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 “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 ___________________________ /             /

Председатель комиссии         /                 /        Н.А. Зуева

Члены комиссии                     /                 /        Н.А. Зуева

Киров, 2001

Задание на курсовую работу

1                  

                       а)   турбоагрегаты      3´ПТ-50-90/13 

                К-100-90                       

                       б)   парогенераторы   5´БКЗ-220

2                  

                                                             Райчихинский, Б

3                  

                                                             650

4                  

                                                             4,5

5                  

                                                             15 / X ¸ 15 / V

6                  

                                                              P_max=250 МВт

                                                              Q^от_max=670 / 405 ГДж/ч

                                                              Q^пр_max=1090 ГДж/ч

Содержание

Введение _________________________________________________

1      

            Экономическое распределение нагрузок между агрегатами_____

            Построение годового графика планово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования ТЭЦ __________________________

            Расчёт выработки электроэнергии и отпуск тепла в суточном разрезе, по сезонам и за год, без учёта и с учётом ППР_________

2       Энергетический баланс ТЭЦ_______________________________

            Показатели турбинного цеха_______________________________

            Баланс тепла ____________________________________________

            Показатели котельного цеха _______________________________

            Показатели теплофикационного отделения___________________

            Общестанционные показатели _____________________________

3       Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала ______________

            Нормативная численность персонала________________________

            Схема организационно-производственной структуры ТЭЦ _____

            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      

1.1      

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 Q_т . Покрытие графика тепловой нагрузки осуществляется за счёт регулируемых отборов турбин на соответствующие параметры 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 графика нагрузки на нужды отопления и горячего водоснабжения покрывается за счёт пиковых водогрейных котлов (ПВК).

2.                      После распределения тепловых нагрузок определяется вынужденная теплофикационная мощность - N_т отдельно по отборам, турбинам и по станции в целом.

3.                      Далее распределяется график электрической нагрузки. Базисная часть графика электрической нагрузки покрывается за счёт вынужденной теплофикационной мощности. Остаток нагрузки распределяется между мощностями конденсационных турбоагрегатов и свободной 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.

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

Расчёт будет производиться на основании энергетических характеристик турбин /2/:

Турбины №№ 1¸3.

ПТ-50-90/13

Q_турб=25,1+3,69N_т+9,09N_к+Q_т

р₀=8,8 МПа, Т₀=808 К

Q_т=Q^от_т+Q^пр_т, N_т=N^от_т+N^пр_т

р^от_отб=(0,12¸0,25) МПа, Q^от_т=240 ГДж/ч, N^от_т=0,138Q^от_т-8 МВт

р^пр_отб=(0,79¸1,28) МПа, Q^пр_т=373 ГДж/ч, N^пр_т=0,076Q^от_т-9,5 МВт

Турбина № 4.

К-100-90

Q_турб=88+8,05N_эк+8,67N_неэк,

р₀=8,8 МПа, Т₀=808 К

Таблица 1 – Результаты расчётов распределения графиков нагрузок

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 2¸3 раза.

Таблица 2 /2/

Капремонт данных турбоагрегатов производится 1 раз в 4 года.

Для данного типа котла межремонтный период составляет 4¸5 лет.

В соответствии с принятыми данными строится календарный график 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

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

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

В данном разделе определяется выработка электроэнергии и отпуск тепла за отопительный и неотопительный периоды и за год по отдельным 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 расчёты будут производиться без учётов и с учётом ремонтов оборудования. Для определения выработки электроэнергии и отпуска тепла с учётом 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 поочерёдно, то снижение выработки энергии в тот или иной период находящегося в ремонте агрегата может быть частично компенсировано путём догрузки до номинальных мощностей, оставшихся в работе турбин. Если это невозможно, то для покрытия графика нагрузки во время ремонтов может быть использован резерв мощности энергосистемы. Для компенсации недоотпуска тепла, при максимальной загрузке соответствующих отборов оставшихся в работе турбин, могут быть использованы ПВК.

Отопительный период составляет 202 суток, неотопительный период – 163, количество суток, отведённых на ремонт турбин – 152, из которых на отопительный период приходится 32, на неотопительный – 120.

Расчёт выработки электроэнергии, млн кВтч :

-          теплофикационными турбинами в отопительный период:

в данный период турбина №1 работает 196 суток, из которых 170– в  нормальном режиме и 12 – когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте, 14 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Э_т=(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644,

Э_к=170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931;

турбина №2 работает 196 суток, из которых 170 – в нормальном режиме и 12 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте, 14 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Э_т=(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644,

Э_к=170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931;

турбина №3 работает 196 суток, из которых 170 – в нормальном режиме и 12 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте, 14 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Э_т=(170+14)*752,39+12*1017,03=150,644,

Э_к=170*285,11+12*182,93+14*447,63=56,931;

Таблица 4 – Распределение графика нагрузок при ремонте конденсационной турбины

Таблица 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:

Э_т=(43+46)*494,05+43*781,47=77,574,

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

турбина №2 работает 132 суток, из которых 43 – в нормальном режиме и 43 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте, 46 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Э_т=89*494,05+43*781,47=77,574,

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

турбина №3 работает 151 сутки, из которых 43 – в нормальном режиме и 62 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте, 46 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Э_т=89*494,05+62*781,47=92,422,

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

-          конденсационной турбиной в отопительный период:

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

Э_эк=18*1800+170*1800=338,4,

Э_неэк=18*600+170*600=112,8;

-          конденсационной турбиной в неотопительный период:

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

Э_эк=74*1800+43*1800=210,6,

Э_неэк=74*600+43*600=70,2;

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

Э_{отопит.}=18*712,5+14*1912,5=39,6,

Э_{неотопит}=74*712,5+46*1912,5=140,7.

Расчёт отпуска тепла, тыс ГДж/ч

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

Q^пр=184*7,43+12*8,91=1474,04,

Q^от=184*4,4+12*5,503=875,64;

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

Q^пр=184*7,43+12*8,91=1474,04,

Q^от=184*4,4+12*5,503=875,64;

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

Q^пр=184*7,43+12*8,91=1474,04,

Q^от=184*4,4+12*5,505=875,66;

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

Q^пр=89*7,43+43*8,91=1044,4,

Q^от=89*2,53+43*3,795=388,36;

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

Q^пр=89*7,43+43*8,91=1044,4,

Q^от=89*2,53+43*3,795=388,36;

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

Q^пр=89*7,43+62*8,91=1213,69,

Q^от=89*2,53+62*3,795=460,46;

-            ПВК на ТЭЦ в отопительный период работают 18 суток, в неотопительный – 0:

Q_{т отопит}=18*2,19=39,42,

Q_{т неотопит}=0.

-            РОУ на ТЭЦ в отопительный период работают 18 суток, в неотопительный – 74:

Q_{т отопит}=18*4,47=80,46,

Q_{т неотопит}=74*4,47=330,78.

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

Таблица 6 – Результаты расчёта выработки электроэнергии без учёта ППР

Таблица 7 – Результаты расчёта выработки электроэнергии с     учётом ППР

Таблица 8 – Результаты расчёта по отпуску тепла без учёта ППР

Таблица 9 – Результаты расчёта по отпуску тепла с учётом ППР

2          /1/

Энергобаланс электростанции разрабатывается с целью определения основных технико-экономических показателей эксплуатации как станции в целом, так и основных её цехов.

2.1       Показатели турбинного цеха

Для конденсационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж

Q_э=Q_хх*n+q_эк*Э_эк+q_неэк*Э_неэк,

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

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

q – частичный удельный расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж/МВтч,

Э – годовая выработка электроэнергии, МВтч;

турбина №4: Q_э=88*7320+8,05*549000+8,67*183000=6650220,

Для теплофикационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж

Q_э=Q_хх*n+q_т*Э_т +q_к*Э_к,

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

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

q_т=3,69, q_к=9,09 – частичные удельные расходы тепла на выработку электроэнергии соответственно: по теплофикационному и по конденсационному циклам, ГДж/МВтч,

Э_т, Э_к – годовая выработка электроэнергии соответственно по: теплофикационному и конденсационному циклам, МВтч;

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

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

турбина №3: Q_э=25,1*8328+3,69*243066+9,09*138665=2366411.

Общая выработка электроэнергии по электростанции за год, МВтч

Э=549000+183000+2*(228218+130730)+ 243066+138665=1831627.

Суммарный расход тепла на выработку электроэнергии по цеху (без учёта расхода тепла на собственные нужды, ГДж

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

КПД турбинного цеха брутто, %

Расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха:

а) на циркуляционные насосы, МВтч

где

где  - количество тепла в паре, проходящем в конденсатор, ГДж,

где h_ЭМ=0,97 – электромеханический КПД турбогенератора;

m=60 – кратность охлаждения,

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

Di=2,2 – разность удельного количества теплоты входящего в конденсатор отработавшего пара и выходящего из него конденсата, ГДж/т,

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

h_Н, h_ЭД – КПД насоса и электродвигателя,

h_Н*h_ЭД=0,6;

б) на конденсатные насосы, кВтч

Э_кн=(а*n+b*Э_к)*10^-3,

где а – расход электроэнергии на час работы турбоагрегата, кВтч,

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

для турбины №1: Э_кн1=(30*7872+1*130730)*10^-3=366,89,

для турбины №2: Э_кн2=(30*7872+1*130730)*10^-3=366,89,

для турбины №3: Э_кн3=(30*8328+1*138665)*10^-3=388,505,

для турбины №4: Э_кн4=(70*7320+0,5*732000)*10^-3=878,4,

Э_кн=S Э_{кн i}=2000,685;

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

Э_пр=25,

Э_пр=25*12=300 МВтч.

Потери в трансформаторах собственных нужд, МВтч

где h^сн_тр=0,96 – КПД трансформаторов собственных нужд;

КПД нетто турбинного цеха, %

где Q^сн_т=0,005*Q_э – расход тепла на собственные нужды турбинного цеха, ГДж

Q^сн_т=0,005*13472725=67364;

2.2       Баланс тепла

Баланс тепла составляется для определения его выработки котельным 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, ГДж/ч

Q_пот=0,05*Q_т,

Q_пот=0,05*12039,37*10³=601969.

Норматив потерь тепла при распределении, характеризующих совершенство тепловой схемы

q_распр=1.

Потери при распределении, ГДж/ч

Q_распр=Q^н_к-(Q_э+Q_т+Q^сн_т+Q_пот),

где

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

=264459.

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

q^сн_к=3.

Расход тепла на собственные нужды котельного цеха, ГДж/ч

Q^сн_к=Q^бр_к-Q^н_к,

где

Q^сн_к=27263801-26775887=487914.

Баланс тепла представлен в таблице 10.

Таблица 10

2.3       Показатели котельного цеха

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

где h^бр_к=89,5 – КПД брутто котельных агрегатов;

Расход натурального топлива, т.н.т.

где Q^н_р=3040 - низшая теплота сгорания натурального топлива, ккал/кг /2/;

Выработка пара котельным цехом, т

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

Расход питательной воды котельным цехом, т

G_пв=Д^бр_к,

G_пв=10,58.

Годовой выход золы, т

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

А_р=15 – зольность рабочей массы топлива, %;

Расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включает в себя:

а) расход электроэнергии на питательные насосы, МВтч

Э_пн=а_пн*G_пв*10^-3,

где а_пн=9 – удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны питательной воды, кВтч/т;

Э_пн=9*10,58*10^-3=0,095;

б) расход электроэнергии на тягу и дутьё, МВтч

Э_тд=а_тд*Д^бр_к*10^-3,

где а_тд=5 – удельный расход электроэнергии на дымососы и дутьевые вентиляторы, кВтч/т;

Э_тд=5*10,58*10^-3=0,053;

в) расход электроэнергии на топливоподачу, МВтч

Э_тп=а_тп*В_н*10^-3,

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

Э_тп=0,8*2398909*10^-3=1919;

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

Э_др=а_др*В_н*10^-3,

Э_пт=а_пт*В_н*10^-3,

где а_др=2 – удельный расход электроэнергии на дробление топлива, кВтч/т.н.т.,

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

Э_др=2*2398909*10^-3=4798,

Э_пт=10*2398909*10^-3=23989;

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

Э_гзу=а_гзу*З*10^-3,

где а_гзу