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. 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 Нагрузки в процентах от максимума
времени,
ч
ЭлектрическиТепловые Тепловые
е отопительные промышленные
зима/лето
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 _
Производственная программа станции
1. Построение суточных графиков тепловой и электрической нагрузок
2. Экономическое распределение нагрузок между агрегатами_
3. Построение годового графика планово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования ТЭЦ
4. Расчёт выработки электроэнергии и отпуск тепла в суточном разрезе, по сезонам и за год, без учёта и с учётом ППР_
1. Энергетический баланс ТЭЦ_
1. Показатели турбинного цеха_
2. Баланс тепла
3. Показатели котельного цеха _
4. Показатели теплофикационного отделения_
5. Общестанционные показатели _
2. Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала
1. Нормативная численность персонала
2. Схема организационно-производственной структуры ТЭЦ _
3. Фонд оплаты труда персонала _
3. 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.
Производственная программа станции
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.
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 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 - Nт 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
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=240 ГДж/ч, Nотт=0,138Qотт-8 МВт
рпротб=(0,79(1,28) МПа, Qпрт=373 ГДж/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
Теплофикацион763 763 1035,5 1035,5 708,5 22290
ная нагрузка 254,3 254,3 345,16 345,16 236,16 7430
в паре, ГДж/ч254,3 254,3 345,16 345,16 236,16 7430
254,3 254,3 345,16 345,16 236,16 7430
Покрытие
- отбор
турбины 1
- отбор
турбины 2
- отбор
турбины 3
Теплофикацион435,5/18402/202,636,5/36603/384,502,5/3013200/759
ная нагрузка 2,25 5 4,5 75 3,75 0
на нужды 145,16/6134/67,5212,16/1201/128,167,5/104400/2530
отопления, 0,75 21,5 25 1,25
ГДж/ч 145,16/6134/67,5212,16/1201/128,167,5/104400/2530
Покрытие 0,75 21,5 25 1,25
- отбор 145,16/6134/67,5212,16/1201/128,167,5/104400/2530
турбины 1 0,75 21,5 25 1,25
- отбор
турбины 2
- отбор
турбины 3
Вынужденная 9,83 9,83 16,73 16,73 8,45 336,66
теплофикацион9,83 9,83 16,73 16,73 8,45 336,66
ная мощность,9,83 9,83 16,73 16,73 8,45 336,66
вырабатываема
я на базе
отбора пара
на
промышленные 12,03/0,10,49/1,21,34/8,19,74/9,15,12/5,415,71/15
нужды, МВт 38 32 77 7 97 7,37
- турбина 1 12,03/0,10,49/1,21,34/8,19,74/9,15,12/5,415,71/15
- турбина 2 38 32 77 7 97 7,37
- турбина 3 12,03/0,10,49/1,21,34/8,19,74/9,15,12/5,415,71/15
на нужды 38 32 77 7 97 7,37
отопления и
горячего
водоснабжения
, МВт
- турбина 1
- турбина 2
- турбина 3
Электрическая225 200 237,5 250 225 5512,5
нагрузка, МВт
Покрытие 21,86/1020,32/1138,07/2536,47/2623,57/14752,39/49
а) ,21 ,15 ,5 ,43 ,42 4,05
теплофикацион21,86/1020,32/1138,07/2536,47/2623,57/14752,39/49
ной мощностью,21 ,15 ,5 ,43 ,42 4,05
21,86/1020,32/1138,07/2536,47/2623,57/14752,39/49
- турбина 1 ,21 ,15 ,5 ,43 ,42 4,05
- турбина 2
- турбина 3
б) 75 75 75 75 75 1800
конденсационн25 25 25 25 25 600
ой мощностью
- турбина 4 19,81/3113,01/227,76/20,13,53/2318,1/27,285,11/54
ЭК ,46 ,18 33 ,57 25 3,45
- турбина 4 19,81/3113,01/227,76/20,13,53/2318,1/27,285,11/54
НЕЭК ,46 ,18 33 ,57 25 3,45
19,81/3113,01/227,76/20,13,53/2318,1/27,285,11/54
- турбина 1 ,46 ,18 33 ,57 25 3,45
- турбина 2
- турбина 3
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/
ОборудованиеПростои, календарные сутки
Капитальный Средний Текущий ремонт
ремонт ремонт
Кап. Тек. Ср. Тек.
ПТ-50-90/13 35 6 12 6 9
К-100-90 46 14 18 14 21
БКЗ-220 33 13 13 13 20
Капремонт данных турбоагрегатов производится 1 раз в 4 года.
Для данного типа котла межремонтный период составляет 4(5 лет.
В соответствии с принятыми данными строится календарный график 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 года
1 2-7 8-16 17-22 23-24 зима /
лето
Теплофикационн763 763 1035,5 1035,5 708,5 22290
ая нагрузка в 254,3 254,3 345,16 345,16 236,16 7430
паре, ГДж/ч 254,3 254,3 345,16 345,16 236,16 7430
Покрытие 254,3 254,3 345,16 345,16 236,16 7430
- отбор
турбины 1
- отбор
турбины 2
- отбор
турбины 3
Теплофикационн435,5/182402/202,636,5/364603/384,502,5/30313200/7590
ая нагрузка на,25 5 ,5 75 ,75
нужды 145,16/60134/67,5212,16/12201/128,167,5/1014400/2530
отопления, ,75 1,5 25 ,25 4400/2530
ГДж/ч 145,16/60134/67,5212,16/12201/128,167,5/1014400/2530
Покрытие ,75 1,5 25 ,25
- отбор 145,16/60134/67,5212,16/12201/128,167,5/101
турбины 1 ,75 1,5 25 ,25
- отбор
турбины 2
- отбор
турбины 3
Вынужденная 9,83 9,83 16,73 16,73 8,45 336,66
теплофикационн9,83 9,83 16,73 16,73 8,45 336,66
ая мощность, 9,83 9,83 16,73 16,73 8,45 336,66
вырабатываемая
на базе отбора
пара
на
промышленные 12,03/0,310,49/1,21,34/8,719,74/9,15,12/5,9415,71/157
нужды, МВт 8 32 7 7 7 ,37
- турбина 1 12,03/0,310,49/1,21,34/8,719,74/9,15,12/5,9415,71/157
- турбина 2 8 32 7 7 7 ,37
- турбина 3 12,03/0,310,49/1,21,34/8,719,74/9,15,12/5,9415,71/157
на нужды 8 32 7 7 7 ,37
отопления и
горячего
водоснабжения,
МВт
- турбина 1
- турбина 2
- турбина 3
Электрическая 225 200 237,5 250 225 5512,5
нагрузка, МВт
Покрытие
а) 21,86/10,20,32/1138,07/25,36,47/2623,57/14,752,39/494
теплофикационн21 ,15 5 ,43 42 ,05
ой мощностью 21,86/10,20,32/1138,07/25,36,47/2623,57/14,752,39/494
- турбина 1 21 ,15 5 ,43 42 ,05
- турбина 2 21,86/10,20,32/1138,07/25,36,47/2623,57/14,752,39/494
- турбина 3 21 ,15 5 ,43 42 ,05
б)
конденсационно
й мощностью 28,14/39,29,68/3811,93/24,13,53/2326,43/35,447,63/705
- турбина 1 79 ,85 5 ,57 58 ,97
- турбина 2 28,14/39,29,68/3811,93/24,13,53/2326,43/35,447,63/705
- турбина 3 79 ,85 5 ,57 58 ,97
28,14/39,29,68/3811,93/24,13,53/2326,43/35,447,63/705
система 79 ,85 5 ,57 58 ,97
75 50 87,5 100 75 1912,5
Зимние / летние сутки За сутки
1 2-7 8-16 17-22 23-24 зима /
лето
Теплофикацион763 763 1035,5 1035,5 708,5 22290
ная нагрузка 373 373 373 373 354,25 8910
на 373 373 373 373 354,25 8910
промышленные 17 17 289,5 289,5 - 4470
нужды, ГДж/ч
Покрытие
- отбор
турбины 1
- отбор
турбины 2
- РОУ
Теплофикацион435,5/182402/202,636,5/36603/384,502,5/3013200/7590
ная нагрузка ,25 5 4,5 75 3,75
на нужды 217,75/91201/101,240/182,240/192,240/151,5505/3795
отопления, ,125 25 25 375 875 5505/3795
ГДж/ч 217,72/91201/101,240/182,240/192,240/151,2190/-
Покрытие ,125 25 25 375 875
- отбор -/- -/- 156,5/- 123/- 22,5/-
турбины 1
- отбор
турбины 2
- ПВК
Вынужденная 18,848 18,848 18,848 18,848 17,423 449,5
теплофикацион18,848 18,848 18,848 18,848 17,423 449,5
ная мощность,
вырабатываема
я на базе
отбора пара 22,05/4,519,74/5,25,12/1725,12/1825,12/12567,53/331
на 8 97 ,15 ,55 ,96 ,97
промышленные 22,05/4,519,74/5,25,12/1725,12/1825,12/12567,53/331
нужды, МВт 8 97 ,15 ,55 ,96 ,97
- турбина 1
- турбина 2
нужды
отопления и
горячего
водоснабжения
, МВт
- турбина 1
- турбина 2
Электрическая225 200 237,5 250 225 5512,5
нагрузка, МВт
Покрытие 40,9/23,738,59/2443,97/3643,97/3742,54/301017,03/78
а) 3 ,82 ,4 ,83 1,47
теплофикацион40,9/23,738,59/2443,97/3643,97/3742,54/301017,03/78
ной мощностью3 ,82 ,4 ,83 1,47
- турбина 1
- турбина 2 75 75 75 75 75 1800
б) 25 25 25 25 25 600
конденсационн9,1/26,5711,41/256,03/14 6,03/12,7,46/19,182,93/417
ой мощностью ,18 6,03/14 6 17 ,59
- турбина 4 9,1/26,5711,41/25 6,03/12,7,46/19,182,93/417
ЭК ,18 37,5 6 17 ,59
- турбина 4
НЕЭК 25 - 50 25 7125
- турбина 1
- турбина 2
-
энергосистема
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:
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 конденсационная турбина:
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 конденсационная турбина:
Эт=89*494,05+62*781,47=92,422,
Эк=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:
Ээк=18*1800+170*1800=338,4,
Энеэк=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:
Ээк=74*1800+43*1800=210,6,
Энеэк=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:
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 работает 196 суток, из которых 184 – в нормальном режиме, 12 – когда турбины №2 и №3 находятся в 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 – в нормальном 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 – в нормальном 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 №1 работает 132 суток, из которых 89 – в нормальном режиме, 43 – когда турбины №2 и №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 – в нормальном 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 – в нормальном 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 работают 18 суток, в неотопительный – 0:
Qт отопит=18*2,19=39,42,
Qт неотопит=0.
- РОУ на ТЭЦ в отопительный период работают 18 суток, в неотопительный –
74:
Qт отопит=18*4,47=80,46,
Qт 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
Источники Выработка электроэнергии, млн кВтч
покрытия
нагрузки
В отопит. период В неотопит. период За год
ВСЕГО 1113,525 898,536 2012,061
Таблица 7 – Результаты расчёта выработки электроэнергии с учётом ППР
Источники Выработка электроэнергии, млн кВтч
покрытия
нагрузки
В отопит. период В неотопит. период За год
ВСЕГО 113,525 898,402 2011,927
Таблица 8 – Результаты расчёта по отпуску тепла без учёта ППР
ИсточникиОтпуск тепла, тыс ГДж/ч
покрытия
нагрузки
В отопит. период В неотопит. периодЗа год
ПВК - - -
ВСЕГО 7168,98 4870,44 12039,42
Таблица 9 – Результаты расчёта по отпуску тепла с учётом ППР
ИсточникиОтпуск тепла, тыс ГДж/ч
покрытия
нагрузки
В отопит. период В неотопит. периодЗа год
ПВК 39,42 - 39,42
ВСЕГО 7168,92 4870,45 12039,37
Энергетический баланс ТЭЦ /1/
Энергобаланс электростанции разрабатывается с целью определения основных технико-экономических показателей эксплуатации как станции в целом, так и основных её цехов.
4. Показатели турбинного цеха
Для конденсационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, 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 выработку электроэнергии, 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 выработку электроэнергии соответственно: по теплофикационному и по конденсационному циклам, ГДж/МВтч,
Эт, Эк – годовая выработка 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 по цеху (без учёта расхода тепла на собственные нужды, ГДж
Qэ=6650220+2*2228047+2366411=13472725.
КПД турбинного цеха брутто, %
Расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха: а) на циркуляционные насосы, МВтч
где - количество воды, расходуемой на охлаждение в конденсаторах турбин, т, где - количество тепла в паре, проходящем в конденсатор, ГДж, где (ЭМ=0,97 – электромеханический КПД турбогенератора;
m=60 – кратность охлаждения, k=1,05 – коэффициент, учитывающий расход охлаждающей воды на охладители,
(i=2,2 – разность удельного количества теплоты входящего в конденсатор отработавшего пара и выходящего из него конденсата,
ГДж/т,
Н=6 – напор, развиваемый циркуляционными насосами(система водоснабжения – прямоточная; насосы установлены в машинном зале), м.вод.ст.,
(Н, (ЭД – КПД насоса и электродвигателя,
(Н*(ЭД=0,6;
б) на конденсатные насосы, кВтч
Экн=(а*n+b*Эк)*10-3, где а – расход электроэнергии на час работы турбоагрегата, кВтч, b – удельный расход на единицу энергии, вырабатываемой турбоагрегатом, 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=( Экн i=2000,685;
Расход электроэнергии на прочие собственные нужды турбинного цеха по укрупнённой среднемесячной норме, МВтч/мес
Эпр=25,
Эпр=25*12=300 МВтч.
Потери в трансформаторах собственных нужд, МВтч
где (снтр=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;
5. 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
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 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 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 Расход, ГДж Приход, ГДж
обозначение
Расход тепла на Qэ 13472725
выработку
электроэнергии
Отпуск тепла со Qт 12039370
станции на нужды Qотт 3903520
отопления и Qпрт 8135850
горячего
водоснабжения
Расход тепла на Qснт 67364
собственные нужды
турбинного цеха
Потери при отпускеQпот 601969
тепла
Потери тепла при Qраспр 264459
Распределении
Итого отпуск теплаQнк 26445887
котельной
Расход тепла на Qснк 487914
собственные нужды
котельной
Всего выработка Qбрк 27263801
тепла котельной
6. Показатели котельного цеха
Расход топлива на выработку тепла котельным цехом, т.у.т.
где (брк=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;
Расход питательной 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 рабочей массы топлива, %;
Расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включает в себя: а) расход электроэнергии на питательные насосы, МВтч
Эпн=апн*Gпв*10-3, где апн=9 – удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны питательной воды, кВтч/т;
Эпн=9*10,58*10-3=0,095; б) расход электроэнергии на тягу и дутьё, МВтч
Этд=атд*Дбрк*10-3,
где атд=5 – удельный расход электроэнергии на дымососы и дутьевые вентиляторы, кВтч/т;
Этд=5*10,58*10-3=0,053;
в) расход электроэнергии на топливоподачу, МВтч
Этп=атп*Вн*10-3,
где атп=0,8 – удельный расход электроэнергии 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 расход электроэнергии на дробление топлива, кВтч/т.н.т., апт=10 – удельный расход электроэнергии 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 на топливоприготовление (дробление, помол топлива и транспорт пыли), МВтч
Эгзу=агзу*З*10-3,
где агзу=7 – удельный расход электроэнергии на удаление золы из котельной на золоотвал (система гидрозолоудаления с багреными насосами), кВтч/т,
Эгзу=7*400618*10-3=2804;
е) расход электроэнергии на прочие собственные нужды котельного цеха определяется с учётом коэффициента (=1,02 от суммы полученных ранее показателей расхода электроэнергии потребителей собственных нужд котельного цеха. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды котельной определяется с учётом КПД трансформаторов собственных нужд,
МВтч
Эснкц=((/(снтр)*(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/(нтц – расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды котельной, ГДж
Qснкэ=3,6*35605/0,2742=467462;
7. 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 (i=355 – разность удельного количества теплоты прямой и обратной сетевой воды, кДж/кг
Н=(Нс+(Нб+(Нп – напор, развиваемый сетевыми насосами, м.вод.ст., где (Нс=10 – падение напора в прямом и обратном трубопроводах водяной теплофикационной сети, м.вод.ст. на 1 км разветвлённой сети,
(Нб=6,7 – падение напора в подогревателях станции, м.вод.ст.,
(Нп=5 – падение напора в приёмниках потребителей, м.вод.ст.,
Н=4,5*10+6,7+5=56,7,
(эд, (н – соответственно КПД электродвигателя и насоса, о.е.
(эд*(н=0,6;
б) расход электроэнергии на конденсатные насосы подогревателей, МВтч
Эпкн=акн*Gпк, где количество конденсата, т, где iоп=2667 – теплосодержание отборного пара, кДж/кг, iк=419 – теплосодержание конденсата подогревателей, кДж/кг;
акн=2– удельный расход электроэнергии на перекачку 1 тонны конденсата, кВтч/т;
Эпкн=2*5355592*10-3=10711.
Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды теплофикационного отделения с учётом КПД трансформаторов собственных нужд, МВтч
Эснто=((/(снтр)*(Эсн+Эпкн),
где (=1,05 – коэффициент, учитывающий расход электроэнергии на прочие собственные нужды теплофикационного отделения;
Эснто=(1,05/0,96)*(289+10711)=12031.
КПД нетто теплофикационного отделения, %
где расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды теплофикационного отделения, ГДж
8. 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.
Воттэ=bотт*Qотт*10-3,
Воттэ=43,1*3903520*10-3=168242.
Расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию в паре, т.у.т.
Вптэ=bпрт*Qпрт*10-3,
Вптэ=42,53*8135850*10-3=346018.
Всего годовой расход условного топлива на отпуск тепла, 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 нужды электростанции, 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 собственные нужды по производству и отпуску электроэнергии, %
Ксн=Эснэ*100/Э,
Ксн=22536*100/1831627=1,2.
Удельный расход электроэнергии на отпущенную единицу тепла, кВтч/ГДж
(т=Эснтэ*103/Qт,
(т=29050*103/12039370=2,41.
КПД нетто электростанции по производству электроэнергии, %
(этэц=0,123*100/bотпэ,
(этэц=0,123*100/0,296=41,55.
КПД нетто электростанции по производству теплоэнергии, %
(ттэц=0,0342*Qт*100/Втэ,
(ттэц=0,0342*12039370*100/514260=80,07.
Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала
9. Нормативная численность персонала /1/
Для ТЭЦ, работающей на буром угле, с суммарным числом котлов и турбин 9 и суммарной паропроизводительностью котлов 1100 т/ч, нормативная численность персонала: всего – 470 человек, в том чис...
ВНИМАНИЕ!
Текст просматриваемого вами реферата (доклада, курсовой) урезан на треть (33%)!
Чтобы просматривать этот и другие рефераты полностью, авторизуйтесь на сайте:
|
|
