Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ

Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт - ЭНИН

Направление - 140400 Электроэнергетика и электротехника

Кафедра - ЭЭС

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

«Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ»

Томск 2013

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая курсовая работа посвящена вопросам организации и планирования эксплуатации тепловой электрической станции, приобретению практических навыков, закреплению теоретических знаний в решении вопросов организации и планирования энергетического производства на предприятии.

Основная цель данной работы - составление годового плана эксплуатации ТЭЦ. Электрические станции данного типа играют важную роль в Единой энергосистеме России, так как большая часть электрической энергии производится именно ими. Практическое значение работ по организации эксплуатации ТЭЦ очень велико, так как станции этого типа широко распространены в районах и городах с большим потреблением тепла, и на долю ТЭЦ приходится почти 40 % централизованно производимой тепловой энергии.

Задачи данной работы:

Составление производственной программы станции. В него входят: составление графиков тепловой нагрузки, электрической нагрузки, экономический расчет, распределение нагрузок меду агрегатами, построение годового графика ППР оборудования ТЭЦ, расчет выработки электроэнергии, отпуск тепла, по сезонам и за год, без учёта и с учётом ППР.

Составление энергетического баланса ТЭЦ, расчет показателей турбинного цеха, баланс тепла, показатели теплофикационного отделения, общестанционные показатели.

Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала, определение нормативной численности персонала, схемы организационно-производственной структуры ТЭЦ, фонда оплаты труда персонала.

Планирование себестоимости производства электроэнергии и тепловой энергии.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Табл. 1 - Исходные данные в процентах

№ п/п	Исходные данные, Вариант 9.
1	Состав оборудования: Турбогенераторы - 3×ПТ-50-90/13 К-100-90 Парогенераторы - 5×БКЗ-220
	Удельные капитальные вложения в ТЭЦ, тыс.руб/кВт			6,7
2	Топливо, сжигаемое на станции - Райчихинский, Б
	Стоимость транспортировки топлива, руб./(т.н.н.∙км)			5,3
	Потери топлива при перевозке, разгрузке и хранении, %			1,5
3	Дальность транспортировки топлива, км			652
4	Радиус теплоснабжения горячей водой, км			6,3
5	Сроки отопительного периода			15.10-15.5
6	Виды ремонта, которому подлежит оборудование
	Конденсационная турбина			СТ
	Теплофикационные турбины (1, 2, 3)			КТ, СТ, Т
7	График нагрузок
Электрические нагрузки в % от максимума (Р), МВт Рmax=250 МВт
Интервал времени, ч		1	68
		2 - 7	74
		8 - 16	83
		17 - 22	86
		23 - 24	78
Тепловые отопительные нагрузки в % от максимума зима/лето (Qот), ГДж/ч Qот max=670/405 ГДж/ч
Интервал времени, ч		1	75/65
		2 - 7	79/68
		8 - 16	86/83
		17 - 22	92/80
		23 - 24	82/75
Тепловые промышленные нагрузки в % от максимума (Qпр), ГДж/ч Qпр max=1090 ГДж/ч
Интервал времени, ч		1	72
		2 - 7	78
		8 - 16	85
		17 - 22	82
		23 - 24	69

Табл. 2 - Исходные данные переведенные

Электрические нагрузки (Р), МВт Рmax=250 МВт
Интервал времени, ч		1	170
		2 - 7	185
		8 - 16	207,5
		17 - 22	215
		23 - 24	195
Тепловые отопительные нагрузки зима/лето (Qот), ГДж/ч Qот max=670/405 ГДж/ч
Интервал времени, ч		1	502,5/263,25
		2 - 7	529,3/275,4
		8 - 16	576,2/336,15
		17 - 22	616,4/324
		23 - 24	549,4/303,75
Тепловые промышленные нагрузки (Qпр), ГДж/ч Qпр max=1090 ГДж/ч
Интервал времени, ч	1		784,8
	2 - 7		850,2
	8 - 16		926,5
	17 - 22		893,8
	23 - 24		752,1

1. 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.

Рис. 1 - График электрических нагрузок

Рис. 2 - График тепловых зимних отопительных нагрузок

Рис. 3 - График тепловых летних отопительных нагрузок

Рис. 4 - График тепловых промышленных нагрузок

1.2 Экономическое распределение нагрузок между агрегатами

Распределение тепловой и электрической нагрузки между турбоагрегатами осуществляется в следующем порядке:

. 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.

т=Qотт+Qпрт

Гдеотт - тепловые отопительные нагрузки (определяются в процентах от максимума по каждой теплофикационной турбине);прт - тепловые промышленные нагрузки (определяются в процентах от максимума по каждой теплофикационной турбине).

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

т=Nотт+Nпрт ,

Гдеотт - вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт;прт - вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на промышленные нужды, МВт.

. Далее распределяется график электрической нагрузки. Базисная часть графика электрической нагрузки покрывается за счёт вынужденной теплофикационной мощности Nт. 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 3.

. Распределение суточных тепловых и электрических нагрузок осуществляется для турбин без учета вывода турбоагрегатов в ППР (Планово-предупредительный ремонт) и с учетом ППР. Суточные тепловые и электрические нагрузки рассчитываются для случаев, когда конденсационная турбина находится в ремонте и когда в ремонте находится теплофикационная турбина. При этом соблюдается условие, что единовременно находится в ремонте только один турбоагрегат.

Расчёт будет производиться на основании энергетических характеристик турбин:

Турбины № 1,2,3.

ПТ-50-90/13турб=25,1 + 3,69∙Nт + 9,09∙Nк + Qт

р0=8,8 МПа, Т0=808 К,

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

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

Турбина № 4.

К-100-90турб=88 + 8,05∙Nэк + 8,67∙Nнеэк,

р0=8,8 МПа, Т0=808 К

Табл. 3 - Результаты расчетов распределения графиков нагрузок

	Зимние / летние сутки					За сутки
	1	2-7 (6ч)	8-16 (9ч)	17-22 (6ч)	23-24 (2ч)	зима / лето
Теплофикационная нагрузка в паре, ГДж/ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3	784,8 261,6 261,6 261,6	850,2 283,4 283,4 283,4	926,5 308,83 308,83 308,83	893,8 297,93 297,93 297,93	752,1 250,7 250,7 250,7	21091,5 7030,5 7030,5 7030,5
Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3	502,5/263,25 167,5/87,75 167,5/87,75 167,5/87,75	529,3/275,4 176,43/91,8 176,43/91,8 176,43/91,8	576,2/336,15 192,07/112,05 192,07/112,05 192,07/112,05	616,4/324 205,47/108 205,47/108 205,47/108	549,4/303,75 183,13/101,25 183,13/101,25 183,13/101,25	13661,3/7492,5 4553,77/2497,5 4553,77/2497,5 4553,77/2497,5
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	10,38 10,38 10,38 15,12/4,11 15,12/4,11 15,15/4,11	12,04 12,04 12,04 16,35/4,67 16,35/4,67 16,35/4,67	13,97 13,97 13,97 18,51/7,46 18,51/7,46 18,51/7,46	13,14 13,14 13,14 20,35/6,9 20,35/6,9 20,35/6,9	9,55 9,55 9,55 17,27/5,97 17,27/5,97 17,27/5,97	306,32 306,32 306,32 436,42/152,66 436,42/152,66 436,42/152,66
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	170 25,5/14,49 25,5/14,49 25,5/14,49 93,51/100 74,81/80 18,7/20 0/8,84 0/8,84 0/8,84	185 28,39/16,71 28,39/16,71 28,39/16,71 99,84/100 79,87/80 19,97/20 0/11,63 0/11,63 0/11,63	207,5 32,48/21,43 32,48/21,43 32,48/21,43 100/100 80/80 20/20 3,36/14,4 3,36/14,4 3,36/14,4	215 33,5/20,05 33,5/20,05 33,5/20,05 100/100 80/80 20/20 4,84/18,29 4,84/18,29 4,84/18,29	195 26,83/15,53 26,83/15,53 26,83/15,53 100/100 80/80 20/20 4,84/16,14 4,84/16,14 4,84/16,14	742,74/458,97 742,74/458,97 742,74/458,97 1914,05/1920 478,51/480 68,91/350,19 68,91/350,19 68,91/350,19

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

турбинный цех нагрузка электроэнергия

Вид и количество проводимых ремонтов, а также продолжительность ремонтного простоя указаны в таблице 4. Все агрегаты один раз в году простаивают в капитальном или среднем ремонте, в текущем ремонте котельные агрегаты простаивают 2¸3 раза.

Табл. 4 - Проводимые ремонты

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

Капитальный ремонт 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.

Табл. 5 - Годовой график ППР оборудования ТЭЦ

Тип агрегата

Месяцы года

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Турбогенераторы

турбина № 1

Т=3

К=15

К=20

Т=3

турбина № 2

Т=3

С=12

Т=3

турбина № 3

Т=3

Т=3

Т=3

турбина № 4

Т=7

С=18

Т=7

Котлоагрегаты

котел № 1

Т=7

К=15

К=18

Т=6

котел № 2

Т=7

С=13

Т=6

котел № 3

Т=7

Т=7

Т=6

котел № 4

Т=7

С=13

Т=6

котел № 5

Т=6

Т=7

Т=7

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.

Табл. 6 - Результаты расчетов распределения графиков нагрузок К-100 в ремонте

	Зимние / летние сутки					За сутки
	1	2-7 (6ч)	8-16 (9ч)	17-22 (6ч)	23-24 (2ч)	зима / лето
Теплофикационная нагрузка в паре, ГДж/ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3	784,8 261,6 261,6 261,6	850,2 283,4 283,4 283,4	926,5 308,83 308,83 308,83	893,8 297,93 297,93 297,93	752,1 250,7 250,7 250,7	21091,5 7030,5 7030,5 7030,5
Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3	502,5/263,25 167,5/87,75 167,5/87,75 167,5/87,75	529,3/275,4 176,43/91,8 176,43/91,8 176,43/91,8	576,2/336,15 192,07/112,05 192,07/112,05 192,07/112,05	616,4/324 205,47/108 205,47/108 205,47/108	549,4/303,75 183,13/101,25 183,13/101,25 183,13/101,25	13661,3/7492,5 4553,77/2497,5 4553,77/2497,5 4553,77/2497,5
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	10,38 10,38 10,38 15,12/4,11 15,12/4,11 15,15/4,11	12,04 12,04 12,04 16,35/4,67 16,35/4,67 16,35/4,67	13,97 13,97 13,97 18,51/7,46 18,51/7,46 18,51/7,46	13,14 13,14 13,14 20,35/6,9 20,35/6,9 20,35/6,9	9,55 9,55 9,55 17,27/5,97 17,27/5,97 17,27/5,97	306,32 306,32 306,32 436,42/152,66 436,42/152,66 436,42/152,66
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	150 25,5/14,49 25,5/14,49 25,5/14,49 0 0 24,5/35,51 24,5/35,51 24,5/35,51	150 28,39/16,71 28,39/16,71 28,39/16,71 0 0 21,61/33,29 21,61/33,29 21,61/33,29	150 32,48/21,43 32,48/21,43 32,48/21,43  0 0 17,52/28,57 17,52/28,57 17,52/28,57	150 33,5/20,05 33,5/20,05 33,5/20,05 0 0 16,5/29,95 16,5/29,95 16,5/29,95	150 26,83/15,53 26,83/15,53 26,83/15,53 0 0 23,17/34,47 23,17/34,47 23,17/34,47	742,74/458,97 742,74/458,97 742,74/458,97 0 0 457,26/741,03 457,26/741,03 457,26/741,03

Табл. 7 - Результаты расчетов распределения графиков нагрузок ПТ-50 в ремонте

	Зимние / летние сутки					За сутки
	1	2-7 (6ч)	8-16 (9ч)	17-22 (6ч)	23-24 (2ч)	зима / лето
Теплофикационная нагрузка в паре, ГДж/ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2	726,67 363,33 363,33	726,67 363,33 363,33	726,67 363,33 363,33	726,67 363,33 363,33	726,67 363,33 363,33	8720 8720
Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2	446,67/263,25 223,33/131,63 223,33/131,63	446,67/270 223,33/135 223,33/135	446,67/270 223,33/135 223,33/135	446,67/270 223,33/135 223,33/135	446,67/270 223,33/135 223,33/135	5360/3236,63 5360/3236,63
Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на промышленные нужды, МВт - турбина 1 - турбина 2 на нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт - турбина 1 - турбина 2	18,11 18,11 22,82/10,16 22,82/10,16	18,11 18,11 22,82/10,63 22,82/10,63	18,11 18,11 22,82/10,63 22,82/10,63	18,11 18,11 22,82/10,63 22,82/10,63	434,71 434,71 547,68/254,65 547,68/254,65
Электрическая нагрузка, МВт Покрытие а) теплофикационной мощностью - турбина 1 - турбина 2 б) конденсационной мощностью - турбина 4 ЭК - турбина 4 НЕЭК - турбина 1 - турбина 2	170 40,93/28,28 40,93/28,28 88,13/100 70,51/80 17,63/20 0/6,72 0/6,72	185 40,93/28,74 40,93/28,74 100/100 80/80 20/20 1,57/13,76 1,57/13,76	200 40,93/28,74 40,93/28,74 100/100 80/80 20/20 9,07/21,26 9,07/21,26	200 40,93/28,74 40,93/28,74 100/100 80/80 20/20 9,07/21,26 9,07/21,26	195 40,93/28,74 40,93/28,74 100/100 80/80 20/20 6,57/18,76 6,57/18,76	982,39/689,37 982,39/689,37 1910,51/1920 477,63/480 158,54/445,63 158,54/445,63

Отопительный период составляет 213 суток, неотопительный период - 152, количество суток, отведённых на ремонт турбин - 100, из которых на отопительный период приходится 26, на неотопительный - 74.

Расчёт выработки электроэнергии с учётом ППР:

теплофикационными турбинами в отопительный период

Турбина №1 работает в течение 210 суток, из которых 187- в нормальном режиме и 9 - когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте, 14 - когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=187∙742,74+14∙742,74+9∙982,39=158132

Эк=187∙68,91+9∙158,54+14∙457,26=20714,67

Турбина №2 работает в течение 210 суток, из которых 187- в нормальном режиме и 9 - когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте, 14 - когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=187∙742,74+14∙742,74+9∙982,39=158132

Эк=187∙68,91+9∙158,54+14∙457,26=20714,67

Турбина №3 работает в течение 207 суток, из которых 187- в нормальном режиме и 6 - когда турбины №2 и №1 находятся в ремонте, 14 - когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=187∙742,74+14∙742,74+6∙982,39=155185

Эк=187∙68,91+6∙158,54+14∙457,26=20239,05

теплофикационными турбинами в неотопительный период

Турбина №1 работает 114 суток, из которых 78 - в нормальном режиме и 18 - когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте, 18 - когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=78∙458,97+18∙458,97+18∙689,37=56469,8

Эк=78∙350,19+18∙445,63+18∙741,03=48674,7

Турбина №2 работает 137 суток, из которых 78 - в нормальном режиме и 41 - когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте, 18 - когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=78∙458,97+18∙458,97+41∙689,37=72325,3

Эк=78∙350,19+41∙445,63+18∙741,03=58924,19

Турбина №3 работает 149 суток, из которых 78 - в нормальном режиме и 53 - когда турбины №2 и №1 находятся в ремонте, 18 - когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=78∙458,97+18∙458,97+53∙689,37=80597,7

Эк=78∙350,19+53∙445,63+18∙741,03=64271,75

конденсационной турбиной в отопительный период

Турбина №4 работает 199 суток, из которых 12 - период, когда в ремонте находятся теплофикационные турбины, 187- нормальный режим:

Ээк=12∙1910,51+187∙1910,51=380191

Энеэк=12∙477,63+187∙477,63=95048,4

конденсационной турбиной в неотопительный период

Турбина №4 работает 134 суток, из которых 56 - период, когда в ремонте находятся теплофикационные турбины, 78 - нормальный режим:

Ээк=56∙1920+78∙1920=257280

Энеэк=56∙480+78∙480=64320

Расчёт выработки электроэнергии без учёта ППР:

теплофикационными турбинами в отопительный период

Эт=213∙742,74=158203,6

Эк=213∙68,91=14677,83

теплофикационными турбинами в неотопительный период

Эт=152∙458,97=69763,44

Эк=152∙350,19=53228,88

конденсационной турбиной в отопительный период

Ээк=213∙1914,05=407692,7

Энеэк=213∙478,51=101922,6

- конденсационной турбиной в неотопительный период

Ээк=152∙1920=291840

Табл. 8 - Результаты расчета выработки электроэнергии с учётом ППР

Источники покрытия нагрузки	Выработка электроэнергии
	В отопительный период				В неотопительный период				За год
	ЭТ	ЭК		ЭS	ЭТ	ЭК		ЭS	ЭТ	ЭК		ЭS
турбина 1	158132	20715		178847	56470	48675		105144	214602	69389		283991
турбина 2	158132	20715		178847	72325	58924		131249	230458	79639		310096
турбина 3	155185	20239		175424	80598	64272		144869	235783	84511		320294
турбина 4	-	380191	95048	475240	-	257280	64320	321600	-	637471	159368	796840
Итого по ТЭЦ	471450	536908		1008358	209393	493471		702863	680842	1030379		1711221

Табл. 9 - Результаты расчета выработки электроэнергии без учёта ППР

Источники покрытия нагрузки	Выработка электроэнергии
	В отопительный период				В неотопительный период				За год
	ЭТ	ЭК		ЭS	ЭТ	ЭК		ЭS	ЭТ	ЭК		ЭS
турбина 1	158204	14678		172881	69763	53229		122992	227967	67907		295874
турбина 2	158204	14678		172881	69763	53229		122992	227967	67907		295874
турбина 3	158204	14678		172881	69763	53229		122992	227967	67907		295874
турбина 4	-	407693	101923	509615	-	291840	72960	364800	-	699533	174883	874415
Итого по ТЭЦ	474611	553649		1028260	209290	524487		733777	683901	1078135		1762037

Расчёт отпуска тепла с учётом ППР:

теплофикационными турбинами в отопительный период

Турбина №1 работает 210 суток, из которых 201 - в нормальном режиме, 9 - когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте:

пр=201∙7030,5+9∙8720=1491610,5от=201∙4553,77+9∙5360=963547,77

Турбина №2 работает 210 суток, из которых 201 - в нормальном режиме, 9 - когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте:

пр=201∙7030,5+9∙8720=1491610,5от=201∙4553,77+9∙5360=963547,77

Турбина №3 работает 207 суток, из которых 201 - в нормальном режиме, 6 - когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте:

пр=201∙7030,5+6∙8720=1465450,5от=201∙4553,77+6∙5360=947467,77

теплофикационными турбинами в неотопительный период

Турбина №1 работает 114 суток, из которых 96 - в нормальном режиме, 18 - когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте:

пр=96∙7030,5+18∙8720=831888от=96∙2497,5+18∙3236,63=298019,34

Турбина №2 работает 137 суток, из которых 96 - в нормальном режиме, 41 - когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте:

Qпр=96∙7030,5+41∙8720=1032448от=96∙2497,5+41∙3236,63=372461,83

Турбина №3 работает 149 суток, из которых 96 - в нормальном режиме, 53 - когда турбины №2 и №1 находятся в ремонте:

пр=96∙7030,5+53∙8720=1137088от=96∙2497,5+53∙3236,63=411301,39

Расчёт отпуска тепла без учёта ППР:

на промышленные нужды в отопительный период

пр=213∙7030,5=1497496,5от=213∙4553,77=969953,01

на нужды отопления в неотопительный период

пр=152∙7030,5=106836от=152∙2497,5=379620

Табл. 10 - Результаты расчета по отпуску тепла с учётом ППР

Источники покрытия нагрузки	Отпуск тепла
	В отопительный период			В неотопительный период			За год
	Qотт	Qпрт	Qт	Qотт	Qпрт	Qт	Qотт	Qпрт	Qт
турбина 1	963548	1491611	2455158	298019	831888	1129907	1261567	2323499	3585066
турбина 2	963548	1491611	2455158	372462	1032448	1404910	1336010	2524059	3860068
турбина 3	947468	1465451	2412918	411301	1137088	1548389	1358769	2602539	3961308
Итого по ТЭЦ	7323235			4083207			11406441

Табл. 11 - Результаты расчета по отпуску тепла без учёта ППР

Источники покрытия нагрузки	Отпуск тепла
	В отопительный период			В неотопительный период			За год
	Qотт	Qпрт	Qт	Qотт	Qпрт	Qт	Qотт	Qпрт	Qт
турбина 1	969953	1497497	2467450	379620	1068636	1448256	1349573	2566133	3915706
турбина 2	969953	1497497	2467450	379620	1068636	1448256	1349573	2566133	3915706
турбина 3	969953	1497497	2467450	379620	1068636	1448256	1349573	2566133	3915706
Итого по ТЭЦ	7402349			4344768			11747117

2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС ТЭЦ

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 теплофикационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж:

Где

 - расход тепла на холостой ход, ГДж/ч;

 - число часов работы турбоагрегата в течение года, ч;

,  - частичный удельный расход тепла на выработку электроэнергии по теплофикационному и конденсационному циклам, ГДж/МВтч;

,  - годовая выработка электроэнергии по теплофикационному и конденсационному циклам, МВтч;

Турбина №1:

Турбина №2:

Турбина №3:

Для конденсационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж:

Где

 - расход тепла на холостой ход, ГДж/ч;

 - число часов работы турбоагрегата в течение года, ч;

,  - частичный удельный расход тепла на выработку электроэнергии по теплофикационному и конденсационному циклам при экономической и неэкономической загрузке турбины, ГДж/МВт∙ч;

,  - годовая выработка электроэнергии с учетом ППР при экономической и неэкономической загрузке турбины, МВт∙ч;

Турбина №4:

Общая выработка электроэнергии по электростанции за год, МВт∙ч:

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

КПД турбинного цеха брутто, %:

Расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха:

а) на циркуляционные насосы, МВт∙ч

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

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

 - электромеханический КПД турбогенератора;

 - кратность охлаждения;

 - коэффициент, учитывающий расход охлаждающей воды на охладители;

 - разность удельного количества теплоты входящего в конденсатор отработавшего пара и выходящего из него конденсата, ГДж/т;

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

,  - КПД насоса и электродвигателя;

 - произведение КПД насоса и электродвигателя;

 - расход электроэнергии на час работы турбоагрегата, подключенного к теплофикационной турбине, кВтч;

 - расход электроэнергии на час работы турбоагрегата, подключенного к конденсационной турбине, кВтч;

 - удельный расход на единицу энергии, вырабатываемой турбоагрегатом, подключенным к теплофикационной турбине, кВтч/МВт∙ч;

 - удельный расход на единицу энергии, вырабатываемой турбоагрегатом, подключенным к конденсационной турбине, кВтч/МВт∙ч;

для турбины №1:

для турбины №2:

для турбины №3:

для турбины №4:

Суммарный расход электроэнергии на конденсатные насосы:

Расход электроэнергии на прочие собственные нужды турбинного цеха по укрупнённой среднемесячной норме, МВт∙ч:

Где:

 - укрупненная среднемесячная норма расхода электроэнергии, МВтч/мес;

Потери в трансформаторах собственных нужд, МВтч

Где:

 - КПД трансформаторов собственных нужд;

КПД нетто турбинного цеха, %:

Где:

 - расход тепла на собственные нужды турбинного цеха, ГДж;

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

Потери при распределении, ГДж/ч

;

 - норматив потерь тепла при распределении, характеризующих совершенство тепловой схемы;

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.

Расход тепла на собственные нужды котельного цеха, ГДж/ч

 - суммарная выработка тепла котельной;

 - норматив расхода тепла на собственные нужды котельного цеха;

Баланс тепла представлен в таблице 12.

Табл. 12 - Баланс тепла

Статьи баланса	Условное обозначение	Расход, ГДж	Приход, ГДж
Расход тепла на выработку электроэнергии	12470508,23-
Отпуск тепла со станции на нужды отопления и горячего водоснабжения	11406441,37-
	7450095,5-
	3956345,87-
Расход тепла на собственные нужды турбинного цеха	65325,54-
Потери при отпуске тепла	570322,07-
Потери тепла при распределении	247571,96-
Итого отпуск тепла по котельной	24757196,17-
Расход тепла на собственные нужды котельной	765686,48-
Всего выработка тепла котельной	-25522882,65

2.3 Показатели котельного цеха

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

 - КПД брутто котельных агрегатов;

Расход натурального топлива, т.н.т.

 - низшая теплота сгорания натурального топлива, ккал/кг;

Выработка пара котельным цехом, т:

,  - теплосодержание соответственно: перегретого пара и питательной воды, кДж/кг;

Расход питательной воды котельным цехом, т:

Годовой выход золы, т:

 - процентные потери к весу топлива с механическим недожогом, %;

 - зольность рабочей массы топлива, %;

Расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включает в себя:

а) расход электроэнергии на питательные насосы, МВтч:

 - удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны питательной воды, кВтч/т;

б) расход электроэнергии на тягу и дутьё, МВтч:

 - удельный расход электроэнергии на дымососы и дутьевые вентиляторы, кВтч/т;

в) расход электроэнергии на топливоподачу, МВтч:

 - удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны натурального топлива в бункера котельной, кВтч/т;

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

 - удельный расход электроэнергии на дробление топлива, кВтч/т.н.т.,

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

д) расход электроэнергии на золоотвал, МВтч:

 - удельный расход электроэнергии на удаление золы из котельной на золоотвал (система гидрозолоудаления с багерными насосами), кВтч/т,

е) расход электроэнергии на прочие собственные нужды котельного цеха определяется с учётом коэффициента a=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:

КПД нетто котельной, %;

 - расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды котельной, ГДж.

2.4 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;

 - напор, развиваемый сетевыми насосами;

 - произведение КПД электродвигателя и насоса;

 - разность удельного количества теплоты прямой и обратной сетевой воды, кДж/кг;

 - падение напора в прямом о обратном трубопроводах водяной теплофикационной сети на 1 км разветвленной сети, м/км;

 - радиус теплоснабжения горячей водой, км;

 - падение напора в подогревателях станции, м;

 - падение напора в приемниках потребителей, м;

б) расход электроэнергии на конденсатные насосы подогревателей, МВтч:

 - количество конденсата, т;

Где:

 - теплосодержание отборного пара, кДж/кг;

 - теплосодержание конденсата подогревателей, кДж/кг;

 - удельный расход электроэнергии на перекачку 1 тонны конденсата, кВтч/т;

Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды теплофикационного отделения с учётом КПД трансформаторов собственных нужд, МВтч:

 - коэффициент, учитывающий расход электроэнергии на прочие собственные нужды теплофикационного отделения;

КПД нетто теплофикационного отделения, %:

 - расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды теплофикационного отделения, ГДж;

2.5 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.

Расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию в паре, т.у.т.

Всего годовой расход условного топлива на отпуск тепла, т.у.т.

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

Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды электростанции, МВтч

Распределение расхода электроэнергии собственных нужд, МВтч:

а) на отпущенную теплоэнергию:

б) на отпущенную электроэнергию:

Отпуск электроэнергии с шин станции, МВт

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВтч, кг/кВтч

Относительный расход электроэнергии на собственные нужды по производству и отпуску электроэнергии, %

Удельный расход электроэнергии на отпущенную единицу тепла, кВтч/ГДж

КПД нетто электростанции по производству электроэнергии, %

КПД нетто электростанции по производству теплоэнергии, %

3. РАСЧЕТ ШТАТОВ И ФОНДА ОПЛАТЫ ТРУДА ПЕРСОНАЛА

.1 Нормативная численность персонала

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.

Состав и численность персонала:

директор - 1;

главный инженер - 1;

заместитель директора по общим вопросам - 1;

старший инспектор по эксплуатации, по ОТ и ТБ - 1;

старший инспектор по эксплуатации оборудования электрической станции, подконтрольных Госгортехнадзору - 1;

начальник смены электрической станции - 5;

производственно-технический отдел (ПТО) - 5;

отдел в составе ПТО по подготовке и проведению ремонта - 10, ремонтный персонал - 10 человек;

бухгалтерия - 4;

отдел материально-технического снабжения (ОМТС) - 4;

группа хозяйственного обслуживания (ГХО) - 4, эксплуатационный персонал ОМТС и ГХО - 40 человек;

группа делопроизводственного обслуживания - 4;

планово-экономический отдел (ПЭО) - 4;

группа (в составе ПТО) капитального строительства (КС) - 5, ремонтный персонал 10 человек;

отдел (в составе группы КС) оборудования - 5;

инженер по подготовке кадров - 1;

инженер по специальной и мобилизационной работе - 1;

старший инспектор по кадрам - 1;

Производственные подразделения:

топливно-транспортный участок в составе КТЦ, эксплуатационный персонал - 20 человек;

котлотурбинный цех (КТЦ), эксплуатационный персонал - 30 человека;

электроцех (ЭЦ), эксплуатационный персонал - 25, ремонтный - 33 человека;

участок тепловой автоматики и измерений в составе ЭЦ, эксплуатационный персонал - 10, ремонтный - 24 человека;

химический участок (с химлабораторией) в составе КТЦ, эксплуатационный персонал - 12;

участок централизованного ремонта тепломеханического оборудования в составе КТЦ,

ремонтный персонал - 173 человек;

лаборатория металлов и сварки,

цех наладки и испытания оборудования,

эксплуатац. персонал - 10 человек;

гидротехнический участок в составе КТЦ,

ремонтно-строительный участок в составе КТЦ,

ремонтный персонал - 15 человек;

золопогрузочный участок в составе КТЦ;

участок теплоснабжения и подземных коммуникаций в составе КТЦ.

3.2 Схема организационно-производственной ТЭЦ

Вне зависимости от типа организационно-производственной структуры на каждой электростанции имеют место административно-хозяйственное, производственно-техническое и оперативно-диспетчерское управление.

Административно-хозяйственным руководителем станции является директор (начальник) электростанции. В непосредственном подчинении директора находится один из основных отделов ТЭС - планово-экономический отдел (ПЭО). В ведении планово-экономического отдела находятся две основные группы вопросов: планирование производства и планирование труда и заработной платы. Основной задачей планирования производства является разработка перспективных и текущих планов эксплуатации ТЭС и контроль за выполнением плановых показателей эксплуатации.

Рис. 5 - Организационная структура управления тепловой электростанцией, работающей на угле

Бухгалтерия ТЭС осуществляет учет денежных и материальных средств станции; текущее финансирование (банковские операции); расчеты по договорам; составление бухгалтерской отчетности и балансов; контроль за правильным расходованием средств и соблюдением финансовой дисциплины.

Отдел кадров занимается вопросами подбора и изучения кадров, оформляет прием и увольнение работников.

Отдел капитального строительства ведет капитальное строительство на станции, а также руководит строительством жилых домов станции.

Техническим руководителем ТЭС является первый заместитель директора станции - главный инженер.

В непосредственном подчинении главного инженера находится производственно-технический отдел станции (ПТО). В составе ПТО имеются три основные группы: технического (энергетического) учета, наладки и испытаний, ремонтно-конструкторская.

Управление отдельными фазами энергетического процесса осуществляется соответствующими цехами электростанции: топливно-транспортным (первая, подготовительная фаза); котельным (вторая фаза); турбинным (третья фаза); электротехническим (четвертая фаза). Перечисленные выше цехи ТЭС, а также химический цех называются основными, т. к. они непосредственно участвуют в технологическом процессе основного производства электростанции.

Кроме основного производства, имеется вспомогательное производство, назначением и результатом которого являются работы по обслуживанию основного производства (транспорт сырья, ремонт и испытания оборудования, различные измерения, анализы, исследования и т. п.). К вспомогательным цехам на ТЭС относятся: цех тепловой автоматики и измерений, механический цех, ремонтно-строительный цех.

Все цехи ТЭС (основные и вспомогательные) в административно-техническом отношении подчиняются непосредственно главному инженеру станции. Общее техническое руководство электростанций и контроль за работой оборудования и эксплуатационного персонала сосредоточиваются в службе эксплуатации, подчиненной заместителю главного инженера станции по эксплуатации.

Оперативное управление станцией осуществляется сменными дежурными инженерами станции, подчиняющимися в административно-техническом отношении заместителю главного инженера по эксплуатации и в оперативном - дежурному диспетчеру энергосистемы.

В зависимости от мощности оборудования и схем технологических связей между стадиями производства на современных ТЭС различают цеховую, бесцеховую и блочно-цеховую организационно-производственные структуры.

Цеховая структура предопределяет деление технологического оборудования и территории ТЭС на отдельные участки и закрепление их за специализированными подразделениями - цехами, лабораториями. В этом случае основной структурной единицей является цех. Цеха, в зависимости от их участия в производственном процессе, разделяют на основные и вспомогательные. Кроме того, ТЭС могут иметь в своем составе и непромышленные хозяйства (жилищное и подсобное хозяйства, детские сады, дома отдыха, санатории и т. п.).

Бесцеховая организационно-производственная структура предусматривает специализацию подразделений на выполнение основных производственных функций: эксплуатации оборудования, его ремонтного обслуживания, технологического контроля.

Это обусловливает создание вместо цехов следующих производственных служб: эксплуатации, ремонтов, контроля и усовершенствования оборудования. В свою очередь, производственные службы делят на специализированные участки.

Создание блочно-цеховой организационно-производственной структуры вызвано появлением комплексных энергетических агрегатов-блоков. Оборудование блока реализует несколько фаз энергетического процесса - сжигание топлива в парогенераторе, производство электроэнергии в турбогенераторе, а иногда и ее преобразование в трансформаторе. При блочно-цеховой структуре основными производственными подразделениями электростанции являются блоки. Их включают в состав котлотурбинного цеха, который осуществляет централизованную эксплуатацию основного и вспомогательного оборудования котлотурбинных блоков. При блочно-цеховой структуре сохраняются основные и вспомогательные цеха, имеющие место в случае использования цеховой структуры.

3.3 Фонд оплаты труда персонала

Расчёт средств на оплату труда в курсовой работе производится укрупнённо в форме таблицы.

Принимается минимальная тарифная ставка рабочего первого разряда 5200 руб. Т.к. установленная мощность ТЭЦ больше 150 МВт, то принимается 6 группа и тарифный коэффициент 1,76.

Табл. 13 - Данные для расчета фонда оплаты труда персонала

Наименование показателя	Величина показателя
Среднемесячная заработная плата одного рабочего первого разряда, руб.	5200
Тарифный коэффициент, соответствующий средней ступени оплаты труда	1,76
Среднемесячная тарифная ставка 1 ППП, руб.	5200∙1,76=9152
Доплата к тарифу за вредные условия труда в процентах от среднемесячной тарифной ставки в руб. на человека	5 9152∙0,05=457,6
Доплата к тарифу за многосменный режим работы в процентах в руб. на человека	15 9152∙0,15=1372,8
Текущее премирование, руб. в процентах к тарифу, включая доплаты за вредные условия труда и многосменный режим работы в руб. на человека	75 9152∙0,75=6864
Выплата вознаграждений за выслугу лет в процентах к тарифу в руб. на человека	12,5 9152∙0,125=1144
Выплата вознаграждений по итогам работы за год в процентах к тарифу в руб. на человека	33 9152∙0,33=3020,16
Выплата районных коэффициентов и северных надбавок в процентах к заработку в руб. на человека	30 22010,56∙0,3=6603,17
итого расчётная средняя заработная плата ППП на одного человека в месяц, руб.	28613,73
Размер средств на оплату труда за год, руб.	343364,74
Нормативная численность ППП, чел.	470,00
Размер средств на оплату труда ППП за год, руб.	161381425,92

4. ПЛАНИРОВАНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОИЗВОДСТВА

Себестоимость отпущенной потребителям энергии определяется на основе составления укрупнённой сметы затрат, включающей следующие элементы:

топливо на технологические цели - Ст,

расходы на оплату труда - Сзп,

отчисления на социальные нужды - Ссн,

отчисления в ремонтный фонд - Срф,

амортизация основных средств - Са,

прочие расходы - Спр.

Затраты на топливо на технологические цели, тыс руб/год:

 - низшая теплота сгорания натурального топлива, ккал/кг;

 - цена добычи топлива, руб./т.н.т.∙км;

 - стоимость транспортировки топлива, руб./км∙т.н.т.;

 - потери топлива при перевозке, разгрузке и хранении, %;

Расходы на оплату труда отражают расходы на оплату труда основного производственного персонала электростанции, включая премии рабочим, специалистам и служащим за производственные результаты, стимулирующие и компенсирующие выплаты, а также расходы на оплату труда не состоящих в штате станции работников, относящихся к трудовой деятельности, тыс. руб.:

Отчисления на социальные нужды отражают отчисления по установленным нормам: единый социальный налог по установленным нормам составляет 30%, налог на травматизм не учитываем, тыс. руб.:

Размер амортизационных отчислений определяется по установленным нормам амортизации, тыс. руб.:

 - средневзвешенная норма амортизации для электростанций, %;

 - капитальные вложения в станцию, тыс. руб.;

 - удельные капитальные вложения в ТЭЦ, тыс.руб./кВт;

 - установленная мощность станции, МВт;

Отчисления в ремонтный фонд определяются исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов (условно принимается равной величине капитальных вложений) и нормативов отчислений, утверждаемых самими предприятиями. В курсовой работе величина отчислений в ремонтный фонд определяется на основе составления укрупнённой сметы затрат на ремонт. При этом заработная плата с отчислениями на социальные нужды ремонтного персонала принимается в размере 35 % от общих затрат на ремонт, а 65 % составят затраты на материалы, запасные части для ремонта, амортизацию оборудования и т.п., тыс. руб.:

К прочим расходам в составе себестоимости продукции относятся платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, учитываемого в составе производственных фондов, вознаграждения за изобретения и рационализаторские предложения, плата по процентам за краткосрочные кредиты, возмещение расходов сбербанкам и другим организациям за приём от населения платежей за энергию и коммунальные услуги, командировочные расходы по установленным нормам, подъёмные, плата сторонним предприятиям за пожарную и сторожевую охрану, оплата услуг связи и вычисленных процентов, плата за аренду в случае аренды отдельных объектов основных производственных фондов и др. Величина прочих расходов приближённо рассчитывается исходя из структуры себестоимости производства энергии и принимается в размере 20 % от суммы условно-постоянных расходов, тыс. руб.:

На ТЭЦ затраты необходимо распределять между видами производимой энергии. Расчёт себестоимости производства энергии на ТЭЦ будет производиться балансовым (физическим) методом. Согласно этому методу предполагается, что тепловая энергия, которая отпускается из отборов турбин, поступает непосредственно из котлов, а расходы топлива на отпуск тепла из отборов принимаются такими, какими они были бы при непосредственном отпуске теплоты из котельной ТЭЦ. Так как на ТЭЦ определяющими являются затраты на топливо, то сущность метода калькуляции себестоимости энергии на ТЭЦ определяется способом распределения общего расхода топлива между производством электроэнергии и тепла. Физический метод соответствует условиям энергобаланса ТЭЦ, но имеет недостаток: при его применении не учитывается энергетическая ценность (параметры) теплоты, используемой для отпуска внешним потребителям.

Расход топлива на тепловую энергию, выдаваемую потребителям, т.у.т.:

Расход топлива, относимый на электроэнергию, т.у.т.:

При данном способе распределения топлива весь расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ относится к отпуску электроэнергии. Поэтому количество тепла, отнесённое к отпуску теплоты, оказывается несколько заниженным. Чтобы уточнить решение, следует расход электроэнергии на собственные нужды разделить между отпуском электрической и тепловой энергии. В результате расход топлива на теплоснабжение внешних потребителей будет равен:

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

Расход топлива (т.у.т.), относимый к отпуску электроэнергии от ТЭЦ, т.у.т.

Для определения затрат на производство энергии на основе физического метода необходимо:

. Определить абсолютные значения статей затрат.

. Распределить затраты по стадиям производства - цехам. При этом в укрупнённых расчётах различают три группы цехов: I - котлотурбинный; II - электрический; III - общестанционные расходы.

Распределение статей затрат по группам цехов показано в таблице 14.

Табл. 14 - Распределение затрат по цехам ТЭЦ, тыс. руб.

Статьи затрат	Суммарные затраты	Группы цехов
		I	II	III
11295866,1411295866,14--
502502512522612,52512,5
70389,7735194,8931675,43519,49
21116,937390,937390,936335,08
337969118289,15118289,15101390,7
95945,14--95945,14
11871536,9911481866,1179967,97209702,91

. Распределить затраты по вышеуказанным группам цехов между электрической и тепловой энергией. По физическому методу:

а) затраты по I группе цехов распределяются между электро- и теплоэнергией пропорционально расходам топлива на получение каждого из этих видов энергии:

на производство электрической энергии, тыс. руб.:

на производство тепловой энергии, тыс. руб.:

б) затраты по II группе цехов относятся целиком на производство электроэнергии, тыс. руб.:

. Общестанционные расходы распределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально суммам затрат на эти виды энергии по I и II группам цехов, тыс. руб.:

на производство электрической энергии, тыс. руб.:

на производство тепловой энергии, тыс. руб.:

Затраты, относимые на электроэнергию, тыс. руб.:

Затраты, относимые на тепловую энергию, тыс. руб.:

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

Себестоимость единицы тепла, отпущенного с коллекторов, руб./ГДж:

Табл. 15 - Затраты на производство электро- и теплоэнергии на ТЭЦ

Статьи затрат	Величина затрат
	Электроэнергия		Теплоэнергия
	тыс.руб.	%	тыс.руб.	%
Ст	6136313,32	93,94	5159552,82	96,65
Са	37640,36	0,58	12603,25	0,24
Сзп	52726,29	0,81	17654,53	0,33
Ссн	14883,17	0,23	6217,65	0,12
Срф	238199,8	3,65	99511,34	1,86
Спр	52662,82	0,81	43038,31	0,81
ИТОГО	6532425,75	100	5338577,9	100

В заключении работы приводится сводная таблица основных технико-экономических показателей работы ТЭЦ.

Табл. 16 - Основные технико-экономические показатели работы ТЭЦ

Наименование показателя		Условное обозначение	Единицы измерения	Величина показателя
Установленная мощность ТЭЦ		МВт250
Количество электроэнергии, отпущенной с шин ТЭЦ за год		МВт∙ч1711221,27
Число часов использования установленной мощности		ч6844,89
Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции		%1,17
Годовой отпуск тепла с коллекторов на нужды отопления и горячего водоснабжения, промышленные нужды		тыс. ГДж11406441,37
		7450095,5
		3956345,87
Удельные расходы условного топлива	на 1 кВтч электроэнергии, отпущенной с шин ТЭЦ	кг у.т./кВтч0,3
	на 1 ГДж тепла, отпущенного с коллекторов ТЭЦ в паре / горячей воде	кг у.т./ГДж42,2/42,2
КПД станции	по отпуску электроэнергии	%41,41
	по производству теплоэнергии	%81,05
Капитальные вложения в ТЭЦ		млн.руб.1675000
Удельные капитальные вложения в ТЭЦ		руб./кВт6,7
Штатный коэффициент станции	всего	чел./МВт1,88
	по эксплуатационному персоналу	чел./МВт0,82
	по ремонтному персоналу	чел./МВт1,06
Годовые издержки производства		млн.руб./год11871536,99
Себестоимость отпущенной электроэнергии		руб./кВтч3,93
Себестоимость отпущенного тепла		руб./ГДж468,03

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения данного курсового проекта была посчитана «Производственная программа станции». Вначале были построены суточные графики электрической и тепловой нагрузки, по данным о величинах максимумов нагрузок и распределении их по временным интервалам в течение суток. Было произведено экономическое распределение электрической и тепловой нагрузки между турбоагрегатами.

Вначале распределили тепловые нагрузки, затем вынужденные теплофикационные мощности, а остаток нагрузки был распределен между мощностями свободной конденсационной мощностью теплофикационных турбоагрегатов и конденсационных турбоагрегатов.

Так же были составлены таблицы распределения нагрузок, когда в ремонт выходят турбина ПТ-50-90/13 и турбина К-100-90, определили график ремонтов оборудования ТЭЦ.

График строился с учетом, что: 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, текущие ремонты агрегатов производятся равномерно в течение года.

Определили отпуск тепла, выработку электроэнергии в течении отопительного и неотопительного периода. Эти расчеты производили с учетом ППР и без учета.

Во второй части курсового проекта, разработали энергетический баланс ТЭЦ для определения технико-экономических показателей эксплуатации станции и цехов (турбинного и котельного).

Рассчитали расход на выработку электроэнергии и тепла, определили выработку электроэнергии по электростанции за год, расход тепла на выработку электроэнергии по цеху, а так же расход электроэнергии на собственные нужды.

Рассчитали расход топлива, выработку тепла, выработку пара, расход питательной воды, годовой выход золы, для котельного цеха. Так же как и для турбинного цеха рассчитываем расход электроэнергии на собственные нужды, который включает в себя: расход электроэнергии на питательные насосы, расход электроэнергии на тягу и дутье, расход электроэнергии на топливоподачу, расход электроэнергии на топливоприготовление, расход электроэнергии на прочие собственные нужды.

Составили баланс тепла для определения его выработки котельным цехом, который должен суммировать все расходы тепла на электростанции.

Рассчитали показатели теплофикационного цеха. КПД теплофикационного отделения определили расход электроэнергии на собственные нужды, которые включает в себя расход электроэнергии на сетевых и конденсатных насосах. Рассчитали суммарный расход электроэнергии на собственные нужды с учетом КПД трансформаторов собственных нужд.

Определили общестанционные показатели: удельный расход условного топлива на отпущенное тепло в горячей воде и паре, удельный расход топлива на отпущенную теплоэнергию в горячей воде и паре, годовой расход и КПД электростанции по производству теплоэнергии и электроэнергии.

Составили схему организационно-производственной структуры ТЭЦ. Рассчитали фонд оплаты труда персонала. Минимальная тарифная ставка рабочего первого разряда принимается равной 5200руб., тарифный коэффициент принимаем 1.76, так как установленная мощность ТЭЦ больше 150 МВт, так же учитываем доплату к тарифу за вредные условия труда, за многосменный режим работы, текущее премирование, выплата вознаграждений за выслугу лет, по итогам работы за год и учитываем районный коэффициент и северную надбавку в размере 30%. Считаем размер средств на оплату труда ППП за год.

В четвертой части мы произвели планирование себестоимости производства электро- и теплоэнергии. Себестоимость отпущенной потребителем энергии определяется на основе составления укрупненной сметы затрат, включающей следующие элементы: топливо на технологические цели, расходы на оплату труда, отчисления на социальные цели и налог на травматизм, отчисления в ремонтный фонд, амортизации основных средств, прочие расходы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Попова С.Н. Экономика и организация энергетического производства.

. Методические указания для выполнения курсовой работы для студентов, обучающихся по направлению 650900- электроэнергетика. - Томск: Изд-во ТПУ, 2008. - 110 с.