Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ

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 теоретических знаний и приобретение практических навыков в самостоятельном решении некоторых вопросов организации и планирования энергетического производства в части генерирования энергии. Настоящая курсовая работа посвящена вопросам организации и планирования эксплуатации тепловой электрической

станции, работающей в энергетической 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 величинах максимумов нагрузок и диспетчерских графиков их распределения 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 Qт . Покрытие графика тепловой нагрузки осуществляется за счт регулируемых отборов турбин на соответствующие параметры пара в пределах их расчтной максимальной величины.

На станции установлены одинаковые по типоразмерам турбоагрегаты, загрузка их отборов будет производиться параллельно. Если мощности отборов окажется недостаточно, оставшаяся часть графика нагрузки на нужды отопления и горячего водоснабжения покрывается за счт пиковых водогрейных котлов ПВК. 2. После распределения тепловых нагрузок определяется вынужденная теплофикационная мощность - Nт отдельно по отборам, турбинам и по станции в целом.

3. Далее распределяется график электрической нагрузки. Базисная часть графика электрической нагрузки покрывается за счт вынужденной теплофикационной мощности. Остаток нагрузки распределяется между мощностями конденсационных турбоагрегатов и свободной конденсационной мощностью теплофикационных турбин. При этом следует руководствоваться правилами экономичного распределения использовать конденсационные мощности в порядке последовательного увеличения частичных удельных расходов

тепла на выработку электроэнергии. После распределения графиков нагрузок рассчитывается выработка электроэнергии 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 выработки электроэнергии и отпуска тепла. Расчты по распределению графиков тепловой и электрической нагрузок представляются в форме таблицы 1. Расчт будет производиться на основании энергетических характеристик турбин 2

Турбины 13. ПТ-50-9013 Qтурб25,13,69Nт9,09NкQт р08,8 МПа, Т0808 К QтQоттQпрт, NтNоттNпрт рототб0,120,25 МПа, Qотт240 ГДжч, Nотт0,138Qотт-8 МВт рпротб0,791,28 МПа, Qпрт373 ГДжч, Nпрт0,076Qотт-9,5 МВт Турбина 4. К-100-90 Qтурб888,05Nэк8,67Nнеэк, р08,8 МПа, Т0808

К Таблица 1 Результаты расчтов распределения графиков нагрузок Зимние летние суткиЗа сутки12-78-1617-2223-24зима летоТеплофикационная нагрузка в паре, ГДжч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3763 254,3 254,3 254,3763 254,3 254,3 254,31035,5 345,16 345,16 345,161035,5 345,16 345,16 345,16708,5 236,16 236,16 236,7430Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДжч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3435,5182,25 145,1660,75 145,1660,75 145,1660,75402202,5 13467,5 13467,5 13467,5636,5364,5 212,16121,5 212,16121,5 212,16121,5603384,75 201128,25 201128,25 201128,25502,5303,75 167,5101,25 167,5101,25 167,5101,44002530Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на промышленные нужды,

МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 на нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 39,83 9,83 9,83 12,030,38 12,030,38 12,030,389,83 9,83 9,83 10,491,32 10,491,32 10,491,3216,73 16,73 16,73 21,348,77 21,348,77 21,348,7716,73 16,73 16,73 19,749,7 19,749,7 19,749,78,45 8,45 8,45 15,125,97 15,125,97 15,125,97336,66 336,66 336,66 415,71157,37 415,71157,37 415,71157,37Электрическая 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 3225 21,8610,21 21,8610,21 21,8610,21 75 25 19,8131,46 19,8131,46 19,8131,46200 20,3211,15 20,3211,15 20,3211,15 75 25 13,0122,18 13,0122,18 13,0122,18237,5 38,0725,5 38,0725,5 38,0725,5 75 25 7,7620,33 7,7620,33 7,7620,33250 36,4726,43 36,4726,43 36,4726,43 75 25 13,5323,57 13,5323,57 13,5323,57225 23,5714,42 23,5714,42 23,5714,42 75 25 18,127,25 18,127,25 18,127,255512,5 752,39494,05 752,39494,05 752,39494,05 1800 600 285,11543,45 285,11543,45 285,11543,45 1.3 Построение годового графика планово-предупредительных ремонтов

ППР оборудования ТЭЦ 1 Вид и количество проводимых ремонтов , а также продолжительность ремонтного простоя указаны в таблице 2. Все агрегаты один раз в году простаивают в капитальном или среднем ремонте, в текущем ремонте котельные агрегаты простаивают 23 раза. Таблица 2 2 Оборудование Простои, календарные суткиКапитальный ремонтСредний ремонтТекущий ремонтКап. Тек.Ср.Тек.ПТ-50-90133561269К-100-904614 181421БКЗ-2203313131320Капремонт данных турбоагрегатов производится 1

раз в 4 года. Для данного типа котла межремонтный период составляет 45 лет. В соответствии с принятыми данными строится календарный график ремонта основного оборудования ТЭЦ. При планировании ремонтов в календарном разрезе исходят из следующего - теплофикационные турбоагрегаты капитально ремонтируют в период спада тепловой нагрузки - предусматривают одновременный 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 Годовой график ППР Тип агрегатаМесяцы года123456789101112турбогенераторытурбин а 1Т3К31Т3турбина 2Т3К31Т3турбина 3Т3С12Т3турбина 4Т7Т7К46котлоагрегатыкотл 1Т7К33Т6котл 2Т7К33Т6котл 3Т7С13Т6котл 4Т6Т7С13котл 5Т10Т10 Обозначение ремонта К капитальный, С средний, Т текущий число после обозначения ремонта количество календарных суток 1.4 Расчт выработки электроэнергии и отпуск тепла в суточном разрезе, по сезонам и за год, без учта и с учтом ППР В данном разделе определяется выработка электроэнергии и отпуск тепла за отопительный

и неотопительный периоды и за год по отдельным агрегатам и по станции в целом. При этом исходят из величин суточной выработки электроэнергии и суточного отпуска тепла, полученных в результате экономичного распределения графиков нагрузок между турбоагрегатами, установленными на станции, и продолжительности отопительного и неотопительного периодов. Эти расчты будут производиться без учтов и с учтом ремонтов оборудования.

Для определения выработки электроэнергии и отпуска тепла с учтом ППР исходят из их суточных величин, полученных в результате перераспределения графиков нагрузок между турбоагрегатами при выводе их в ремонты, согласно разработанному ранее графику. Поскольку турбоагрегаты выводятся в ремонт поочердно, то снижение выработки энергии в тот или иной период находящегося в ремонте агрегата может быть частично компенсировано путм 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, при максимальной загрузке соответствующих отборов оставшихся в работе турбин, могут быть использованы ПВК. Отопительный период составляет 202 суток, неотопительный период 163, количество суток, отведнных на ремонт турбин 152, из которых на отопительный период приходится 32, на

неотопительный 120. Расчт выработки электроэнергии, млн кВтч - теплофикационными турбинами в отопительный период в данный период турбина 1 работает 196 суток, из которых 170 в нормальном режиме и 12 когда турбины 2 и 3 находятся в ремонте, 14 когда в ремонте находится конденсационная турбина Эт17014752,39121017,03150,644, Эк170285,1112182,9314447,6356,931 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 Эт17014752,39121017,03150,644, Эк170285,1112182,9314447,6356,931 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 Эт17014752,39121017,03150,644, Эк170285,1112182,9314447,6356,931

Таблица 4 Распределение графика нагрузок при ремонте конденсационной турбины Зимние летние суткиЗа сутки12-78-1617-2223-24зима летоТеплофикационная нагрузка в паре, ГДжч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3763 254,3 254,3 254,3763 254,3 254,3 254,31035,5 345,16 345,16 345,161035,5 345,16 345,16 345,16708,5 236,16 236,16 236,1622290 7430 7430 7430Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДжч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3435,5182,25 145,1660,75 145,1660,75 145,1660,75402202,5 13467,5 13467,5 13467,5636,5364,5 212,16121,5 212,16121,5 212,16121,5603384,75 201128,25 201128,25 201128,25502,5303,75 167,5101,25 167,5101,25 167,5101,25132007590 44002530 44002530 44002530Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на промышленные нужды,

МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 на нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 39,83 9,83 9,83 12,030,38 12,030,38 12,030,389,83 9,83 9,83 10,491,32 10,491,32 10,491,3216,73 16,73 16,73 21,348,77 21,348,77 21,348,7716,73 16,73 16,73 19,749,7 19,749,7 19,749,78,45 8,45 8,45 15,125,97 15,125,97 15,125,97336,66 336,66 336,66 415,71157,37 415,71157,37 415,71157,37Электрическая нагрузка, МВт Покрытие а теплофикационной мощностью - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 б конденсационной мощностью - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 система225 21,8610,21 21,8610,21 21,8610,21 28,1439,79 28,1439,79 28,1439,79 75200 20,3211,15 20,3211,15 20,3211,15 29,6838,85 29,6838,85 29,6838,85 50237,5 38,0725,5 38,0725,5 38,0725,5 11,9324,5 11,9324,5 11,9324,5 87,5250 36,4726,43 36,4726,43 36,4726,43 13,5323,57 13,5323,57 13,5323,57 100225 23,5714,42 23,5714,42 23,5714,42 26,4335,58 26,4335,58 26,4335,58 755512,5 752,39494,05 752,39494,05 752,39494,05 447,63705,97 447,63705,97 447,63705,97 1912,5Зимние летние суткиЗа сутки12-78-1617-2223-24зима летоТеплофикационная нагрузка на промышленные нужды,

ГДжч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - РОУ763 373 373 17763 373 373 171035,5 373 373 289,51035,5 373 373 289,5708,5 354,25 354,25 -22290 8910 8910 4470Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДжч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - ПВК435,5182,25 217,7591,125 217,7291,125 402202,5 201101,25 201101,25 636,5364,5 240182,25 240182,25 156,5-603384,75 240192,375 240192,375 123-502,5303,75 240151,875 240151,875 22,5-132007590 55053795 55053795 2190-Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на промышленные нужды,

МВт - турбина 1 - турбина 2 нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт - турбина 1 - турбина 218,848 18,848 22,054,58 22,054,5818,848 18,848 19,745,97 19,745,9718,848 18,848 25,1217,15 25,1217,1518,848 18,848 25,1218,55 25,1218,5517,423 17,423 25,1212,96 25,1212,96449,5 449,5 567,53331,97 567,53331,97Электрическая нагрузка, МВт Покрытие а теплофикационной мощностью - турбина 1 - турбина 2 б конденсационной мощностью - турбина 4 ЭК - турбина 4 НЕЭК - турбина 1 - турбина 2 - энергосистема225 40,923,73 40,923,73 75 25 9,126,57 9,126,57 25200 38,5924,82 38,5924,82 75 25 11,4125,18 11,4125,18 -237,5 43,9736 43,9736 75 25 6,0314 6,0314 37,5250 43,9737,4 43,9737,4 75 25 6,0312,6 6,0312,6 50225 42,5430,83 42,5430,83 75 25 7,4619,17 7,4619,17 255512,5 1017,03781,47 1017,03781,47 1800 600 182,93417,59 182,93417,59 7125Таблица 5

Распределение графика нагрузок при ремонте теплофикационной турбины - теплофикационными турбинами в неотопительный период в данный период турбина 1 работает 132 суток, из которых 43 в нормальном режиме и 43 когда турбины 2 и 3 находятся в ремонте, 46 когда в ремонте находится конденсационная турбина Эт4346494,0543781,4777,574, Эк43543,4543417,5946705,9773,799 турбина 2 работает 132 суток, из которых 43 в нормальном режиме и 43 когда турбины 1 и 3 находятся в ремонте,

46 когда в ремонте находится конденсационная турбина Эт89494,0543781,4777,574, Эк43543,4543417,5946705,9773,799 турбина 3 работает 151 сутки, из которых 43 в нормальном режиме и 62 когда турбины 1 и 2 находятся в ремонте, 46 когда в ремонте находится конденсационная турбина Эт89494,0562781,4792,422, Эк43543,4562417,5946705,9781,734 - конденсационной турбиной в отопительный

период турбина 4 работает 188 суток, из которых 18 период, когда в ремонте находятся теплофикационные турбины, 170 нормальный режим Ээк1818001701800338,4, Энеэк18600170600112,8 - конденсационной турбиной в неотопительный период турбина 4 работает 117 суток, из которых 74 период, когда в ремонте находятся теплофикационные турбины, 43 нормальный режим Ээк741800431800210,6, Энеэк746004360070,2 - из энергосистемы

ТЭЦ получает электроэнергию в течение 152 суток, из которых 32 18 суток в ремонте теплофикационные, 14 конденсационная турбина в отопительный период, 120 74 суток в ремонте теплофикационные, 46 конденсационная турбина в неотопительный Эотопит.18712,5141912,539,6, Энеотопит74712,5461912,5140,7. Расчт отпуска тепла, тыс ГДжч - в отопительный период турбина 1 работает 196 суток, из которых 184 в нормальном режиме,

12 когда турбины 2 и 3 находятся в ремонте Qпр1847,43128,911474,04, Qот1844,4125,503875,64 турбина 2 работает 196 суток, из которых 184 в нормальном режиме, 12 когда турбины 1 и 3 находятся в ремонте Qпр1847,43128,911474,04, Qот1844,4125,503875,64 турбина 3 работает 196 суток, из которых 184 в нормальном режиме, 12 когда турбины 1 и 2 находятся в ремонте Qпр1847,43128,911474,04,

Qот1844,4125,505875,66 - в неотопительный период турбина 1 работает 132 суток, из которых 89 в нормальном режиме, 43 когда турбины 2 и 3 находятся в ремонте Qпр897,43438,911044,4, Qот892,53433,795388,36 турбина 2 работает 132 суток, из которых 89 в нормальном режиме, 43 когда турбины 1 и 3 находятся в ремонте Qпр897,43438,911044,4, Qот892,53433,795388,36 турбина 3 работает 151 сутки, из которых 89 в нормальном

режиме, 62 когда турбины 1 и 2 находятся в ремонте Qпр897,43628,911213,69, Qот892,53623,795460,46 - ПВК на ТЭЦ в отопительный период работают 18 суток, в неотопительный 0 Qт отопит182,1939,42, Qт неотопит0 РОУ на ТЭЦ в отопительный период работают 18 суток, в неотопительный 74 Qт отопит184,4780,46, Qт неотопит744,47330,78. Результаты расчта выработки электроэнергии и отпуска

тепла представлены в таблицах 69. Таблица 6 Результаты расчта выработки электроэнергии без учта ППР Источники покрытия нагрузкиВыработка электроэнергии, млн кВтчВ отопит. период В неотопит. периодЗа годЭТЭКЭЭТЭКЭЭТЭКЭтурбина 1151,98357,592209,57580,5388,582169,1122 32,513146,174378,687турбина 2151,98357,592209,57580,5388,582169,1122 32,513146,174378,687турбина 3151,98357,592209,57580,5388,582169,1122 32,513146,174378,687турбина 4-363,6121,2484,8-293,497,8391,2-6572198 76ИТОГО по ТЭЦ455,949657,5761113,525241,59656,94689 8,536697,5391314,5222012,061Энергосистем а ВСЕГО1113,525898,5362012,061 Таблица 7 Результаты расчта выработки электроэнергии с учтом

ППР Источники покрытия нагрузкиВыработка электроэнергии, млн кВтчВ отопит. период В неотопит. периодЗа годЭТЭКЭЭТЭКЭЭТЭКЭтурбина 1150,64456,931207,57577,57473,799151,373 228,218130,73358,948турбина 2150,64456,931207,57577,57473,799151,373 228,218130,73358,948турбина 3150,64456,931207,57592,42281,734174,156 243,066138,665381,731турбина 4-338,4112,8451,2-210,670,2280,8-5491837 32ИТОГО по ТЭЦ451,932621,9931073,925247,57510,13275 7,702699,5021132,1251831,627Энергосистем а 39,6140,7180,3ВСЕГО113,525898,4022011,92 7 Таблица 8 Результаты расчта по отпуску тепла без учта ППР Источники покрытия нагрузкиОтпуск тепла, тыс ГДжчВ отопит. период

В неотопит. периодЗа годQоттQпртQтQоттQпртQтQоттQпртQттурбина 1888,81500,862389,661211,09412,391623,48 2099,891913,254013,14турбина 2888,81500,862389,661211,09412,391623,48 2099,891913,254013,14турбина 3888,81500,862389,661211,09412,391623,48 2099,891913,254013,14РОУ ПВК ВСЕГО7168,984870,4412039,42 Таблица 9 Результаты расчта по отпуску тепла с учтом ППР Источники покрытия нагрузкиОтпуск тепла, тыс ГДжчВ отопит. период В неотопит. периодЗа годQоттQпртQтQоттQпртQтQоттQпртQттурбина 1875,641474,042349,68388,361044,41432,76 12642518,443782,44турбина 2875,641474,042349,68388,361044,41432,76 12642518,443782,44турбина 3875,641474,042349,68460,461213,691674,1 51336,12687,734023,83РОУ80,46330,78411,2 4ПВК39,42-39,42ВСЕГО7168,924870,4512039, 37 2 Энергетический баланс ТЭЦ 1 Энергобаланс электростанции разрабатывается с целью определения основных

технико-экономических показателей эксплуатации как станции в целом, так и основных е цехов. 2.1 Показатели турбинного цеха Для конденсационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж QэQххnqэкЭэкqнеэкЭнеэк, где Qхх88 расход тепла на холостой ход, ГДжч, n8760-nрем число часов работы турбоагрегата в течение года, ч, q частичный удельный расход тепла на выработку электроэнергии, ГДжМВтч, Э годовая выработка электроэнергии,

МВтч турбина 4 Qэ8873208,055490008,671830006650220, Для теплофикационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж QэQххnqтЭт qкЭк, где Qхх25,1 расход тепла на холостой ход, ГДжч, n8760-nрем число часов работы турбоагрегата в течение года, ч, qт3,69, qк9,09 частичные удельные расходы тепла на выработку электроэнергии соответственно по теплофикационному и по конденсационному

циклам, ГДжМВтч, Эт, Эк годовая выработка электроэнергии соответственно по теплофикационному и конденсационному циклам, МВтч турбина 1 Qэ25,178723,692282189,091307302228047, турбина 2 Qэ25,178723,692282189,091307302228047, турбина 3 Qэ25,183283,692430669,091386652366411. Общая выработка электроэнергии по электростанции за год, МВтч Э 2430661386651831627. Суммарный расход тепла на выработку электроэнергии по цеху без учта расхода

тепла на собственные нужды, ГДж Qэ . КПД турбинного цеха брутто, Расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха а на циркуляционные насосы, МВтч где - количество воды, расходуемой на охлаждение в конденсаторах турбин, т, где - количество тепла в паре, проходящем в конденсатор, ГДж, где ЭМ0,97 электромеханический КПД турбогенератора m60 кратность охлаждения, k1,05 коэффициент, учитывающий расход охлаждающей воды

на охладители, i2,2 разность удельного количества теплоты входящего в конденсатор отработавшего пара и выходящего из него конденсата, ГДжт, Н6 напор, развиваемый циркуляционными насосамисистема водоснабжения прямоточная насосы установлены в машинном зале, м.вод.ст Н, ЭД КПД насоса и электродвигателя, НЭД0,6 б на конденсатные насосы, кВтч ЭкнаnbЭк10-3, где а расход электроэнергии на час работы турбоагрегата, кВтч, b удельный расход на единицу

энергии, вырабатываемой турбоагрегатом, кВтчМВтч для турбины 1 Экн1307872113073010-3366,89, для турбины 2 Экн2307872113073010-3366,89, для турбины 3 Экн3308328113866510-3388,505, для турбины 4 Экн47073200,573200010-3878,4, Экн Экн i2000,685 Расход электроэнергии на прочие собственные нужды турбинного цеха по укрупннной среднемесячной норме, МВтчмес Эпр25, Эпр2512300 МВтч. Потери в трансформаторах собственных нужд,

МВтч где снтр0,96 КПД трансформаторов собственных нужд КПД нетто турбинного цеха, где Qснт0,005Qэ расход тепла на собственные нужды турбинного цеха, ГДж Qснт0,0051347272567364 2.2 Баланс тепла Баланс тепла составляется для определения его выработки котельным цехом. Он должен суммировать все расходы и потери тепла на электростанции. Потери и расход тепла на собственные нужды определяются на основании плановых норм.

Потери при отпуске тепла со станции внешним потребителям, ГДжч Qпот0,05Qт, Qпот0,0512039,37103601969. Норматив потерь тепла при распределении, характеризующих совершенство тепловой схемы qраспр1. Потери при распределении, ГДжч QраспрQнк-QэQтQснтQпот, где Qраспр26445887- 264459. Расход тепла на собственные нужды котельного цеха включает в себя расход тепла на обдувку и расшлаковку,

на нефтехозяйство, на отопление топливоподачи и служебных помещений котельного цеха и т.п. Норматив расхода тепла на собственные нужды котельного цеха qснк3. Расход тепла на собственные нужды котельного цеха, ГДжч QснкQбрк-Qнк, где Qснк27263801-26775887487914. Баланс тепла представлен в таблице 10. Таблица 10 Статьи балансаУсловное обозначениеРасход,

ГДжПриход, ГДжРасход тепла на выработку электроэнергииQэ13472725Отпуск тепла со станции на нужды отопления и горячего водоснабженияQт Qотт Qпрт12039370 3903520 8135850Расход тепла на собственные нужды турбинного цехаQснт67364Потери при отпуске теплаQпот601969Потери тепла при РаспределенииQраспр264459Итого отпуск тепла котельной Qнк26445887Расход тепла на собственные нужды котельнойQснк487914Всего выработка тепла котельной

Qбрк27263801 2.3 Показатели котельного цеха Расход топлива на выработку тепла котельным цехом, т.у.т. где брк89,5 КПД брутто котельных агрегатов Расход натурального топлива, т.н.т. где Qнр3040 - низшая теплота сгорания натурального топлива, ккалкг 2 Выработка пара котельным цехом, т где iпп3478, iпв901 теплосодержание соответственно перегретого пара и питательной воды, кДжкг Расход питательной воды котельным цехом, т

GпвДбрк, Gпв10,58. Годовой выход золы, т где qн2 процентные потери к весу топлива с механическим недожогом Ар15 зольность рабочей массы топлива, Расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включает в себя а расход электроэнергии на питательные насосы, МВтч ЭпнапнGпв10-3, где апн9 удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны питательной воды, кВтчт Эпн910,5810-30,095 б расход электроэнергии на тягу и дуть,

МВтч ЭтдатдДбрк10-3, где атд5 удельный расход электроэнергии на дымососы и дутьевые вентиляторы, кВтчт Этд510,5810-30,053 в расход электроэнергии на топливоподачу, МВтч ЭтпатпВн10-3, где атп0,8 удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны натурального топлива в бункера котельной, кВтчт Этп0,8239890910-31919 г расход электроэнергии на топливоприготовление дробление, помол топлива и транспорт пыли, МВтч ЭдрадрВн10-3,

ЭптаптВн10-3, где адр2 удельный расход электроэнергии на дробление топлива, кВтчт.н.т апт10 удельный расход электроэнергии на помол топлива шахтные мельницы и транспорт пыли, кВтчт.н.т. Эдр2239890910-34798, Эпт10239890910-323989 д расход электроэнергии на топливоприготовление дробление, помол топлива и транспорт пыли, МВтч ЭгзуагзуЗ10-3, где агзу7 удельный расход электроэнергии на удаление золы из котельной на золоотвал система гидрозолоудаления с багреными насосами, кВтчт,

Эгзу740061810-32804 е расход электроэнергии на прочие собственные нужды котельного цеха определяется с учтом коэффициента 1,02 от суммы полученных ранее показателей расхода электроэнергии потребителей собственных нужд котельного цеха. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды котельной определяется с учтом КПД трансформаторов собственных нужд, МВтч ЭснкцснтрЭпнЭтдЭтпЭдрЭптЭгзу, Эснкц1,020,960,0950 КПД нетто котельной, где

Qснкэ3,6Эснкцнтц расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды котельной, ГДж Qснкэ3,6356050,2742467462 2.4 Показатели теплофикационного отделения КПД нетто тепловой теплофикационного отделения, Для определения КПД нетто теплофикационного отделения необходимо определить расход электроэнергии 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 i355 разность удельного количества теплоты прямой и обратной сетевой воды, кДжкг ННсНбНп напор, развиваемый сетевыми насосами, м.вод.ст где Нс10 падение напора в прямом и обратном трубопроводах водяной теплофикационной сети, м.вод.ст. на 1 км разветвлнной сети, Нб6,7 падение напора в подогревателях станции, м.вод.ст Нп5 падение напора в примниках потребителей, м.вод.ст

Н4,5106,7556,7, эд, н соответственно КПД электродвигателя и насоса, о.е. эдн0,6 б расход электроэнергии на конденсатные насосы подогревателей, МВтч ЭпкнакнGпк, где количество конденсата, т, где iоп2667 теплосодержание отборного пара, кДжкг, iк419 теплосодержание конденсата подогревателей, кДжкг акн2 удельный расход электроэнергии на перекачку 1 тонны конденсата, кВтчт Эпкн2535559210-310711. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды теплофикационного отделения с учтом

КПД трансформаторов собственных нужд, МВтч ЭснтоснтрЭснЭпкн, где 1,05 коэффициент, учитывающий расход электроэнергии на прочие собственные нужды теплофикационного отделения Эснто1,050,962891071112031. КПД нетто теплофикационного отделения, где расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды теплофикационного отделения, 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 отпущенную теплоэнергию в горячей воде, т.у.т. ВоттэbоттQотт10-3, Воттэ43,1390352010-3168242. Расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию в паре, т.у.т. ВптэbпртQпрт10-3, Вптэ42,53813585010-3346018. Всего годовой расход условного топлива на отпуск тепла, т.у.т.

Втэ ВптэВоттэ, Втэ346018168242514260. Расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, т.у.т. ВэВ Втэ, Вэ1041812 514260527552. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды электростанции, МВтч ЭснтэцЭснтцЭснкцЭснто, Эснтэц2950356051203151586. Распределение расхода электроэнергии собственных нужд, МВтч а на отпущенную теплоэнергию б на отпущенную электроэнергию

ЭснэЭснтэц Эснтэ, Эснэ51586 2905022536. Отпуск электроэнергии с шин станции, МВт ЭотпЭ Эснтэц, Эотп1831627 515861780041. Удельный расход условного топлива на отпущенный кВтч, кгкВтч bотпэВэЭотп, bотпэ52755217800410,296. Относительный расход электроэнергии на собственные нужды по производству и отпуску электроэнергии, КснЭснэ100Э, Ксн2253610018316271,2. Удельный расход электроэнергии на отпущенную единицу тепла, кВтчГДж тЭснтэ103Qт, т29050103120393702,41.

КПД нетто электростанции по производству электроэнергии, этэц0,123100bотпэ, этэц0,1231000,29641,55. КПД нетто электростанции по производству теплоэнергии, ттэц0,0342Qт100Втэ, ттэц0,03421203937010051426080,07. 3 Расчт штатов и фонда оплаты труда персонала 3.1 Нормативная численность персонала 1 Для ТЭЦ, работающей на буром угле, с суммарным числом котлов и турбин 9 и суммарной паропроизводительностью котлов 1100 тч, 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 станции, 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 ОМТС 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-транспортный 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, эксплуатац. 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 - лаборатория 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 составе КТЦ - участок теплоснабжения и подземных коммуникаций в составе

КТЦ. 3.2 Схема организационно-производственной структуры ТЭЦ 2 3.3 Фонд оплаты труда персонала 1 Расчт средств на оплату труда в курсовой работе производится укрупннно 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 показателяВеличина показателяСреднемесячная заработная плата одного рабочего

первого разряда, руб 840Тарифный коэффициент, соответствующий средней ступени оплаты труда 1,76Среднемесячная тарифная ставка 1 ППП, руб1478,4Доплата к тарифу за вредные условия труда - в процентах - в руб на человека 5 73,92Доплата к тарифу за многосменный режим работы - в процентах - в руб на человека 15 221,76Текущее премирование, руб - в процентах к тарифу, включая доплаты за вредные условия труда и многосменный режим работы - в руб на человека 75 1330,56Выплата вознаграждений за выслугу лет - в процентах к тарифу - в руб на

человека 12,5 184,8Выплата вознаграждений по итогам работы за год - в процентах к тарифу - в руб на человека 33 487,872Выплата районных коэффициентов и северных надбавок - в процентах к заработку - в руб на человека 15 566,6итого расчтная средняя заработная плата ППП на одного человека в месяц, руб 4343,912Размер средств на оплату труда за год, руб52126,94Нормативная численность ППП, чел470Размер средств на оплату труда

ППП за год, руб24499661,8 4 Планирование себестоимости производства электро- и теплоэнергии 1 Себестоимость отпущенной потребителям энергии определяется на основе составления укрупннной сметы затрат, включающей следующие элементы - топливо на технологические цели Ит расходы на оплату труда Изп отчисления на социальные нужды Исн отчисления в ремонтный фонд Ирф амортизация основных средств

Иа прочие расходы Ипр. Затраты на топливо на технологические цели, тыс рубгод где Цт300 цена добычи топлива, рубт.н.т Цтр0,2 стоимость транспортировки топлива, рубт.н.т.км, р1,2 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 результаты, стимулирующие и компенсирующие выплаты, а также расходы на оплату труда

не состоящих в штате станции работников, относящихся к трудовой деятельности, тыс руб Изп20552,12610685,83. Отчисления на социальные нужды отражают отчисления по установленным нормам на социальное страхование, в пенсионный фонд, в фонд занятости и на медицинское страхование, которые принимаются в процентах от фонда оплаты труда, включаемого в себестоимость продукции 38,5, тыс руб Исн0,38510685,834114,04. Размер амортизационных отчислений определяется по установленным нормам амортизации,

тыс руб ИаНаКтэц, где На3 средневзвешенная норма амортизации для электростанций КтэцkудNу капитальные вложения в станцию, тыс руб, где kуд5 удельные капитальные вложения в ТЭЦ, тыс рубкВт, Nу250000 установленная мощность станции, кВт Ктэц52500001250000 Иа0,03125000037500. Отчисления в ремонтный фонд определяются исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов условно принимается равной величине капитальных вложений

и нормативов отчислений, утверждаемых самими предприятиями. В курсовой работе величина отчислений в ремонтный фонд определяется на основе составления укрупннной сметы затрат на ремонт. При этом заработная плата 26552,12613813,39 тыс руб с отчислениями на социальные нужды 0,38513813,395318,16 тыс руб ремонтного персонала принимается в размере 35 от общих затрат на ремонт, а 65 составят затраты на материалы, запасные части для ремонта, амортизацию оборудования и т.

п тыс руб Ирф13813,395318,160,3554661,57. К прочим расходам в составе себестоимости продукции относятся платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, учитываемого в составе производственных фондов, вознаграждения за изобретения и рационализаторские предложения, плата по процентам за краткосрочные кредиты, возмещение расходов сбербанкам и другим организациям за прим от населения платежей за энергию и коммунальные услуги, командировочные расходы по установленным нормам, подъмные, плата сторонним предприятиям

за пожарную и сторожевую охрану, оплата услуг связи и вычисленных процентов, плата за аренду в случае аренды отдельных объектов основных производственных фондов и др. Величина прочих расходов приближнно рассчитывается исходя из структуры себестоимости производства энергии и принимается в размере 20 от суммы условно-постоянных расходов , тыс руб Ипр0,2ИзпИснИаИрф, Ипр0,210685,834114,043750054661,5721392, 29.

На ТЭЦ затраты необходимо распределять между видами производимой энергии. Расчт себестоимости производства энергии на ТЭЦ будет производиться балансовым физическим методом. Согласно этому методу предполагается, что тепловая энергия, которая отпускается из отборов турбин, поступает непосредственно из котлов, а расходы топлива на отпуск тепла из отборов принимаются такими, какими они были бы при непосредственном отпуске теплоты из котельной

ТЭЦ. Так как на ТЭЦ определяющими являются затраты на топливо, то сущность метода калькулирования себестоимости энергии на ТЭЦ определяется способом распределения общего расхода топлива между производством электроэнергии и тепла. Физический метод соответствует условиям энергобаланса ТЭЦ, но имеет недостаток при его применении не учитывается энергетическая ценность параметры теплоты, используемой для отпуска внешним потребителям. Расход топлива на тепловую энергию, выдаваемую потребителям,

т.у.т. Расход топлива, относимый на электроэнергию, т.у.т. В ээВ В тэ, В ээ1041812 481512560300. При данном способе распределения топлива весь расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ относится к отпуску электроэнергии. Поэтому количество тепла, отнеснное к отпуску теплоты, оказывается несколько заниженным. Чтобы уточнить решение, следует расход электроэнергии на собственные нужды разделить между отпуском

электрической и тепловой энергии. В результате расход топлива на теплоснабжение внешних потребителей будет равен, т.у.т. ВтэВ тэbотпэЭтэсн, где - удельный расход топлива на 1 отпущенный кВтч, т.у.т.кВтч, Втэ4815120,0003129050103490517,5. Расход топлива, относимый к отпуску электроэнергии от ТЭЦ, т.у.т. ВээВ Втэ, Вээ1041812 490517,5551294,5. 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 укрупннных расчтах различают три группы цехов I котлотурбинный II электрический III общестанционные расходы. Распределение статей затрат по группам цехов показано в таблице 12. Таблица 12 Распределение затрат по цехам ТЭЦ, тыс руб

Статьи затратГруппы цеховIИт1043909 Иа18750168751875Изп374037403205,7Исн1440 14401234Ирф27330,824597,72733,1Ипр 21392,29ИтэцИI1095169,8ИII46652,7ИIII304 40,09 3. Распределить затраты по вышеуказанным группам цехов между электрической и тепловой энергией. По физическому методу а затраты по I группе цехов распределяются между электро- и теплоэнергией пропорционально расходам топлива на получение каждого 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 производство электроэнергии, тыс руб 4. Общестанционные расходы распределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально суммам затрат на эти виды энергии по I и II группам цехов, тыс руб Затраты, относимые на электроэнергию, тыс руб ИэИIэИIIэИIIIэ, Иэ58044046652,716742643834,7. Затраты, относимые на тепловую энергию, тыс руб

ИтэИIтэИIIтэИIIIтэ, Итэ514730013698528428. Все расчты сводятся в таблицу 13 Себестоимость единицы электрической энергии, отпущенной с шин ТЭЦ, рубкВтч sэИэЭотп, sэ643834,717800410,36. Себестоимость единицы тепла, отпущенного с коллекторов, тыс рубГДж sтэИтэQт, sтэ528428120393700,044. В заключении работы приводится сводная таблица основных технико-экономических показателей работы ТЭЦ. Таблица 13

Затраты на производство электро- и теплоэнергии на ТЭЦ и их структура Статьи затратВеличина затратЭлектроэнергияТеплоэнергиятыс рубтыс рубИт55327285,949063792,8Иа27843,754,396 56,251,8Изп7485,31,23170,40,6Исн2881,90, 51232,10,3Ирф40586,16,314075,52,7Ипр1176 5, 81,89626,51,8ИТОГОИэ643834,7100Итэ528428 100 Таблица 14 Основные технико-экономические показатели работы ТЭЦ Наименование показателяУсловное обозначениеЕдиницы измеренияВеличина показателя1234Установленная мощность ТЭЦNуМВт250Число часов использования установленной мощностиhyЭNуЧ7326,5Коэффициент расхода

электроэнергии на собственные нужды станцииКсн1,2Количество электроэнергии, отпущенной с шин ТЭЦ за годЭотпмлн кВтч1780,041Годовое число часов использования максимума отопительной технологической нагрузкиТотmax Тпрmax ТmaxQQтрЧ 5421 7270,6Годовой отпуск тепла с коллекторов на нужды отопления и горячего водоснабжения, промышленные нуждыQт, Qотт, Qпрттыс ГДж12039370 3903520 8135850Удельные расходы условного топлива на -1 кВтч электроэнергии, отпущенной

с шин ТЭЦ -1 ГДж тепла, отпущенного с коллекторов ТЭЦ в паре горячей воде bотпэ bпрт bотт г.у.т.кВтч кг.у.т.ГДж296 42,5343,1КПД станции по -производству электроэнергии -отпуску тепла этэц ттэц 41,55 80,07Капитальные вложения в ТЭЦКтэцмлн руб1250Удельные капитальные вложения в ТЭЦkудрубкВт5000 1234Штатный коэффициент станции, всего, в т.ч. по эксплуатационному персоналу по ремонтному персоналу nппп nэ nр челМВт челМВт челМВт1,88 0,82 1,06Годовые издержки производстваИтэцмлн.рубгод1172,263Себест

оимость отпущенной электроэнергииsэрубкВтч0,36Себестоимость отпущенного теплаsтэрубГДж44 Заключение В ходе выполнения курсовой работы были выполнены расчты экономического распределения нагрузок на турбины с учтом и без учта планово-предупредительных ремонтов, энергетический баланс ТЭЦ, технико-экономические показатели основных цехов и общестанционные показатели, штатов и фонда оплаты труда персонала, планирование себестоимости производства электро- и теплоэнергии.

Расчт проводился на основе данных максимально приближнных к реально существующим значений, поэтому результаты сопоставимы с показателями аналогичных действующих ТЭЦ. В результате выполнения курсовой работы были получены следующие результаты КПД электрический и тепловой станции соответственно составляют 41,55 и 80,07 , себестоимость отпущенной электроэнергии 0,36 рубкВтч, теплоэнергии 44 рубГДж.

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. Справочные материалы и приложения к методическим указаниям к курсовой работе по дисциплине Экономика и организация энергопроизводстваСоставитель Н.А. Зуева Киров, ВятГТУ, 1996.4