки 1 2-7 8-16 17-22 23-24 зима / лето Теплофикационная нагрузка в паре , ГДж /ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3 763 254,3 254,3 254,3 763 254,3 254,3 254,3 1035,5 345,16 345,16 345,16 1035,5 345,16 345,16 345,16 708,5 236,16 236,16 236,16 22290 7430 7430 7430 Теплофикационная нагрузка на нужды отопления , ГДж /ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3 435,5/182,25 145,16/60,75 145,16/60,75 145,16/60,75 402/202,5 134/67,5 134/67,5 134/67,5 636,5/364,5 212,16/121,5 212,16/121,5 212,16/121,5 603/384,75 201/128,25 201/128,25 201/128,25 502,5/303,75 167,5/101,25 167,5/101,25 167,5/101,25 13200/7590 4400/2530 4400/2530 4400/2530 Выну жденная тепл о фикационная мо щ ность , вырабатыва е мая на базе отбора пара на промышленные нужды , МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 на нужды отопления и горячего вод о снабжения , МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 9,83 9,83 9,83 12,03/0,38 12,03/0,38 12,03/0,38 9,83 9,83 9,83 10,49/1,32 10,49/1,32 10,49/1,32 16,73 16,73 16,73 21,34/8,77 21,34/8,77 21,34/8,77 16,73 16,73 16,73 19,74/9,7 19,74/9,7 19,74/9,7 8,45 8,45 8,45 15,12/5,97 15,12/5,97 15,12/5,97 336,66 336,66 336,66 415,71/157,37 415,71/157,37 415,71/157,37 Электрическая нагрузка , МВт Покрытие а ) теплофикационной мощностью - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 б ) конденсационной мощностью - турбина 4 ЭК - турбина 4 НЕЭК - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 225 21,86/10,21 21,86/10,21 21,86/10,21 75 25 19,81/31,46 19,81/31,46 19,81/31,46 200 20,32/11,15 20,32/11,15 20,32/11,15 75 25 13,01/22,18 13,01/22,18 13,01/22,18 237,5 38,07/25,5 38,07/25,5 38,07/25,5 75 25 7,76/20,33 7,76/20,33 7,76/20,33 250 36,47/26,43 36,47/26,43 36,47/26,43 75 25 13,53/23,57 13,53/23,57 13,53/23,57 225 23,57/14,42 23,57/14,42 23,57/14,42 75 25 18,1/27,25 18,1/27,25 18,1/27,25 5512,5 752,39/494,05 752,39/494,05 752,39/494,05 1800 600 285,11/543,45 285,11/543,45 285,11/543,45 1.3 Построение годового графика планово-предупредительных ремонтов (ППР ) оборудования ТЭЦ /1/ Вид и количество проводимых ремонтов , а также продолжительность р е монтного простоя указаны в таблице 2. Все агрегаты один раз в году простаива ют в капитальном или среднем р е монте , в текущем ремонте котельные агрегаты простаивают 2 3 раза. Таблица 2 /2/ Оборудование Простои , календарные сутки Капитальный р е монт Средний р е монт Текущий ремонт Кап . Тек. Ср. Тек. ПТ -50-90/13 35 6 12 6 9 К -100-90 46 14 18 14 21 БКЗ -220 33 13 13 13 20 Капремонт данных турбоагрегатов производится 1 раз в 4 года. Для данного типа котла межремонтный период составляет 4 5 лет. В соответствии с принятыми данными строится календарный график р е монта основного оборудования ТЭЦ. При планировании ремонтов в календарном разрезе исходят из следующего : - теплофикационные турбоагрегаты капитально ремонтируют в период спада тепловой нагрузки ; - предусматривают однов ременный вывод в капремонт связанного по пару оборудования ; - окончание ремонта одного агрегата совмещают с началом ремонта другого , с целью лучшей организации ремонтных работ ; - текущие ремонты агрегатов производят равномерно в течение года. Таблица 3 – Г одовой график ППР Тип агрегата Месяцы года 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 турбогенераторы турбина № 1 Т 3 К 31 Т 3 турбина № 2 Т 3 К 31 Т 3 турбина № 3 Т 3 С 12 Т 3 турбина № 4 Т 7 Т 7 К 46 котлоагрегаты котёл № 1 Т 7 К 33 Т 6 котёл № 2 Т 7 К 33 Т 6 котёл № 3 Т 7 С 13 Т 6 котёл № 4 Т 6 Т 7 С 13 котёл № 5 Т 10 Т 10 *) Обозначение ремонта : К – капитальный , С – средний , Т – текущий ; число после обозначения ремонта – количество календарных суток 1.4 Расчёт выработки электроэнергии и отпуск тепла в суточном разрезе , по сезонам и за год , без учёта и с учётом ППР В данном разделе определяется выработка электроэнергии и отпуск тепла за отопительный и неотопительный периоды и за год по отдельным агрегата м и по станции в целом . При этом исходят из величин суточной выработки электроэнергии и суточного отпуска тепла , полученных в результате экон о мичного распределения графиков нагрузок между турбоагрегатами , устано в ленными на станции , и продолжительности отоп ительного и неотопительн о го периодов . Эти расчёты будут производиться без учётов и с учётом ремо н тов оборудования . Для определения выработки электроэнергии и отпуска тепла с учётом ППР исходят из их суточных величин , полученных в резул ь тате перераспределен ия графиков нагрузок между турбоагрегатами при в ы воде их в ремонты , согласно разработанному ранее графику . Поскольку ту р боагрегаты выводятся в ремонт поочерёдно , то снижение выработки энергии в тот или иной период находящегося в ремонте агрегата может быть части ч но компенсировано путём догрузки до номинальных мощностей , оставшихся в работе турбин . Если это невозможно , то для покрытия графика нагрузки во время ремонтов может быть использован резерв мощности энергосистемы . Для компенсации недоотпуска тепла , п ри максимальной загрузке соотве т ствующих отборов оставшихся в работе турбин , могут быть использованы ПВК. Отопительный период составляет 202 суток , неотопительный период – 163, количество суток , отведённых на ремонт турбин – 152, из которых на отоп и тельный период приходится 32, на неотопительный – 120. Расчёт выработки электроэнергии , млн кВтч : - теплофикационными турбинами в отопительный период : в данный период турбина № 1 работает 196 суток , из которых 170 – в но р мальном режиме и 12 – когда турбины № 2 и № 3 находятся в ремонте , 14 – когда в ремонте находится конденсационная турбина : Э т =(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644, Э к =170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931 ; турбина № 2 работает 196 суток , из которых 170 – в нормальном режиме и 12 – когда турбины № 1 и № 3 находятся в ремонте , 14 – когда в ремонте находится конденсационная турбина : Э т =(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644, Э к =170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931 ; турбина № 3 работает 196 суток , из которых 170 – в нормальном режиме и 12 – когда турбины № 1 и № 2 находятся в ремонте , 14 – когда в ремонте находится конденсационная турбина : Э т =(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644, Э к =170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931 ; Таблица 4 – Распределение графика нагрузок при ремонте конденсационной турбины Зимние / летние с утки За сутки 1 2-7 8-16 17-22 23-24 зима / лето Теплофикационная нагрузка в паре , ГДж /ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3 763 254,3 254,3 254,3 763 254,3 254,3 254,3 1035,5 345,16 345,16 345,16 1035,5 345,16 345,16 345,16 708,5 236,16 236,16 236,16 22290 7430 7430 7430 Теплофикационная нагрузка на нужды отопления , ГДж /ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3 435,5/182,25 145,16/60,75 145,16/60,75 145,16/60,75 402/202,5 134/67,5 134/67,5 134/67,5 636,5/364,5 212,16/121,5 212,16/121,5 212,16/121,5 603/384,75 201/128,25 201/128,25 201/128,25 502,5/303,75 167,5/101,25 167,5/101,25 167,5/101,25 13200/7590 4400/2530 4400/2530 4400/2530 Вынужденная тепл о фикационная мо щ ность , вырабатываемая на базе отбор а пара на промышленные нужды , МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 на нужды отопления и горячего водоснабж е ния , МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 9,83 9,83 9,83 12,03/0,38 12,03/0,38 12,03/0,38 9,83 9,83 9,83 10,49/1,32 10,49/1,32 10,49/1,32 16,73 16,73 16,73 21,34/8,77 21,34/8,77 21,34/8,77 16,73 16,73 16,73 19,74/9,7 19,74/9,7 19,74/9,7 8,45 8,45 8,45 15,12/5,97 15,12/5,97 15,12/5,97 336,66 336,66 336,66 415,71/157,37 415,71/157,37 415,71/157,37 Электрическая нагр у з ка , МВт Покрытие а ) теплофикационной мощностью - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 б ) конденсационной мощностью - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 система 225 21,86/10,21 21,86/10,21 21,86/10,21 28,14/39,79 28,14/39,79 28,14/39,79 75 200 20,32/11,15 20,32/11,15 20,32/11,15 29,68/38,85 29,68/38,85 29,68/38,85 50 237,5 38,07/25,5 38,07/25,5 38,07/25,5 11,93/24,5 11,93/24,5 11,93/24,5 87,5 250 36,47/26,43 36,47/26,43 36,47/26,43 13,53/23,57 13,53/23,57 13,53/23,57 100 225 23,57/14,42 23,57/14,42 23,57/14,42 26,43/35,58 26,43/35,58 26,43/35,58 75 5512,5 752,39/494,05 752,39/494,05 752,39/494,05 447,63/705,97 447,63/705,97 447,63/705,97 1912,5 Зимние / летние сутки За сутки 1 2-7 8-16 17-22 23-24 зима / лето Тепл офикационная нагрузка на промы ш ленные нужды , ГДж /ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - РОУ 763 373 373 17 763 373 373 17 1035,5 373 373 289,5 1035,5 373 373 289,5 708,5 354,25 354,25 - 22290 8910 8910 4470 Теплофикационная нагрузка на нужды от опления , ГДж /ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - ПВК 435,5/182,25 217,75/91,125 217,72/91,125 -/- 402/202,5 201/101,25 201/101,25 -/- 636,5/364,5 240/182,25 240/182,25 156,5/- 603/384,75 240/192,375 240/192,375 123/- 502,5/303,75 240/151,875 240/151,875 22,5/- 13200/7590 5505/3795 5505/3795 2190/- Вынужденная тепл о фикационная мо щ ность , вырабатыва е мая на базе отбора пара на промышленные ну ж ды , МВт - турбина 1 - турбина 2 нужды отопления и горячего водосна б жения , МВт - турбина 1 - турбина 2 18,848 18,848 22,05/4,58 22,05/4,58 18,848 18,848 19,74/5,97 19,74/5,97 18,848 18,848 25,12/17,15 25,12/17,15 18,848 18,848 25,12/18,55 25,12/18,55 17,423 17,423 25,12/12,96 25,12/12,96 449,5 449,5 567,53/331,97 567,53/331,97 Электрическ ая нагрузка , МВт Покрытие а ) теплофикационной мощностью - турбина 1 - турбина 2 б ) конденсационной мощностью - турбина 4 ЭК - турбина 4 НЕЭК - турбина 1 - турбина 2 - энергосистема 225 40,9/23,73 40,9/23,73 75 25 9,1/26,57 9,1/26,57 25 200 38,59/24,82 38,59/24,82 75 25 11,41/25,18 11,41/25,18 - 237,5 43,97/36 43,97/36 75 25 6,03/14 6,03/14 37,5 250 43,97/37,4 43,97/37,4 75 25 6,03/12,6 6,03/12,6 50 225 42,54/30,83 42,54/30,83 75 25 7,46/19,17 7,46/19,17 25 5512,5 1017,03/781,47 1017,03/781,47 1800 600 182,93/417,59 182,93/417,59 7125 Таблица 5 – Распределение графика нагрузок при ремонте теплофикацио н ной турбины - теплофикационными турбинами в неотопительный период : в данный период турбина № 1 работает 132 суто к , из которых 43 – в но р мальном режиме и 43 – когда турбины № 2 и № 3 находятся в ремонте , 46 – когда в ремонте находится конденсационная турбина : Э т =(43+46)*494,05+43*781,47=77,574, Э к =43*543,45+43*417,59+46*705,97=73,799 ; турбина № 2 работает 132 суток , и з которых 43 – в нормальном режиме и 43 – когда турбины № 1 и № 3 находятся в ремонте , 46 – когда в ремонте находится конденсационная турбина : Э т =89*494,05+43*781,47=77,574, Э к =43*543,45+43*417,59+46*705,97=73,799 ; турбина № 3 работает 151 сутки , из которых 4 3 – в нормальном режиме и 62 – когда турбины № 1 и № 2 находятся в ремонте , 46 – когда в ремонте находится конденсационная турбина : Э т =89*494,05+62*781,47=92,422, Э к =43*543,45+62*417,59+46*705,97=81,734 ; - конденсационной турбиной в отопительный период : турб ина № 4 работает 188 суток , из которых 18 – период , когда в ремонте находятся теплофикационные турбины , 170 – нормальный режим : Э эк =18*1800+170*1800=338,4, Э неэк =18*600+170*600=112,8 ; - конденсационной турбиной в неотопительный период : турбина № 4 работает 1 17 суток , из которых 74 – период , когда в ремонте находятся теплофикационные турбины , 43 – нормальный режим : Э эк =74*1800+43*1800=210,6, Э неэк =74*600+43*600=70,2 ; - из энергосистемы ТЭЦ получает электроэнергию в течение 152 суток , из которых 32 (18 суток – в ремонте теплофикационные , 14 – конденсац и онная турбина ) – в отопительный период , 120 (74 суток – в ремонте тепл о фикационные , 46 – конденсационная турбина ) – в неотопительный : Э отопит. =18*712,5+14*1912,5=39,6, Э неотопит =74*712,5+46*1912,5=140,7. Расчёт от пуска тепла , тыс ГДж /ч - в отопительный период турбина № 1 работает 196 суток , из которых 184 – в нормальном режиме , 12 – когда турбины № 2 и № 3 находятся в р е монте : Q пр =184*7,43+12*8,91=1474,04, Q от =184*4,4+12*5,503=875,64 ; турбина № 2 работает 196 суток , из которых 184 – в нормальном режиме , 12 – когда турбины № 1 и № 3 находятся в ремонте : Q пр =184*7,43+12*8,91=1474,04, Q от =184*4,4+12*5,503=875,64 ; турбина № 3 работает 196 суток , из которых 184 – в нормальном режиме , 12 – когда турбины № 1 и № 2 находятся в ремон те : Q пр =184*7,43+12*8,91=1474,04, Q от =184*4,4+12*5,505=875,66 ; - в неотопительный период турбина № 1 работает 132 суток , из которых 89 – в нормальном режиме , 43 – когда турбины № 2 и № 3 находятся в р е монте : Q пр =89*7,43+43*8,91=1044,4, Q от =89*2,53+43*3,795=38 8,36 ; турбина № 2 работает 132 суток , из которых 89 – в нормальном режиме , 43 – когда турбины № 1 и № 3 находятся в ремонте : Q пр =89*7,43+43*8,91=1044,4, Q от =89*2,53+43*3,795=388,36 ; турбина № 3 работает 151 сутки , из которых 89 – в нормальном режиме , 62 – когд а турбины № 1 и № 2 находятся в ремонте : Q пр =89*7,43+62*8,91=1213,69, Q от =89*2,53+62*3,795=460,46 ; - ПВК на ТЭЦ в отопительный период работают 18 суток , в неотоп и тельный – 0 : Q т отопит =18*2,19=39,42, Q т неотопит =0. - РОУ на ТЭЦ в отопительный период работают 18 суток , в неотоп и тельный – 74 : Q т отопит =18*4,47=80,46, Q т неотопит =74*4,47=330,78. Результаты расчёта выработки электроэнергии и отпуска тепла предста в лены в таблицах 6… 9. Таблица 6 – Результаты расчёта выработки электроэнергии без учёта ППР Источник и покрытия нагрузки Выработка электроэнергии , млн кВтч В отопит . период В неотопит . период За год Э Т Э К Э Э Т Э К Э Э Т Э К Э турбина 1 151,983 57,592 209,575 80,53 88,582 169,112 232,513 146,174 378,687 турбина 2 151,983 57,592 209,575 80,53 88,582 169,112 232,513 146,174 378,687 турбина 3 151,983 57,592 209,575 80,53 88,582 169,112 232,513 146,174 378,687 турбина 4 - 363,6 121,2 484,8 - 293,4 97,8 391,2 - 657 219 876 ИТОГО по ТЭЦ 455,949 657,576 1113,525 241,59 656,946 898,536 697,539 1314,522 2012,061 Энергосистема - - - ВСЕГО 1113,525 898,536 2012,061 Таблица 7 – Результаты расчёта выработки электроэнергии с учётом ППР Источники покрытия нагрузки Выработка электроэнергии , млн кВтч В отопит . период В неотопит . период За год Э Т Э К Э Э Т Э К Э Э Т Э К Э турбина 1 150,644 56,931 207,575 77,574 73,799 151,373 228,218 130,73 358,948 турбина 2 150,644 56,931 207,575 77,574 73,799 151,373 228,218 130,73 358,948 турбина 3 150,644 56,931 207,575 92,422 81,734 174,156 243,066 138,665 381,731 турбина 4 - 338,4 112,8 451,2 - 210,6 70,2 280,8 - 549 183 732 И ТОГО по ТЭЦ 451,932 621,993 1073,925 247,57 510,132 757,702 699,502 1132,125 1831,627 Энергосистема 39,6 140,7 180,3 ВСЕГО 113,525 898,402 2011,927 Таблица 8 – Результаты расчёта по отпуску тепла без учёта ППР Источники покрытия нагрузки Отпуск тепла , тыс ГДж /ч В отопит . период В неотопит . период За год Q от т Q пр т Q т Q от т Q пр т Q т Q от т Q пр т Q т турбина 1 888,8 1500,86 2389,66 1211,09 412,39 1623,48 2099,89 1913,25 4013,14 турбина 2 888,8 1500,86 2389,66 1211,09 412,39 1623,48 2099,89 1913,25 4013,14 турбина 3 888,8 1500,86 2389,66 1211,09 412,39 1623,48 2099,89 1913,25 4013,14 РОУ - - - ПВК - - - ВСЕГО 7168,98 4870,44 12039,42 Таблица 9 – Результаты расчёта по отпуску тепла с учётом ППР Источники покрытия нагрузки Отпуск тепла , тыс ГДж / ч В отопит . период В неотопит . период За год Q от т Q пр т Q т Q от т Q пр т Q т Q от т Q пр т Q т турбина 1 875,64 1474,04 2349,68 388,36 1044,4 1432,76 1264 2518,44 3782,44 турбина 2 875,64 1474,04 2349,68 388,36 1044,4 1432,76 1264 2518,44 3782,44 турбина 3 875,64 1474,04 2349,68 460,46 1213,69 1674,15 1336,1 2687,73 4023,83 РОУ 80,46 330,78 411,24 ПВК 39,42 - 39,42 ВСЕГО 7168,92 4870,45 12039,37 2 Энергетический баланс ТЭЦ /1/ Энергобаланс электростанции разрабатывается с целью определения о с новных тех нико-экономических показателей эксплуатации как станции в ц е лом , так и основных её цехов. 2.1 Показатели турбинного цеха Для конденсационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии , ГДж Q э = Q хх * n + q эк *Э эк + q неэк *Э неэк , где Q хх =88 – расход тепла на холостой ход , ГДж /ч, n =(8760- n рем ) – число часов работы турбоагрегата в течение года , ч, q – частичный удельный расход тепла на выработку электроэнергии , ГДж /МВтч, Э – годовая выработка электроэнергии , МВтч ; турбина № 4 : Q э =88*7320+8,05*549000+8,67*183000=6 650220, Для теплофикационных турбин расход тепла на выработку электроэне р гии , ГДж Q э = Q хх * n + q т *Э т + q к *Э к , где Q хх =25,1 – расход тепла на холостой ход , ГДж /ч, n =(8760- n рем ) – число часов работы турбоагрегата в течение года , ч, q т =3,69, q к =9,09 – частичные у дельные расходы тепла на выработку электроэнергии соответственно : по теплофикационному и по конде н сационному циклам , ГДж /МВтч, Э т , Э к – годовая выработка электроэнергии соответственно по : теплоф и кационному и конденсационному циклам , МВтч ; турбина № 1 : Q э =25 ,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047, турбина № 2 : Q э =25,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047, турбина № 3 : Q э =25,1*8328+3,69*243066+9,09*138665=2366411. Общая выработка электроэнергии по электростанции за год , МВтч Э =549000+183000+2*(228218+130730)+ 243066+138665=1831627. Суммарный расход тепла на выработку электроэнергии по цеху (без учёта расхода тепла на собственные нужды , ГДж Q э =6650220+2*2228047+2366411=13472725. КПД турбинного цеха брутто , % Расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха : а ) на циркуляционные насосы , МВтч где - количество воды , расходуемой на охлаждение в конде н саторах турбин , т, где - количество тепла в паре , проходящем в конде н сатор , ГДж, где ЭМ = 0,97 – электромеханический КПД турбогенератора ; m =60 – кратность охлаждения, k =1,05 – коэффициент , учитывающий расход охлаждающей воды на охладители, i =2,2 – разность удельного количества теплоты входящего в конденсатор отработавшего пара и выходящего и з него конденс а та , ГДж /т, Н =6 – напор , развиваемый циркуляционными насосами (система вод о снабжения – прямоточная ; насосы установлены в машинном зале ), м.вод.с т., Н , ЭД – КПД насоса и электродвигателя, Н * ЭД =0,6 ; б ) на конденсатные насосы , кВтч Э кн =(а * n + b* Э к )*10 -3 , где а – расход электроэнергии на час работы турбоагрегата , кВтч, b – удельный расход на единицу энергии , вырабатываемой турб о агрегатом , кВтч /МВтч ; для турбины № 1 : Э кн 1 =(30*7872+1*130730)*10 -3 =366,89, для турбины № 2 : Э кн 2 =(30*7872+1*130730)*10 -3 =366,89, для турбины № 3 : Э кн 3 =(30*8328+1*138665)*10 -3 =388,505, для турбины № 4 : Э кн 4 =(70*7320+0,5*732000)*10 -3 =878,4, Э кн = Э кн i =2000,685 ; Расход элек троэнергии на прочие собственные нужды турбинного цеха по укрупнённой среднемесячной норме , МВтч /мес Э пр =25, Э пр =25*12=300 МВтч. Потери в трансформаторах собственных нужд , МВтч где сн тр =0,96 – КПД трансформаторов собственных нужд ; КПД нетто турбинного цеха , % где Q сн т =0,005* Q э – расход тепла на собственные нужды турбинного цеха , ГДж Q сн т =0,005*13472725=67364 ; 2.2 Баланс тепла Баланс тепла составляется для определения его выработки котельным ц е хом . Он должен суммировать все расходы и потери тепла на электростанции. Потери и расход тепла на собственные нужд ы определяются на основании плановых норм. Потери при отпуске тепла со станции внешним потребителям , ГДж /ч Q пот =0,05* Q т , Q пот =0,05*12039,37*10 3 =601969. Норматив потерь тепла при распределении , характеризующих соверше н ство тепловой схемы q распр =1. Потери пр и распределении , ГДж /ч Q распр = Q н к -( Q э + Q т + Q сн т + Q пот ), где Q распр =26445887-(13472725+12039370+67364+601969)= =264459. Рас ход тепла на собственные нужды котельного цеха включает в себя : ра с ход тепла на обдувку и расшлаковку , на нефтехозяйство , на отопление то п ливоподачи и служебных помещений котельного цеха и т.п. Норматив расхода тепла на собственные нужды котельного цеха q с н к =3. Расход тепла на собственные нужды котельного цеха , ГДж /ч Q сн к = Q бр к - Q н к , где Q сн к =27263801-26775887=487914. Баланс тепла представлен в таблице 10. Таблица 10 Статьи баланса Условное об о значение Расход , ГДж Приход , ГДж Расход тепла на в ы работку электроэне р гии Q э 13472725 Отпуск тепла со станции на нужды отопления и горячего водоснабжения Q т Q от т Q пр т 12039370 3903520 8135850 Расход тепла на собственные нужды турбинного цеха Q сн т 67364 Потери при отпуске тепла Q пот 601969 Потери тепла при Распределении Q распр 264459 Итого отпуск тепла котельной Q н к 26445887 Расход тепла на со б ственные нужды к о тельной Q сн к 487914 Всего выработка те п ла котельной Q бр к 27263801 2.3 Показатели котельного цеха Расход топлива на выработку тепла котельным цехом , т.у.т. где бр к =89,5 – КПД брутто котельных агрегатов ; Расход натурального топлива , т.н.т. где Q н р =3040 - низшая теплота сгорания натурального топлива , ккал /кг /2/ ; Выработка пара котельным цехом , т где i пп =3478, i пв =901 – теплосодержание соответственн о : перегретого пара и питательной воды , кДж /кг ; Расход питательной воды котельным цехом , т G пв =Д бр к , G пв =10,58. Годовой выход золы , т где q н =2 – процентные потери к весу топлива с механическим недожогом , %, А р =15 – зольность рабочей массы топлива , % ; Расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включает в себя : а ) расход электроэнергии на питательные насосы , МВтч Э пн =а пн * G пв *10 -3 , где а пн =9 – удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны п ит а тельной воды , кВтч /т ; Э пн =9*10,58*10 -3 =0,095 ; б ) расход электроэнергии на тягу и дутьё , МВтч Э тд =а тд *Д бр к *10 -3 , где а тд =5 – удельный расход электроэнергии на дымососы и дутьевые вентиляторы , кВтч /т ; Э тд =5*10,58*10 -3 =0,053 ; в ) расход электроэнергии на то пливоподачу , МВтч Э тп =а тп *В н *10 -3 , где а тп =0,8 – удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны нат у рального топлива в бункера котельной , кВтч /т ; Э тп =0,8*2398909*10 -3 =1919 ; г ) расход электроэнергии на топливоприготовление (дробление , помол топлива и тран спорт пыли ), МВтч Э др =а др *В н *10 -3 , Э пт =а пт *В н *10 -3 , где а др =2 – удельный расход электроэнергии на дробление топлива , кВтч /т.н.т., а пт =10 – удельный расход электроэнергии на помол топлива (шах т ные мельницы ) и транспорт пыли , кВтч /т.н.т. ; Э др =2*2398909*10 -3 = 4798, Э пт =10*2398909*10 -3 =23989 ; д ) расход электроэнергии на топливоприготовление (дробление , помол топлива и транспорт пыли ), МВтч Э гзу =а гзу *З *10 -3 , где а гзу =7 – удельный расход электроэнергии на удаление золы из к о тельной на золоотвал (система гидрозо лоудаления с багреными насосами ), кВтч /т, Э гзу =7*400618*10 -3 =2804 ; е ) расход электроэнергии на прочие собственные нужды котельного цеха определяется с учётом коэффициента =1,02 от суммы полученных р а нее показателей расхода эле ктроэнергии потребителей собственных нужд котельного цеха . Суммарный расход электроэнергии на собстве н ные нужды котельной определяется с учётом КПД трансформаторов собственных нужд , МВтч Э сн кц =( / сн тр )*(Э пн +Э тд +Э тп +Э др +Э пт +Э гзу ), Э сн кц =(1,02/0,96)*(0,095+0,053+1919+4798+23989+2804)=35605. КПД нетто котельной , % где Q сн кэ =3,6*Э сн кц / н тц – расход тепла , эквивалентный расходу электр о энергии на собственные нужды котельной , ГДж Q сн кэ =3,6*35605/0,2742=467462 ; 2.4 Показатели теплофи кационного отделения КПД нетто тепловой теплофикационного отделения , % Для определения КПД нетто теплофикационного отделения необходимо определить расход эл ектроэнергии на собственные нужды этого отделения , который включает в себя : а ) расход электроэнергии на сетевые насосы , МВтч где количество сетевой воды , перекачиваемой насосами за год , т, где i =355 – разность удельного количества теплоты прямой и обра т ной сетевой воды , кДж /кг Н = Н с + Н б + Н п – напор , развиваемый сетевыми насосами , м.вод.ст., где Н с =10 – падение напора в прямом и обратном трубопроводах в о дяной теплофикационной сети , м.вод.ст . на 1 км разветвлённой сети, Н б =6,7 – падение напора в подогревателях станции , м.вод.ст., Н п =5 – падение напора в приёмниках потребителей , м.вод.ст., Н =4,5*10+6,7+5=56,7 , эд , н – соответственно КПД электродвигателя и насоса , о.е. эд * н =0,6 ; б ) расход электроэнергии на конденсатные насосы подогревателей , МВтч Э п кн =а кн * G п к , где количество конденсата , т, где i оп =2667 – теплосодержание отборного пара , кДж /кг, i к =419 – теплосодержание конденсата подогревателей , кДж /кг ; а кн =2 – удельный расход электроэнергии на перекачку 1 тонны конде н сата , кВтч /т ; Э п кн =2*5355592*10 -3 =10711. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды теплофикац и онного отделения с учётом КПД т рансформаторов собственных нужд , МВтч Э сн то =( / сн тр )*(Э сн +Э п кн ), где =1,05 – коэффициент , учитывающий расход электроэнергии на пр о чие собственные нужды теплофикационн ого отделения ; Э сн то =(1,05/0,96)*(289+10711)=12031. КПД нетто теплофикационного отделения , % где расход тепла , эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды теплофикационного отдел е ния , ГДж 2.5 Общестанционные показатели Удельный расход условного топлива на отпущенное тепло в горячей воде , кг у.т ./ГДж Удельный расход условного топлива на отпущенное тепло в паре , кг у.т ./ГДж Расход условного топлива на отпущенну ю теплоэнергию в горячей воде , т.у.т. В от тэ = b от т * Q от т *10 -3 , В от тэ =43,1*3903520*10 -3 =168242. Расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию в паре , т.у.т. В п тэ = b пр т * Q пр т *10 -3 , В п тэ =42,53*8135850*10 -3 =346018. Всего годовой расход условного топлива на от пуск тепла , т.у.т. В тэ = В п тэ +В от тэ , В тэ =346018+168242=514260. Расход условного топлива на отпущенную электроэнергию , т.у.т. В э =В– В тэ , В э =1041812 – 514260=527552. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды электроста н ции , МВтч Э сн тэц =Э сн тц +Э сн кц +Э сн то , Э сн тэц =2950+35605+12031=51586. Распределение расхода электроэнергии собственных нужд , МВтч : а ) на отпущенную теплоэнергию б ) на отпущенную электроэнергию Э сн э =Э сн тэц – Э сн тэ , Э сн э =51586 – 29050=22536. Отпуск электроэнергии с шин станции , МВт Э отп =Э– Э сн тэц , Э отп =1831627 – 51586=1780041. Удельный расход условного топлива на отпущенный кВтч , кг /кВтч b отп э =В э /Э отп , b отп э =527552/1780041=0,296. Относительный расход э лектроэнергии на собственные нужды по прои з водству и отпуску электроэнергии , % К сн =Э сн э *100/Э, К сн =22536*100/1831627=1,2. Удельный расход электроэнергии на отпущенную единицу тепла , кВтч /ГДж т =Э сн тэ *10 3 / Q т , т =29050*10 3 /12039370=2,41. КПД нетто электростанции по производству электроэнергии , % э тэц =0,123*100/ b отп э , э тэц =0,123*100/0,296=41,55. КПД нетто электростанции по производству теплоэ нергии , % т тэц =0,0342* Q т *100/В тэ , т тэц =0,0342*12039370*100/514260=80,07. 3 Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала 3.1 Нормативная численность персонала /1/ Для ТЭЦ , работающей на буром угле , с суммарным числом котлов и ту р бин 9 и суммарной паропроизводительностью котлов 1100 т /ч , нормативная численность персонала : всего – 470 человек , в том числе эксплуатационного персонала – 205 и ремонтного персонала – 265 человек. Состав и численность персонала : - директор – 1, - главный инженер – 1, - заместитель директора по общим вопросам – 1, - старший инспектор по эксплуатации , по ОТ и ТБ – 1, - старший инспектор по эксплуатации оборудования электрической ста н ции , подконтрольных Госгортехнадзору – 1, - начальник смены электрической станции – 5, - производственно-технический отдел (ПТО ) – 6, - отдел в составе ПТО по подготовке и проведению ремонта – 10, ремонтный персонал – 10 человек ; - бухгалтерия – 6, - отдел материально-технического снабжения (О МТС ) – 7, - группа хозяйственного обслуживания (ГХО ) – 7, эксплуатац . персонал ОМТС и ГХО – 55 человек ; - группа делопроизводственного обслуживания – 3, - планово-экономический отдел (ПЭО ) – 4, - группа (в составе ПТО ) капитального строительства (КС ) – 5, ремонтный персонал – 5 человек ; - отдел (в составе группы КС ) оборудования – 4, - инженер по подготовке кадров – 1, - инженер по специальной и мобилизационной работе – 1, - старший инспектор по кадрам – 1, производственные подразделения : - топливно-транспо ртный участок в составе КТЦ, эксплуатац . персонал – 45 человек ; - котлотурбинный цех (КТЦ ), эксплуатац . персонал – 75 человека ; - электроцех (ЭЦ ), эксплуатац . персонал – 29, ремонтный – 33 человека ; - участок тепловой автоматики и измерений в составе ЭЦ, э ксплуатац . персонал – 8, ремонтный – 26 человека ; - химический участок (с химлабораторией ) в составе КТЦ, эксплуатац . персонал – 33 ; - участок централизованного ремонта тепломеханического оборудования в составе КТЦ, ремонтный персонал – 185 человек ; - лабо ратория металлов и сварки, - цех наладки и испытания оборудования, эксплуатац . персонал – 6 человек ; - гидротехнический участок в составе КТЦ, - ремонтно-строительный участок в составе КТЦ, ремонтный персонал – 13 человек ; - золопогрузочный участок в соста ве КТЦ ; - участок теплоснабжения и подземных коммуникаций в составе КТЦ. 3.2 Схема организационно-производственной структуры ТЭЦ /2/ 3.3 Фонд оплаты труда персонала /1/ Расчёт сред ств на оплату труда в курсовой работе производится укрупнё н но в форме таблицы 11. Принимается минимальная тарифная ставка рабочего первого разряда 840 руб . Т.к . установленная мощность ТЭЦ больше 150 МВт , то принимается 6 группа и тарифный коэффициент 1,76. Таблица 11 Наименование показателя Величина п о казателя Среднемесячная заработная плата одного рабочего перв о го разряда , руб 840 Тарифный коэффициент , соответствующий средней ст у пени оплаты труда 1,76 Среднемесячная тарифная ставка 1 ППП , руб 1478,4 Доплата к тарифу за вредные условия труда - в процентах - в руб на человека 5 73,92 Доплата к тарифу за многосменный режим работы - в процентах - в руб на человека 15 221,76 Текущее премирование , руб - в процентах к тарифу , включая доплаты за вредны е условия труда и многосменный режим работы - в руб на человека 75 1330,56 Выплата вознаграждений за выслугу лет - в процентах к тарифу - в руб на человека 12,5 184,8 Выплата вознаграждений по итогам работы за год - в процентах к тарифу - в руб на че ловека 33 487,872 Выплата районных коэффициентов и северных надбавок - в процентах к заработку - в руб на человека 15 566,6 итого расчётная средняя заработная плата ППП на о д ного человека в месяц , руб 4343,912 Размер средств на оплату труда за год , руб 52126,94 Нормативная численность ППП , чел 470 Размер средств на оплату труда ППП за год , руб 24499661,8 4 Планирование себестоимости производства электро - и теплоэнергии /1/ Себестоимость отпущенной потребителям энергии определяется на основе составления укрупнённой сметы затрат , включающей следующие элементы : - топливо на технологические цели – И т , - расходы на оплату труда – И зп , - отчисления на социальные нужды – И сн , - отчисления в ремонтный фонд – И рф , - амортизация основных средств – И а , - прочие расходы – И пр . Затраты на топливо на технологические цели , тыс руб /год где Ц т =300 – цена добычи топлива , руб /т.н.т., Ц тр =0,2 – стоимость транспортировки топлива , руб /(т.н.т .*км ), р =1,2 – потери топлива при перевозке , разгрузке и хранении , % ; Расходы на оплату труда отражают расходы на оплату труда основного производственного персонала электростанции , включая премии рабочим , специалистам и служащим за производственные результа ты , стимулирующие и компенсирующие выплаты , а также расходы на оплату труда не состоящих в штате станции работников , относящихся к трудовой деятельности , тыс руб И зп =205*52,126=10685,83. Отчисления на социальные нужды отражают отчисления по установле н ным н ормам на социальное страхование , в пенсионный фонд , в фонд занят о сти и на медицинское страхование , которые принимаются в процентах от фонда оплаты труда , включаемого в себестоимость продукции (38,5%), тыс руб И сн =0,385*10685,83=4114,04. Размер амортизацион ных отчислений определяется по установленным нормам амортизации , тыс руб И а =Н а *К тэц , где Н а =3 – средневзвешенная норма амортизации для электростанций , %, К тэц = k уд * N у – капитальные вложения в станцию , тыс руб, где k уд =5 – удельные капитальные вложения в ТЭЦ , тыс руб /кВт, N у =250000 – установленная мощность станции , кВт ; К тэц =5*250000=1250000 ; И а =0,03*1250000=37500. Отчисления в ремонтный фонд определяются исходя из балансовой сто и мости основных производстве нных фондов (условно принимается равной в е личине капитальных вложений ) и нормативов отчислений , утверждаемых самими предприятиями . В курсовой работе величина отчислений в ремон т ный фонд определяется на основе составления укрупнённой сметы затрат на ремонт. При этом заработная плата (265*52,126=13813,39 тыс руб ) с отчи с лениями на социальные нужды (0,385*13813,39=5318,16 тыс руб ) ремонтного персонала принимается в размере 35 % от общих затрат на ремонт , а 65 % с о ставят затраты на материалы , запасные части для ремонта , амортизацию об о рудования и т.п ., тыс руб И рф =(13813,39+5318,16)/0,35=54661,57. К прочим расходам в составе себестоимости продукции относятся платежи по обязательному страхованию имущества предприятия , учитываемого в с о ставе производственных фондо в , вознаграждения за изобретения и рацион а лизаторские предложения , плата по процентам за краткосрочные кредиты , возмещение расходов сбербанкам и другим организациям за приём от нас е ления платежей за энергию и коммунальные услуги , командировочные ра с ходы по установленным нормам , подъёмные , плата сторонним предприятиям за пожарную и сторожевую охрану , оплата услуг связи и вычисленных пр о центов , плата за аренду в случае аренды отдельных объектов основных пр о изводственных фондов и др . Величина прочих расходов п риближённо ра с считывается исходя из структуры себестоимости производства энергии и принимается в размере 20 % от суммы условно-постоянных расходов , тыс руб И пр =0,2*(И зп +И сн +И а +И рф ), И пр =0,2*(10685,83+4114,04+37500+54661,57)=21392,29. На ТЭЦ затраты необхо димо распределять между видами производимой энергии . Расчёт себестоимости производства энергии на ТЭЦ будет произв о диться балансовым (физическим ) методом . Согласно этому методу предпол а гается , что тепловая энергия , которая отпускается из отборов турбин , по ст у пает непосредственно из котлов , а расходы топлива на отпуск тепла из отб о ров принимаются такими , какими они были бы при непосредственном отпу с ке теплоты из котельной ТЭЦ . Так как на ТЭЦ определяющими являются з а траты на топливо , то сущность метода кальк улирования себестоимости эне р гии на ТЭЦ определяется способом распределения общего расхода топлива между производством электроэнергии и тепла . Физический метод соотве т ствует условиям энергобаланса ТЭЦ , но имеет недостаток : при его примен е нии не учитывается энергетическая ценность (параметры ) теплоты , испол ь зуемой для отпуска внешним потребителям. Расход топлива на тепловую энергию , выдаваемую потребителям , т.у.т. Расход топлива , относимый на электроэнергию , т.у.т. В ’ ээ =В– В ’ тэ , В ’ ээ =1041812 – 481512=560300. При данном способе распределения топлива весь расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ относится к отпуску электроэнергии . Поэтому к о личество тепла , отне сённое к отпуску теплоты , оказывается несколько зан и женным . Чтобы уточнить решение , следует расход электроэнергии на со б ственные нужды разделить между отпуском электрической и тепловой эне р гии . В результате расход топлива на теплоснабжение внешних потребит елей будет равен , т.у.т. В тэ =В ’ тэ + b отп э *Э тэ сн , где - удельный расход топлива на 1 отпущенный кВтч , т.у.т ./кВтч, В тэ =481512+0,00031*29050*10 3 =490517,5. Расход топлива , относимый к отпуску электроэнергии от ТЭЦ , т.у.т. В ээ =В– В тэ , В ээ =1041812 – 490517,5=551294,5. Для определения затрат на производство энергии на основе физического метода необходимо : 1. Определить абсолютные значения статей затрат. 2. Распределить затраты по стадиям производства – цехам . При этом в укрупнённых расчётах различают три группы цехов : I – котлотурбинный ; II – электрический ; III – общестанционн ые расходы. Распределение статей затрат по группам цехов показано в таблице 12. Таблица 12 – Распределение затрат по цехам ТЭЦ , тыс руб (%) Статьи затрат Группы цехов I II III И т 1043909 - - И а 18750 16875 1875 И зп 3740 3740 3205,7 И сн 1440 1440 1234 И рф 27330,8 24597,7 2733,1 И пр - - 21392,29 И тэц И I =1095169,8 И II =46652,7 И III =30440,09 3. Распределить затраты по вышеуказанным группам цехов между эле к трической и тепловой энергией . По физическому методу : а ) затраты по I группе цехов распредел яются между электро - и те п лоэнергией пропорционально расходам топлива на получение кажд о го из этих видов энергии : - на производство электрической энергии , тыс руб - на производство тепловой энергии , тыс руб б ) затраты по II группе цехов относятся целиком на производ ство электроэнергии , тыс руб 4. Общестанционные расходы распределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально суммам затрат на эти виды эне р гии по I и II группам цехов , тыс руб Затраты , относимые на электроэнергию , тыс руб И э =И I э +И II э +И III э , И э =580440+46652,7+16742=643834,7. Затраты , относимые на тепловую энергию , тыс руб И тэ =И I тэ +И II тэ +И III тэ , И тэ =514730+0+13698=528428. Все расчёты сводятся в таблицу 13 Себестоимость единицы электрической энергии , отпущенной с шин ТЭЦ , руб /кВтч s э =И э /Э отп , s э =643834,7/1780041 = 0,36. Себестоимость единицы тепла , отпущенного с коллекторов , тыс руб /ГДж s тэ =И тэ / Q т , s тэ =528428/12039370 = 0,044. В зак лючении работы приводится сводная таблица основных технико-экономических показателей работы ТЭЦ. Таблица 13 – Затраты на производство электро - и теплоэнергии на ТЭЦ и их структура Статьи затрат Величина затрат Электроэнергия Теплоэнергия тыс руб % тыс руб % И т 553272 85,9 490637 92,8 И а 27843,75 4,3 9656,25 1,8 И зп 7485,3 1,2 3170,4 0,6 И сн 2881,9 0,5 1232,1 0,3 И рф 40586,1 6,3 14075,5 2,7 И пр 11765, 8 1,8 9626,5 1,8 ИТОГО И э =643834,7 100 И тэ =528428 100 Таблица 14 – Основные технико-экономическ ие показатели работы ТЭЦ Наименование показателя Условное обознач е ние Единицы измерения Величина показателя 1 2 3 4 Установленная мощность ТЭЦ N у МВт 250 Число часов использования устано в ленной мощности h y =Э / N у Ч 7326,5 Коэффициент расхода электроэнерг ии на собственные нужды станции К сн % 1,2 Количество электроэнергии , отп у щенной с шин ТЭЦ за год Э отп млн кВтч 1780,041 Годовое число часов использования максимума отопительной / технолог и ческой нагрузки Т от max / Т пр max Т max = Q/Q т (р ) Ч 5421/ 7270,6 Годов ой отпуск тепла с коллекторов на нужды отопления и горячего вод о снабжения , промышленные нужды Q т , Q от т , Q пр т тыс ГДж 12039370 3903520 8135850 Удельные расходы условного топлива на : -1 кВтч электроэнергии , отпущенной с шин ТЭЦ -1 ГДж тепла , отпущенного с ко л лекторов ТЭЦ в паре / горячей воде b отп э b пр т / b от т г.у.т ./кВтч кг.у.т ./ГДж 296 42,53/43,1 КПД станции по : -производству электроэнергии -отпуску тепла э тэц т тэц % % 41,55 80,07 Капитальные вложения в ТЭЦ К тэц млн руб 1250 Удельные капитальные вложения в ТЭЦ k уд руб /кВт 5000 1 2 3 4 Штатный коэффициент станции , вс е го , в т.ч. : по эксплуатационному персоналу по ремонтному персоналу n ппп n э n р чел /МВт чел /МВт че л /МВт 1,88 0,82 1,06 Годовые издержки производства И тэц млн.руб /год 1172,263 Себестоимость отпущенной электр о энергии s э руб /кВтч 0,36 Себестоимость отпущенного тепла s тэ руб /ГДж 44 Заключение В ходе выполнения кур совой работы были выполнены расчёты экономич е ского распределения нагрузок на турбины с учётом и без учёта планово-предупредительных ремонтов , энергетический баланс ТЭЦ , технико-экономические показатели основных цехов и общестанционные показатели , штатов и фонда оплаты труда персонала , планирование себестоимости пр о изводства электро - и теплоэнергии. Расчёт проводился на основе данных максимально приближённых к реал ь но существующим значений , поэтому результаты сопоставимы с показател я ми аналогичных действующи х ТЭЦ. В результате выполнения курсовой работы были получены следующие р е зультаты : КПД электрический и тепловой станции соответственно составл я ют 41,55 и 80,07 %, себестоимость отпущенной электроэнергии – 0,36 руб /кВтч , теплоэнергии – 44 руб /ГДж. Библиографический список 1. Н.А . Зуева . Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине “ Экономика и организация энергопроизводства ” для студентов электротехнического факультета . – Киров : ПРиП ВятГТУ ,1997. [ 6 ] 2. Справ очные материалы и приложения к методическим указаниям к курсовой работе по дисциплине “ Экономика и организация энерг о производства ” / Составитель Н.А . Зуева – Киров , ВятГТУ , 1996. [ 4 ]

© Рефератбанк, 2002 - 2017