Реферат: Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РФ
ВЯТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Социально-экономический факультет
Кафедра бухучёта и финансов
ДОПУСКАЮ К ЗАЩИТЕ
Руководитель работы_____________ Н.А. Зуева
СОСТАВЛЕНИЕ ГОДОВОГО ПЛАНА ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЭЦ
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К КУРСОВОЙ РАБОТЕ
подисциплине “Экономика и организация энергопроизводства”
ТПЖА.566742.004 ПЗ
Разработал студент гр.ЭС-51 / / А.М. Култышев _____
Проверил / / Н.А.Зуева _____
Нормоконтролер / /
Проект защищён с оценкой___________________________ / /
Председателькомиссии / / Н.А. Зуева
Членыкомиссии / / Н.А. Зуева
Киров, 2001
Задание на курсовую работу
1<span Times New Roman"">
а) турбоагрегаты 3<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">´
ПТ-50-90/13К-100-90
б) парогенераторы 5<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">´
БКЗ-2202<span Times New Roman"">
Райчихинский,Б
3<span Times New Roman"">
650
4<span Times New Roman"">
4,5
5<span Times New Roman"">
15 / X <span Times New Roman"; mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-ansi-language:EN-US;mso-char-type: symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">¸
15/ V6<span Times New Roman"">
Pmax=250 МВт
Qотmax=670 /405ГДж/ч
Qпрmax=1090ГДж/ч
Интервал
времени, ч
Нагрузки в процентах от максимума
Электрические
Тепловые
отопительные
зима/лето
Тепловые промышленные
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<span Times New Roman""><span Times New Roman"">
<span Times New Roman"">
Экономическое распределение нагрузок между агрегатами_____<span Times New Roman"">
Построение годового графика планово-предупредительных ремонтов (ППР)оборудования ТЭЦ __________________________<span Times New Roman"">
Расчёт выработки электроэнергии и отпуск тепла в суточном разрезе, посезонам и за год, без учёта и с учётом ППР_________2<span Times New Roman"">
Энергетический балансТЭЦ_______________________________<span Times New Roman"">
Показатели турбинного цеха_______________________________<span Times New Roman"">
Баланс тепла ____________________________________________<span Times New Roman"">
Показатели котельного цеха _______________________________<span Times New Roman"">
Показатели теплофикационного отделения___________________<span Times New Roman"">
Общестанционные показатели _____________________________3<span Times New Roman"">
Расчёт штатов и фонда оплатытруда персонала ______________<span Times New Roman"">
Нормативная численность персонала________________________<span Times New Roman"">
Схема организационно-производственной структуры ТЭЦ _____<span Times New Roman"">
Фонд оплаты труда персонала _____________________________4<span Times New Roman"">
Планирование себестоимостипроизводства электро- и теплоэнергии___________________________________________Заключение_______________________________________________
Библиографическийсписок__________________________________
Введение
Целью выполнения курсовой работы является закреплениеполученных теоретических знаний и приобретение практических навыков всамостоятельном решении некоторых вопросов организации и планированияэнергетического производства в части генерирования энергии.
Настоящая курсовая работапосвящена вопросам организации и планирования эксплуатации тепловойэлектрической станции, работающей в энергетической системе.
1<span Times New Roman"">1.1<span Times New Roman"">
Суточные графики тепловой и электрической нагрузок строятсяна основе данных о величинах максимумов нагрузок и диспетчерских графиков ихраспределения по интервалам времени в течение суток, заданных в процентах отмаксимума соответствующей нагрузки.
<img src="/cache/referats/8148/image002.gif" v:shapes="_x0000_i1025">
1.2<span Times New Roman"">
Экономическое распределениенагрузок между агрегатами/1/Распределение тепловой иэлектрической нагрузки между турбоагрегатами осуществляется в следующем порядке:
1.<span Times New Roman"">
Вначале производится распределение тепловых нагрузок Qт. Покрытие графика тепловойнагрузки осуществляется за счёт регулируемых отборов турбин на соответствующиепараметры пара в пределах их расчётной (максимальной) величины.На станции установлены одинаковые по типоразмерам турбоагрегаты,загрузка их отборов будет производиться параллельно.
Если мощности отборов окажется недостаточно, оставшаяся часть графиканагрузки на нужды отопления и горячего водоснабжения покрывается за счётпиковых водогрейных котлов (ПВК).
2.<span Times New Roman"">
После распределения тепловых нагрузок определяется вынужденная теплофикационнаямощность — Nтотдельно по отборам, турбинам и по станции в целом.3.<span Times New Roman"">
Далее распределяется график электрической нагрузки. Базисная часть графикаэлектрической нагрузки покрывается за счёт вынужденной теплофикационной мощности.Остаток нагрузки распределяется между мощностями конденсационных турбоагрегатови свободной конденсационной мощностью теплофикационных турбин. При этом следуетруководствоваться правилами экономичного распределения: использовать конденсационныемощности в порядке последовательного увеличения частичных удельных расходов тепла на выработку электроэнергии.После распределения графиковнагрузок 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 суточныевеличины выработки электроэнергии и отпуска тепла.
Расчёты по распределениюграфиков тепловой и электрической нагрузок представляются в форме таблицы 1.
Расчёт будет производитьсяна основании энергетических характеристик турбин /2/:
Турбины №№ 1<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">¸
3.ПТ-50-90/13
Qтурб=25,1+3,69Nт+9,09Nк+Qт
р0=8,8 МПа, Т0=808К
Qт=Qотт+Qпрт,Nт=Nотт+Nпрт
рототб=(0,12<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">¸
0,25) МПа, Qотт=240 ГДж/ч, Nотт=0,138Qотт-8 МВтрпротб=(0,79<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">¸
1,28) МПа, Qпрт=373 ГДж/ч, Nпрт=0,076Qотт-9,5 МВтТурбина № 4.
К-100-90
Qтурб=88+8,05Nэк+8,67Nнеэк,
р0=8,8 МПа, Т0=808К
Таблица 1 – Результаты расчётов распределения графиков нагрузок<table cellspacing=«0» cellpadding=«0» "> Зимние / летние сутки За сутки1
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 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 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<span Times New Roman"">
Построение годового графикапланово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования ТЭЦ/1/Вид и количество проводимых ремонтов, а также продолжительностьремонтного простоя указаны в таблице 2.
Все агрегаты один раз в годупростаивают в капитальном или среднем ремонте, в текущем ремонте котельныеагрегаты простаивают 2<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">¸
3 раза.Таблица 2 /2/
Оборудование
Простои, календарные сутки
Капитальный ремонт
Средний ремонт
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 данныхтурбоагрегатов производится 1 раз в 4 года.
Для данного типа котламежремонтный период составляет 4<span Times New Roman"; mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family: Symbol">¸
5 лет.В соответствии с принятымиданными строится календарный график ремонта основного оборудования ТЭЦ.
При планировании ремонтов вкалендарном разрезе исходят из следующего:
<span Courier New"">-<span Times New Roman"">
теплофикационныетурбоагрегаты капитально ремонтируют в период спада тепловой нагрузки;<span Courier New"">-<span Times New Roman"">
предусматриваютодновременный вывод в капремонт связанного по пару оборудования;<span Courier New"">-<span Times New Roman"">
окончание ремонта одного агрегатасовмещают с началом ремонта другого, с целью лучшей организации ремонтных работ;<span Courier New"">-<span Times New Roman"">
текущие ремонты агрегатовпроизводят равномерно в течение года.Таблица 3 – Годовой график ППР
<table cellspacing=«0» cellpadding=«0» ">Тип агрегата
Месяцы года
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
турбогенераторы
турбина № 1
Т3
К31
Т3
турбина № 2
Т3
К31
Т3
турбина № 3
Т3
С12
Т3
турбина № 4
Т7
Т7
К46
котлоагрегаты
котёл № 1
Т7
К33
Т6
котёл № 2
Т7
К33
Т6
котёл № 3
Т7
С13
Т6
котёл № 4
Т6
Т7
С13
котёл № 5
Т10
Т10
*)Обозначение ремонта:К –капитальный, С – средний, Т – текущий;число после обозначенияремонта – количество календарных суток
1.4<span Times New Roman"">
Расчёт выработкиэлектроэнергии и отпуск тепла в суточном разрезе, по сезонам и за год, без учётаи с учётом ППРВ данном разделеопределяется выработка электроэнергии и отпуск тепла за отопительный инеотопительный периоды и за год по отдельным агрегатам и по станции в целом.При этом исходят из величин суточной выработки электроэнергии и суточного отпускатепла, полученных в результате экономичного распределения графиков нагрузокмежду турбоагрегатами, установленными на станции, и продолжительностиотопительного и неотопительного периодов. Эти расчёты будут производиться безучётов и с учётом ремонтов оборудования. Для определения выработкиэлектроэнергии и отпуска тепла с учётом ППР исходят из их суточных величин,полученных в результате перераспределения графиков нагрузок между турбоагрегатамипри выводе их в ремонты, согласно разработанному ранее графику. Посколькутурбоагрегаты выводятся в ремонт поочерёдно, то снижение выработки энергии втот или иной период находящегося в ремонте агрегата может быть частичнокомпенсировано путём догрузки до номинальных мощностей, оставшихся в работетурбин. Если это невозможно, то для покрытия графика нагрузки во время ремонтовможет быть использован резерв мощности энергосистемы. Для компенсациинедоотпуска тепла, при максимальной загрузке соответствующих отборов оставшихсяв работе турбин, могут быть использованы ПВК.
Отопительный периодсоставляет 202 суток, неотопительный период – 163, количество суток, отведённыхна ремонт турбин – 152, из которых на отопительный период приходится 32, нанеотопительный – 120.
Расчёт выработкиэлектроэнергии, млн кВтч :
<span Courier New"">-<span Times New Roman"">
теплофикационными турбинами в отопительный период:в данный период турбина №1работает 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:
Эт=(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644,
Эк=170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931;
турбина №2 работает 196 суток, из которых 170 – внормальном режиме и 12 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте, 14 – когдав ремонте находится конденсационная турбина:
Эт=(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644,
Эк=170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931;
турбина №3 работает 196 суток, из которых 170 – внормальном режиме и 12 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте, 14 – когдав ремонте находится конденсационная турбина:
Эт=(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644,
Эк=170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931;
Таблица 4 – Распределение графика нагрузок при ремонтеконденсационной турбины
<table cellspacing=«0» cellpadding=«0» "> Зимние / летние сутки За сутки1
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 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 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 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 сутки1
2-7
8-16
17-22
23-24
зима / лето
Теплофикационная нагрузка на промышленные 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 отопления, 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 теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на
промышленные нужды, МВт
— турбина 1
— турбина 2
нужды отопления и горячего водоснабжения, 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
Электрическая 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</