Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу! Архитектура Биология География Искусство История Информатика Маркетинг Математика Медицина Менеджмент Охрана труда Политика Правоотношение Разное Социология Строительство Физика Философия Финансы Химия Экология Экономика Электроника Производственная программа станции 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 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 Построение суточных графиков тепловой и электрической нагрузок__________________________________________________ 1.2 Экономическое распределение нагрузок между агрегатами_____ 1.3 Построение годового графика планово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования ТЭЦ __________________________ 1.4 Расчёт выработки электроэнергии и отпуск тепла в суточном разрезе, по сезонам и за год, без учёта и с учётом ППР_________ 2 Энергетический баланс ТЭЦ_______________________________ 2.1 Показатели турбинного цеха_______________________________ 2.2 Баланс тепла ____________________________________________ 2.3 Показатели котельного цеха _______________________________ 2.4 Показатели теплофикационного отделения___________________ 2.5 Общестанционные показатели _____________________________ 3 Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала ______________ 3.1 Нормативная численность персонала________________________ 3.2 Схема организационно-производственной структуры ТЭЦ _____ 3.3 Фонд оплаты труда персонала _____________________________ 4 Планирование себестоимости производства электро- и теплоэнергии ___________________________________________ Заключение _______________________________________________ Библиографический список__________________________________   Введение   Целью выполнения курсовой работы является закрепление полученных теоретических знаний и приобретение практических навыков в самостоятельном решении некоторых вопросов организации и планирования энергетического производства в части генерирования энергии. Настоящая курсовая работа посвящена вопросам организации и планирования эксплуатации тепловой электрической станции, работающей в энергетической системе.   Производственная программа станции   1.1 Построение суточных графиков тепловой и электрической нагрузок   Суточные графики тепловой и электрической нагрузок строятся на основе данных о величинах максимумов нагрузок и диспетчерских графиков их распределения по интервалам времени в течение суток, заданных в процентах от максимума соответствующей нагрузки.   1.2 Экономическое распределение нагрузок между агрегатами /1/   Распределение тепловой и электрической нагрузки между турбоагрегатами осуществляется в следующем порядке: 1. Вначале производится распределение тепловых нагрузок Qт. Покрытие графика тепловой нагрузки осуществляется за 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
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 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

Энергетический баланс ТЭЦ /1/

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

1.5 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 - количество воды, расходуемой на охлаждение в конденсаторах турбин, т,

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;

1.6 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

1.7 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