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

по дисциплине “Экономикаи организация энергопроизводства”

ТПЖА.566742.004 ПЗ

Разработал студент гр.ЭС-51 / / А.М. Култышев _____

Проверил / / Н.А. Зуева _____

Нормоконтролер / /

Проект защищён с оценкой___________________________ / /

Председатель комиссии / / Н.А. Зуева

Члены комиссии / / Н.А. Зуева

Киров, 2001

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 ¸ 15 / V

6 Графики нагрузок

Pmax=250 МВт

Qотmax=670 / 405 ГДж/ч

Qпрmax=1090 ГДж/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 Производственная программа станции______________________

1.1 Построениесуточных графиков тепловой и электрической нагрузок__________________________________________________

1.2 Экономическое распределениенагрузок между агрегатами_____

1.3 Построение годового графикапланово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования ТЭЦ __________________________

1.4 Расчёт выработки электроэнергии иотпуск тепла в суточном разрезе, по сезонам и за год, без учёта и с учётомППР_________

2 Энергетический балансТЭЦ_______________________________

2.1 Показатели турбинногоцеха_______________________________

2.2 Баланс тепла____________________________________________

2.3 Показатели котельного цеха_______________________________

2.4 Показатели теплофикационногоотделения___________________

2.5 Общестанционные показатели_____________________________

3 Расчёт штатов и фонда оплаты трудаперсонала ______________

3.1 Нормативная численностьперсонала________________________

3.2 Схемаорганизационно-производственной структуры ТЭЦ _____

3.3 Фонд оплаты труда персонала_____________________________

4 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 работа посвящена вопросаморганизации и планирования эксплуатации тепловой электрической станции, работающейв энергетической системе.

1 Производственная программа станции

1.1 Построениесуточных графиков тепловой и электрической нагрузок

Суточныеграфики тепловой и электрической нагрузок строятся на основе данных о величинахмаксимумов нагрузок и диспетчерских графиков их распределения по интерваламвремени в течение суток, заданных в процентах от максимума соответствующей нагрузки.

1.2 Экономическое распределениенагрузок между агрегатами /1/

Распределение тепловой и электрической нагрузки междутурбоагрегатами осуществляется в следующем порядке:

1. Вначале производится распределениетепловых нагрузок Qт. Покрытиеграфика тепловой нагрузки осуществляется за счёт регулируемых отборов турбин насоответствующие параметры пара в пределах их расчётной (максимальной) величины.

На станции установлены одинаковые потипоразмерам турбоагрегаты, загрузка их отборов будет производитьсяпараллельно.

Если мощности отборов окажетсянедостаточно, оставшаяся часть графика нагрузки на нужды отопления и горячеговодоснабжения покрывается за счёт пиковых водогрейных котлов (ПВК).

2. После распределения тепловыхнагрузок определяется вынужденная теплофикационная мощность — Nт отдельно по отборам, турбинам и по станции в целом.

3. Далее распределяется графикэлектрической нагрузки. Базисная часть графика электрической нагрузкипокрывается за счёт вынужденной теплофикационной мощности. Остаток нагрузкираспределяется между мощностями конденсационных турбоагрегатов и свободнойконденсационной мощностью теплофикационных турбин. При этом следуетруководствоваться правилами экономичного распределения: использоватьконденсационные мощности в порядке последовательного увеличения частичныхудельных расходов тепла на выработку электроэнергии.

После распределения графиков нагрузок рассчитываетсявыработка электроэнергии и отпуск тепла за сутки (зимние и летние). Для этогомощности, участвующие в покрытии того или иного графика, умножают на числочасов в интервале и затем суммируют, чтобы получить суточные величины выработкиэлектроэнергии и отпуска тепла.

Расчёты по распределению графиков тепловой иэлектрической нагрузок представляются в форме таблицы 1.

Расчёт будет производиться на основании энергетическиххарактеристик турбин /2/:

Турбины №№ 1¸3.

ПТ-50-90/13

Qтурб=25,1+3,69Nт+9,09Nк+Qт

р0=8,8 МПа, Т0=808 К

Qт=Qотт+Qпрт, Nт=Nотт+Nпрт

рототб=(0,12¸0,25) МПа, Qотт=240ГДж/ч, Nотт=0,138Qотт-8 МВт

рпротб=(0,79¸1,28) МПа, Qпрт=373ГДж/ч, Nпрт=0,076Qотт-9,5 МВт

Турбина № 4.

К-100-90

Qтурб=88+8,05Nэк+8,67Nнеэк,

р0=8,8 МПа, Т0=808 К

Таблица 1 – Результаты расчётов 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

763

254,3

1035,5

345,16

1035,5

345,16

708,5

236,16

22290

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

402/202,5

134/67,5

636,5/364,5

212,16/121,5

603/384,75

201/128,25

502,5/303,75

167,5/101,25

13200/7590

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

12,03/0,38

9,83

10,49/1,32

16,73

21,34/8,77

16,73

19,74/9,7

8,45

15,12/5,97

336,66

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

19,81/31,46

200

20,32/11,15

13,01/22,18

237,5

38,07/25,5

7,76/20,33

250

36,47/26,43

13,53/23,57

225

23,57/14,42

18,1/27,25

5512,5

752,39/494,05

1800

600

285,11/543,45

1.3 Построение годового графикапланово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования ТЭЦ /1/

Вид и количество проводимых ремонтов, а такжепродолжительность ремонтного простоя указаны в таблице 2.

Все агрегаты один раз в году простаивают в капитальномили среднем ремонте, в текущем ремонте котельные агрегаты простаивают 2¸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 данных турбоагрегатов производится 1 раз в 4года.

Для данного типа котла межремонтный период составляет4¸5 лет.

В соответствии с принятыми данными строитсякалендарный график ремонта основного оборудования ТЭЦ.

При планировании ремонтов в календарном разрезеисходят из следующего:

- теплофикационные турбоагрегаты капитальноремонтируют в период спада тепловой нагрузки;

- предусматривают одновременный вывод вкапремонт связанного по пару оборудования;

- окончание ремонта одного агрегатасовмещают с началом ремонта другого, с целью лучшей организации ремонтных работ;

- текущие ремонты агрегатов производятравномерно в течение года.

Таблица 3 – Годовой график ППР

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

*)<sup/>Обозначение ремонта: К –капитальный, С – средний, Т – текущий; число после обозначения ремонта– количество календарных суток

1.4 Расчёт выработки электроэнергии иотпуск тепла в суточном разрезе, по сезонам и за год, без учёта и с учётом ППР

В данном разделе определяется выработка электроэнергиии отпуск тепла за отопительный и неотопительный периоды и за год по отдельнымагрегатам и по станции в целом. При этом исходят из величин суточной выработкиэлектроэнергии и суточного отпуска тепла, полученных в результате экономичногораспределения графиков нагрузок между турбоагрегатами, установленными настанции, и продолжительности отопительного и неотопительного периодов. Этирасчёты будут производиться без учётов и с учётом ремонтов оборудования. Дляопределения выработки электроэнергии и отпуска тепла с учётом ППР исходят из ихсуточных величин, полученных в результате перераспределения графиков нагрузокмежду турбоагрегатами при выводе их в ремонты, согласно разработанному ранееграфику. Поскольку турбоагрегаты выводятся в ремонт поочерёдно, то снижениевыработки энергии в тот или иной период находящегося в ремонте агрегата можетбыть частично компенсировано путём догрузки до номинальных мощностей,оставшихся в работе турбин. Если это невозможно, то для покрытия графика нагрузкиво время ремонтов может быть использован резерв мощности энергосистемы. Длякомпенсации недоотпуска тепла, при максимальной загрузке соответствующихотборов 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 отопительный период приходится 32, на неотопительный – 120.

Расчёт выработки электроэнергии, млн кВтч :

- теплофикационными турбинами вотопительный период:

в данный период турбина №1 работает 196 суток, изкоторых 170– в нормальном режиме и 12 – когда турбины №2 и №3 находятся времонте, 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 – в нормальном режиме и 12 – когдатурбины №1 и №3 находятся в ремонте, 14 – когда в ремонте находится конденсационнаятурбина:

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 – в нормальном режиме и 12 – когдатурбины №1 и №2 находятся в ремонте, 14 – когда в ремонте находится конденсационнаятурбина:

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

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

763

254,3

1035,5

345,16

1035,5

345,16

708,5

236,16

22290

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

402/202,5

134/67,5

636,5/364,5

212,16/121,5

603/384,75

201/128,25

502,5/303,75

167,5/101,25

13200/7590

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

12,03/0,38

9,83

10,49/1,32

16,73

21,34/8,77

16,73

19,74/9,7

8,45

15,12/5,97

336,66

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

28,14/39,79

200

20,32/11,15

29,68/38,85

237,5

38,07/25,5

11,93/24,5

87,5

250

36,47/26,43

13,53/23,57

100

225

23,57/14,42

26,43/35,58

5512,5

752,39/494,05

447,63/705,97

1912,5

Зимние / летние сутки За сутки 1 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

763

373

1035,5

373

289,5

1035,5

373

289,5

708,5

354,25

22290

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

-/-

636,5/364,5

240/182,25

156,5/-

603/384,75

240/192,375

123/-

502,5/303,75

240/151,875

22,5/-

13200/7590

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

22,05/4,58

18,848

19,74/5,97

18,848

25,12/17,15

18,848

25,12/18,55

17,423

25,12/12,96

449,5

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

9,1/26,57

200

38,59/24,82

11,41/25,18

237,5

43,97/36

6,03/14

37,5

250

43,97/37,4

6,03/12,6

225

42,54/30,83

7,46/19,17

5512,5

1017,03/781,47

1800

600

182,93/417,59

7125

Таблица 5 – Распределение графиканагрузок при ремонте теплофикационной турбины

- теплофикационными турбинами внеотопительный период:

в данный период турбина №1 работает 132 суток, изкоторых 43 – в нормальном режиме и 43 – когда турбины №2 и №3 находятся времонте, 46 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=(43+46)*494,05+43*781,47=77,574,

Эк=43*543,45+43*417,59+46*705,97=73,799;

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 конденсационнаятурбина:

Эт=89*494,05+43*781,47=77,574,

Эк=43*543,45+43*417,59+46*705,97=73,799;

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 конденсационнаятурбина:

Эт=89*494,05+62*781,47=92,422,

Эк=43*543,45+62*417,59+46*705,97=81,734;

- конденсационной турбиной в отопительныйпериод:

турбина №4 работает 188 суток, из которых 18 – период,когда в ремонте находятся теплофикационные турбины, 170 – нормальный режим:

Ээк=18*1800+170*1800=338,4,

Энеэк=18*600+170*600=112,8;

- конденсационной турбиной в неотопительныйпериод:

турбина №4 работает 117 суток, из которых 74 – период,когда в ремонте находятся теплофикационные турбины, 43 – нормальный режим:

Ээк=74*1800+43*1800=210,6,

Энеэк=74*600+43*600=70,2;

- из энергосистемы ТЭЦ получаетэлектроэнергию в течение 152 суток, из которых 32 (18 суток – в ремонтетеплофикационные, 14 – конденсационная турбина) – в отопительный период, 120(74 суток – в ремонте теплофикационные, 46 – конденсационная турбина) – внеотопительный:

Эотопит.=18*712,5+14*1912,5=39,6,

Энеотопит=74*712,5+46*1912,5=140,7.

Расчёт отпуска тепла, тыс ГДж/ч

- в отопительный период турбина №1 работает196 суток, из которых 184 – в нормальном режиме, 12 – когда турбины №2 и №3 находятсяв ремонте:

Qпр=184*7,43+12*8,91=1474,04,

Qот=184*4,4+12*5,503=875,64;

турбина №2 работает 196 суток, из которых 184 – внормальном режиме, 12 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте:

Qпр=184*7,43+12*8,91=1474,04,

Qот=184*4,4+12*5,503=875,64;

турбина №3 работает 196 суток, из которых 184 – внормальном режиме, 12 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте:

Qпр=184*7,43+12*8,91=1474,04,

Qот=184*4,4+12*5,505=875,66;

- в неотопительный период турбина №1работает 132 суток, из которых 89 – в нормальном режиме, 43 – когда турбины №2и №3 находятся в ремонте:

Qпр=89*7,43+43*8,91=1044,4,

Qот=89*2,53+43*3,795=388,36;

турбина №2 работает 132 суток, из которых 89 – внормальном режиме, 43 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте:

Qпр=89*7,43+43*8,91=1044,4,

Qот=89*2,53+43*3,795=388,36;

турбина №3 работает 151 сутки, из которых 89 – внормальном режиме, 62 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте:

Qпр=89*7,43+62*8,91=1213,69,

Qот=89*2,53+62*3,795=460,46;

- ПВК на ТЭЦ в отопительный период работают18 суток, в неотопительный – 0:

Qтотопит=18*2,19=39,42,

Qтнеотопит=0.

- РОУ на ТЭЦ в отопительный период работают18 суток, в неотопительный – 74:

Qтотопит=18*4,47=80,46,

Qтнеотопит=74*4,47=330,78.

Результаты расчёта выработки электроэнергии и отпускатепла представлены в таблицах 6…9.

Таблица 6 – Результаты расчёта выработкиэлектроэнергии без учёта ППР

Источники покрытия нагрузки Выработка электроэнергии, млн кВтч В отопит. период В неотопит. период За год

ЭТ

ЭК

ЭS

ЭТ

ЭК

ЭS

ЭТ

ЭК

ЭS

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 выработкиэлектроэнергии с учётом ППР

Источники покрытия нагрузки Выработка электроэнергии, млн кВтч В отопит. период В неотопит. период За год

ЭТ

ЭК

ЭS

ЭТ

ЭК

ЭS

ЭТ

ЭК

ЭS

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 ИТОГО 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 поотпуску тепла без учёта ППР

Источники покрытия нагрузки Отпуск тепла, тыс ГДж/ч В отопит. период В неотопит. период За год Qотт Qпрт Qт Qотт Qпрт Qт Qотт Qпрт Qт 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 поотпуску тепла с учётом ППР

Источники покрытия нагрузки Отпуск тепла, тыс ГДж/ч В отопит. период В неотопит. период За год Qотт Qпрт Qт Qотт Qпрт Qт Qотт Qпрт Qт 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 цельюопределения основных технико-экономических показателей эксплуатации как станциив целом, так и основных её цехов.

2.1 Показатели турбинного цеха

Для конденсационных турбин расход тепла на выработкуэлектроэнергии, ГДж

Qэ=Qхх*n+qэк*Ээк+qнеэк*Энеэк,

где Qхх=88 –расход тепла на холостой ход, ГДж/ч,

n=(8760-nрем) – 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: Qэ=88*7320+8,05*549000+8,67*183000=6650220,

Для теплофикационных турбин расход тепла на выработкуэлектроэнергии, ГДж

Qэ=Qхх*n+qт*Эт +qк*Эк,

где Qхх=25,1 –расход тепла на холостой ход, ГДж/ч,

n=(8760-nрем) – число часов работы турбоагрегата в течение года,ч,

qт=3,69, qк=9,09 – частичные удельные расходы тепла на выработкуэлектроэнергии соответственно: по теплофикационному и по конденсационному циклам,ГДж/МВтч,

Эт, Эк – годоваявыработка электроэнергии соответственно по:теплофикационному и конденсационному циклам, МВтч;

турбина№1: Qэ=25,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047,

турбина№2: Qэ=25,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047,

турбина№3: Qэ=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 поцеху (без учёта расхода тепла на собственные нужды, ГДж

Qэ=6650220+2*2228047+2366411=13472725.

КПД турбинного цеха брутто, %

Расход электроэнергии на собственные нужды турбинногоцеха:

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 hЭМ=0,97 – электромеханическийКПД турбогенератора;

m=60– кратность охлаждения,

k=1,05– коэффициент, учитывающий расход охлаждающей воды на охладители,

Di=2,2 – разностьудельного количества теплоты входящего в конденсатор отработавшего пара ивыходящего из него конденсата, ГДж/т,

Н=6 – напор, развиваемыйциркуляционными насосами(система водоснабжения – прямоточная;насосы установлены в машинном зале), м.вод.ст.,

hН, hЭД –КПД насоса и электродвигателя,

hН*hЭД=0,6;

б) на конденсатные насосы, кВтч

Экн=(а*n+b*Эк)*10-3,

где а – расход электроэнергии на часработы турбоагрегата, кВтч,

b – удельный расход на единицу энергии, вырабатываемойтурбоагрегатом, кВтч/МВтч;

для турбины №1: Экн1=(30*7872+1*130730)*10-3=366,89,

для турбины №2: Экн2=(30*7872+1*130730)*10-3=366,89,

для турбины №3: Экн3=(30*8328+1*138665)*10-3=388,505,

для турбины №4: Экн4=(70*7320+0,5*732000)*10-3=878,4,

Экн=S Экнi=2000,685;

Расход электроэнергии на прочие собственные нуждытурбинного цеха по укрупнённой среднемесячной норме, МВтч/мес

Эпр=25,

Эпр=25*12=300 МВтч.

Потери в трансформаторах собственных нужд, МВтч

где hснтр=0,96 –КПД трансформаторов собственных нужд;

КПД нетто турбинного цеха, %

где Qснт=0,005*Qэ – расход тепла на собственные нужды турбинного цеха,ГДж

Qснт=0,005*13472725=67364;

2.2 Баланс тепла

Баланс тепла составляется для определения еговыработки котельным цехом. Он должен суммировать все расходы и потери тепла наэлектростанции.

Потери и расход тепла на собственные нуждыопределяются на основании плановых норм.

Потери при отпуске тепла со станции внешнимпотребителям, ГДж/ч

Qпот=0,05*Qт,

Qпот=0,05*12039,37*103=601969.

Норматив потерь тепла при распределении,характеризующих совершенство тепловой схемы

qраспр=1.

Потери при распределении, ГДж/ч

Qраспр=Qнк-(Qэ+Qт+Qснт+Qпот),

где

Qраспр=26445887-(13472725+12039370+67364+601969)=

=264459.

Расход тепла на собственные нужды котельного цехавключает в себя: расход тепла на обдувку и расшлаковку, нанефтехозяйство, на отопление топливоподачи и служебных помещений котельногоцеха и т.п.

Норматив расхода тепла на собственные нужды котельногоцеха

qснк=3.

Расход тепла на собственные нужды котельного цеха, ГДж/ч

Qснк=Qбрк-Qнк,

где

Qснк=27263801-26775887=487914.

Баланс тепла представлен в таблице 10.

Таблица 10

Статьи баланса Условное обозначение Расход, ГДж Приход, ГДж Расход тепла на выработку электроэнергии

Qэ

13472725 Отпуск тепла со станции на нужды отопления и горячего водоснабжения

Qт

Qотт

Qпрт

12039370

3903520

8135850

Расход тепла на

собственные нужды турбинного цеха

Qснт

67364 Потери при отпуске тепла

Qпот

601969

Потери тепла при

Распределении

Qраспр

264459 Итого отпуск тепла котельной

Qнк

26445887 Расход тепла на собственные нужды котельной

Qснк

487914 Всего выработка тепла котельной

Qбрк

27263801

2.3 Показатели котельного цеха

Расход топлива на выработку тепла котельным цехом,т.у.т.

где hбрк=89,5 –КПД брутто котельных агрегатов;

Расход натурального топлива, т.н.т.

где Qнр=3040 — низшая теплота сгорания натурального топлива, ккал/кг /2/;

Выработка пара котельным цехом, т

где iпп=3478, iпв=901 – теплосодержание соответственно:перегретого пара и питательной воды, кДж/кг;

Расходпитательной воды котельным цехом, т

Gпв=Дбрк,

Gпв=10,58.

Годовой выход золы, т

где qн=2 – процентные потери к весу топлива с механическим недожогом,%,

Ар=15 – зольность рабочеймассы топлива, %;

Расход электроэнергии на собственные нужды котельногоцеха включает в себя:

а) расход электроэнергии напитательные насосы, МВтч

Эпн=апн*Gпв*10-3,

где апн=9 – удельный расходэлектроэнергии на подачу 1 тонны питательной воды, кВтч/т;

Эпн=9*10,58*10-3=0,095;

б) расход электроэнергии на тягу идутьё, МВтч

Этд=атд*Дбрк*10-3,

где атд=5 – удельный расходэлектроэнергии на дымососы и дутьевые вентиляторы, кВтч/т;

Этд=5*10,58*10-3=0,053;

в) расход электроэнергии натопливоподачу, МВтч

Этп=атп*Вн*10-3,

где атп=0,8 – удельный расходэлектроэнергии на подачу 1 тонны натурального топлива в бункера котельной,кВтч/т;

Этп=0,8*2398909*10-3=1919;

г) расход электроэнергии на топливоприготовление(дробление, помол топлива и транспорт пыли), МВтч

Эдр=адр*Вн*10-3,

Эпт=апт*Вн*10-3,

где адр=2 – удельный расходэлектроэнергии на дробление топлива, кВтч/т.н.т.,

апт=10 – удельный расходэлектроэнергии на помол топлива (шахтные мельницы) и транспорт пыли,кВтч/т.н.т.;

Эдр=2*2398909*10-3=4798,

Эпт=10*2398909*10-3=23989;

д) расход электроэнергии натопливоприготовление (дробление, помол топлива и транспорт пыли), МВтч

Эгзу=агзу*З*10-3,

где агзу=7 – удельный расходэлектроэнергии на удаление золы из котельной на золоотвал (системагидрозолоудаления с багреными насосами), кВтч/т,

Эгзу=7*400618*10-3=2804;

е) расход электроэнергии на прочиесобственные нужды котельного цеха определяется с учётом коэффициента a=1,02 от суммы полученных ранее показателей расхода электроэнергии потребителейсобственных нужд котельного цеха. Суммарный расход электроэнергии насобственные нужды котельной определяется с учётом КПД трансформаторов собственныхнужд, МВтч

Эснкц=(a/hснтр)*(Эпн+Этд+Этп+Эдр+Эпт+Эгзу),

Эснкц=(1,02/0,96)*(0,095+0,053+1919+4798+23989+2804)=35605.

КПД нетто котельной, %

где Qснкэ=3,6*Эснкц/hнтц – расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергиина собственные нужды котельной, ГДж

Qснкэ=3,6*35605/0,2742=467462;

2.4 Показатели теплофикационногоотделения

КПД нетто тепловой теплофикационного отделения, %

Для определения КПД нетто теплофикационного отделениянеобходимо определить расход электроэнергии на собственные нужды этогоотделения, который включает в себя:

а) расход электроэнергии на сетевыенасосы, МВтч

где />количествосетевой воды, перекачиваемой насосами за год, т,

где Di=355 – разность удельного количества теплоты прямой иобратной сетевой воды, кДж/кг

Н=DНс+DНб+DНп – напор, развиваемый сетевыми насосами,м.вод.ст.,

где DНс=10 –падение напора в прямом и обратном трубопроводах водяной теплофикационной сети,м.вод.ст. на 1 км разветвлённой сети,

DНб=6,7 – падение напора в подогревателяхстанции, м.вод.ст.,

DНп=5 – падение напора в приёмникахпотребителей, м.вод.ст.,

Н=4,5*10+6,7+5=56,7,

hэд, hн –соответственно КПД электродвигателя и насоса, о.е.

hэд*hн=0,6;

б) расход электроэнергии наконденсатные насосы подогревателей, МВтч

Эпкн=акн*Gпк,

где />количествоконденсата, т,

где iоп=2667 – теплосодержание отборного пара, кДж/кг,

iк=419 –теплосодержание конденсата подогревателей, кДж/кг;

акн=2– удельный расходэлектроэнергии на перекачку 1 тонны конденсата, кВтч/т;

Эпкн=2*5355592*10-3=10711.

Суммарный расход электроэнергии на собственные нуждытеплофикационного отделения с учётом КПД трансформаторов собственных нужд, МВтч

Эснто=(a/hснтр)*(Эсн+Эпкн),

где a=1,05 – коэффициент,учитывающий расход электроэнергии на прочие собственные нужды теплофикационногоотделения;

Эснто=(1,05/0,96)*(289+10711)=12031.

КПД нетто теплофикационного отделения, %

где />расходтепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды теплофикационногоотделения, ГДж

2.5 Общестанционные показатели

Удельный расход условного топлива на отпущенное теплов горячей воде, кг у.т./ГДж

Удельный расход условного топлива на отпущенное теплов паре, кг у.т./ГДж

Расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию вгорячей воде, т.у.т.

Воттэ=bотт*Qотт*10-3,

Воттэ=43,1*3903520*10-3=168242.

Расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию впаре, т.у.т.

Вптэ=bпрт*Qпрт*10-3,

Вптэ=42,53*8135850*10-3=346018.

Всего годовой расход условного топлива на отпусктепла, т.у.т.

Втэ= Вптэ+Воттэ,

Втэ=346018+168242=514260.

Расход условного топлива на отпущенную электроэнергию,т.у.т.

Вэ=В–Втэ,

Вэ=1041812–514260=527552.

Суммарный расход электроэнергии на собственные нуждыэлектростанции, МВтч

Эснтэц=Эснтц+Эснкц+Эснто,

Эснтэц=2950+35605+12031=51586.

Распределение расхода электроэнергии собственных нужд,МВтч:

а) на отпущенную теплоэнергию

б) на отпущенную электроэнергию

Эснэ=Эснтэц –Эснтэ,

Эснэ=51586–29050=22536.

Отпуск электроэнергии с шин станции, МВт

Эотп=Э–Эснтэц,

Эотп=1831627–51586=1780041.

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВтч,кг/кВтч

bотпэ=Вэ/Эотп,

bотпэ=527552/1780041=0,296.

Относительный расход электроэнергии на собственныенужды по производству и отпуску электроэнергии, %

Ксн=Эснэ*100/Э,

Ксн=22536*100/1831627=1,2.

Удельный расход электроэнергии на отпущенную единицутепла, кВтч/ГДж

bт=Эснтэ*103/Qт,

bт=29050*103/12039370=2,41.

КПД нетто электростанции по производству электроэнергии, %

hэтэц=0,123*100/bотпэ,

hэтэц=0,123*100/0,296=41,55.

КПД нетто электростанции по производству теплоэнергии, %

hттэц=0,0342*Qт*100/Втэ,

hттэц=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 числомкотлов и турбин 9 и суммарной паропроизводительностью котлов 1100 т/ч,нормативная численность персонала: всего – 470 человек, в том числе эксплуатационногоперсонала – 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 ОТи ТБ – 1,

- старший инспектор по эксплуатацииоборудования электрической станции, подконтрольных Госгортехнадзору – 1,

- начальник смены электрической станции –5,

- производственно-технический отдел (ПТО) –6,

- отдел в составе ПТО по подготовке ипроведению ремонта – 10,

ремонтный персонал – 10 человек;

- бухгалтерия – 6,

- отдел материально-технического снабжения(ОМТС) – 7,

- группа хозяйственного обслуживания (ГХО)– 7,

эксплуатац. персонал ОМТС и ГХО – 55человек;

- группа делопроизводственного обслуживания– 3,

- планово-экономический отдел (ПЭО) – 4,

- группа (в составе ПТО) капитальногостроительства (КС) – 5,

ремонтный персонал – 5 человек;

- отдел (в составе группы КС) оборудования– 4,

- инженер по подготовке кадров – 1,

- инженер по специальной и мобилизационнойработе – 1,

- старший инспектор по кадрам – 1,

производственные подразделения:

- топливно-транспортный участок в составеКТЦ,

эксплуатац. персонал – 45 человек;

- котлотурбинный цех (КТЦ),

эксплуатац. персонал – 75 человека;

- электроцех (ЭЦ),

эксплуатац. персонал – 29, ремонтный –33 человека;

- участок тепловой автоматики и измерений всоставе ЭЦ,

эксплуатац. персонал – 8, ремонтный –26 человека;

- химический участок (с химлабораторией) всоставе КТЦ,

эксплуатац. персонал – 33;

- участок централизованного ремонтатепломеханического 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 составеКТЦ,

ремонтный персонал – 13 человек;

- золопогрузочный участок в составе КТЦ;

- участок теплоснабжения и подземныхкоммуникаций в составе КТЦ.

3.2 Схемаорганизационно-производственной структуры ТЭЦ /2/

3.3 Фонд оплаты труда персонала /1/

Расчёт средств на оплату труда в курсовой работепроизводится укрупнённо в форме таблицы 11.

Принимается минимальная тарифная ставка рабочегопервого 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 показателя Среднемесячная заработная плата одного рабочего первого разряда, руб 840 Тарифный коэффициент, соответствующий средней ступени 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

73,92

Доплата к тарифу за многосменный режим работы

- в процентах

- в руб на человека

221,76

Текущее премирование, руб

- в процентах к тарифу, включая доплаты за вредные условия труда и многосменный режим работы

- в руб на человека

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 человека

487,872

Выплата районных коэффициентов и северных надбавок

- в процентах к заработку

- в руб на человека

566,6

итого расчётная средняя заработная плата ППП на одного 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 производстваэлектро- и теплоэнергии /1/

Себестоимостьотпущенной потребителям энергии определяется на основе составления укрупнённойсметы 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 руб/год

где Цт=300 – цена добычи топлива, руб/т.н.т.,

Цтр=0,2 – стоимость транспортировкитоплива, руб/(т.н.т.*км),

р=1,2 – потери топлива при перевозке, разгрузке ихранении, %;

Расходы на оплату труда отражают расходы на оплатутруда основного производственного персонала электростанции, включая премиирабочим, специалистам и служащим за производственные результаты, стимулирующиеи компенсирующие выплаты, а также расходы на оплату труда не состоящих в штатестанции работников, относящихся к трудовой деятельности, тыс руб

Изп=205*52,126=10685,83.

Отчисления на социальные нужды отражают отчисления поустановленным нормам на социальное страхование, в пенсионный фонд, в фондзанятости и на медицинское страхование, которые принимаются в процентах отфонда оплаты труда, включаемого в себестоимость продукции (38,5%), тыс руб

Исн=0,385*10685,83=4114,04.

Размер амортизационных отчислений определяется поустановленным нормам амортизации, тыс руб

Иа=На*Ктэц,

где На=3 – средневзвешеннаянорма амортизации для электростанций, %,

Ктэц=kуд*Nу –капитальные вложения в станцию, тыс руб,

где kуд=5 – удельные капитальные вложения в ТЭЦ, тыс руб/кВт,

Nу=250000 – установленная мощность станции, кВт;

Ктэц=5*250000=1250000;

Иа=0,03*1250000=37500.

Отчисления в ремонтный фонд определяются исходя избалансовой стоимости основных производственных фондов (условно принимаетсяравной величине капитальных вложений) и нормативов отчислений, утверждаемыхсамими предприятиями. В курсовой работе величина отчислений в ремонтный фонд определяетсяна основе составления укрупнённой сметы затрат на ремонт. При этом заработнаяплата (265*52,126=13813,39 тыс руб) с отчислениями на социальные нужды(0,385*13813,39=5318,16 тыс руб) ремонтного персонала принимается в размере 35% от общих затрат на ремонт, а 65 % составят затраты на материалы, запасныечасти для ремонта, амортизацию оборудования и т.п., тыс руб

Ирф=(13813,39+5318,16)/0,35=54661,57.

К прочим расходам в составе себестоимости продукцииотносятся платежи по обязательному страхованию имущества предприятия,учитываемого в составе производственных фондов, вознаграждения за изобретения ирационализаторские предложения, плата по процентам за краткосрочные кредиты,возмещение расходов сбербанкам и другим организациям за приём от населения платежейза энергию и коммунальные услуги, командировочные расходы по установленнымнормам, подъёмные, плата сторонним предприятиям за пожарную и сторожевуюохрану, оплата услуг связи и вычисленных процентов, плата за аренду в случаеаренды отдельных объектов основных производственных фондов и др. Величинапрочих расходов приближённо рассчитывается исходя из структуры себестоимостипроизводства энергии и принимается в размере 20 % от суммы условно-постоянныхрасходов, тыс руб

Ипр=0,2*(Изп+Исн+Иа+Ирф),

Ипр=0,2*(10685,83+4114,04+37500+54661,57)=21392,29.

На ТЭЦ затраты необходимо распределять между видамипроизводимой энергии. Расчёт себестоимости производства энергии на ТЭЦ будетпроизводиться балансовым (физическим) методом. Согласно этому методу предполагается,что тепловая энергия, которая отпускается из отборов турбин, поступаетнепосредственно из котлов, а расходы топлива на отпуск тепла из отборовпринимаются такими, какими они были бы при непосредственном отпуске теплоты изкотельной ТЭЦ. Так как на ТЭЦ определяющими являются затраты на топливо, тосущность метода калькулирования себестоимости энергии на ТЭЦ определяетсяспособом распределения общего расхода топлива между производствомэлектроэнергии и тепла. Физический метод соответствует условиям энергобалансаТЭЦ, но имеет недостаток: при его применении не учитывается энергетическаяценность (параметры) теплоты, используемой для отпуска внешним потребителям.

Расход топлива на тепловую энергию, выдаваемуюпотребителям, 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 расходэлектроэнергии на собственные нужды ТЭЦ относится к отпуску электроэнергии.Поэтому количество тепла, отнесённое к отпуску теплоты, оказывается несколькозаниженным. Чтобы уточнить решение, следует расход электроэнергии насобственные нужды разделить между отпуском электрической и тепловой энергии. Врезультате расход топлива на теплоснабжение внешних потребителей будет равен,т.у.т.

Втэ=В’тэ+bотпэ*Этэсн,

где /> -удельный расход топлива на 1 отпущенный кВтч, т.у.т./кВтч,

Втэ=481512+0,00031*29050*103=490517,5.

Расход топлива, относимый к отпуску электроэнергии отТЭЦ, т.у.т.

Вээ=В–Втэ,

Вээ=1041812–490517,5=551294,5.

Для определения затрат на производство энергии наоснове физического метода необходимо:

1. Определить абсолютные значениястатей затрат.

2. Распределить затраты по стадиямпроизводства – цехам. При этом в укрупнённых расчётах различают три группыцехов: I –котлотурбинный; II –электрический; III – общестанционные расходы.

Распределениестатей затрат по группам цехов показано в таблице 12.

Таблица 12 – Распределение затрат по цехам ТЭЦ, тысруб (%)

Статьи затрат Группы цехов I II III

Ит

1043909 - -

Иа

18750 16875 1875

Изп

3740 3740 3205,7

Исн

1440 1440 1234

Ирф

27330,8 24597,7 2733,1

Ипр

- - 21392,29

Итэц

ИI=1095169,8

ИII=46652,7

ИIII=30440,09

3. Распределить затраты повышеуказанным группам цехов между электрической и тепловой энергией. Пофизическому методу:

а) затраты по I группе цеховраспределяются между электро- и теплоэнергией пропорционально расходам топливана получение каждого из этих видов энергии:

- на производство электрической энергии,тыс руб

- на производство тепловой энергии, тыс руб

б) затраты по II группе цеховотносятся целиком на производство электроэнергии, тыс руб

4. Общестанционные расходыраспределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально суммамзатрат на эти виды энергии по I и II группам цехов, тыс руб

Затраты, относимые на электроэнергию, тыс руб

Иэ=ИIэ+ИIIэ+ИIIIэ,

Иэ=580440+46652,7+16742=643834,7.

Затраты, относимые на тепловую энергию, тыс руб

Итэ=ИIтэ+ИIIтэ+ИIIIтэ,

Итэ=514730+0+13698=528428.

Все расчёты сводятся в таблицу 13

Себестоимость единицы электрической энергии,отпущенной с шин ТЭЦ, руб/кВтч

sэ=Иэ/Эотп,

sэ=643834,7/1780041=0,36.

Себестоимость единицы тепла, отпущенного сколлекторов, тыс руб/ГДж

sтэ=Итэ/Qт,

sтэ=528428/12039370=0,044.

В заключении работы приводится сводная таблицаосновных технико-экономических показателей работы ТЭЦ.

Таблица 13 – Затраты на производствоэлектро- и теплоэнергии на ТЭЦ и их структура

Статьи затрат Величина затрат Электроэнергия Теплоэнергия тыс руб % тыс руб %

Ит

553272 85,9 490637 92,8

Иа

27843,75 4,3 9656,25 1,8

Изп

7485,3 1,2 3170,4 0,6

Исн

2881,9 0,5 1232,1 0,3

Ирф

40586,1 6,3 14075,5 2,7

Ипр

11765, 8 1,8 9626,5 1,8 ИТОГО

Иэ=643834,7

100

Итэ=528428

100

Таблица 14 – Основныетехнико-экономические показатели работы ТЭЦ

Наименование показателя Условное обозначение Единицы измерения Величина показателя 1 2 3 4 Установленная мощность ТЭЦ

Nу

МВт 250 Число часов использования установленной мощности

hy=Э/Nу

Ч 7326,5 Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции

Ксн

% 1,2 Количество электроэнергии, отпущенной с шин ТЭЦ за год

Эотп

млн кВтч 1780,041 Годовое число часов использования максимума отопительной / технологической нагрузки

Тотmax/ Тпрmax

Тmax=Q/Qт(р)

5421/

7270,6

Годовой отпуск тепла с коллекторов на нужды отопления и горячего водоснабжения, промышленные нужды

Qт,

Qотт,

Qпрт

тыс ГДж

12039370

3903520

8135850

Удельные 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./ГДж

296

42,53/43,1

КПД станции по:

-производству электроэнергии

-отпуску тепла

hэтэц

hттэц

41,55

80,07

Капитальные вложения в ТЭЦ

Ктэц

млн руб 1250 Удельные капитальные вложения в ТЭЦ

kуд

руб/кВт 5000 1 2 3 4

Штатный коэффициент станции, всего, в т.ч.:

по эксплуатационному персоналу

по ремонтному персоналу

nппп

nэ

nр

чел/МВт

1,88

0,82

1,06

Годовые издержки производства

Итэц

млн.руб/год 1172,263 Себестоимость отпущенной электроэнергии

sэ

руб/кВтч 0,36 Себестоимость отпущенного тепла

sтэ

руб/ГДж 44

Заключение

В ходе выполнения курсовой работы были выполненырасчёты экономического распределения нагрузок на турбины с учётом и без учётапланово-предупредительных ремонтов, энергетический баланс ТЭЦ,технико-экономические показатели основных цехов и общестанционные показатели,штатов и фонда оплаты труда персонала, планирование себестоимости производстваэлектро- и теплоэнергии.

Расчёт проводился на основе данных максимальноприближённых к реально существующим значений, поэтому результаты сопоставимы споказателями аналогичных действующих ТЭЦ.

В результате выполнения курсовой работы были полученыследующие результаты: КПД электрический и тепловой станции соответственносоставляют 41,55 и 80,07 %, себестоимость отпущенной электроэнергии – 0,36руб/кВтч, теплоэнергии – 44 руб/ГДж.

Библиографический список

1. Н.А. Зуева. Методические указанияк выполнению курсовой работы по дисциплине “Экономика иорганизация энергопроизводства” для студентов электротехнического факультета. – Киров:ПРиП ВятГТУ,1997.[6]

2. Справочные материалы и приложенияк методическим указаниям к курсовой работе по дисциплине “Экономикаи организация энергопроизводства”/Составитель Н.А. Зуева – Киров, ВятГТУ, 1996.[4]

еще рефераты

Еще работы по предпринимательству

Реферат по предпринимательству

Составление и оформление договоров

24 Июня 2015

Реферат по предпринимательству

Составление производственной программы

24 Июня 2015

Реферат по предпринимательству

Состояние малого предпринимательства в Российской Федерации г.Арсеньев, Приморский край

31 Августа 2013

Реферат по предпринимательству

Социальная сфера промышленных предприятий в условиях рыночной экономики

24 Июня 2015