Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РФ

ВЯТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Социально-экономический факультет

Кафедра бухучёта и финансов

ДОПУСКАЮ К ЗАЩИТЕ

Руководитель работы _____________ Н.А. Зуева

СОСТАВЛЕНИЕ ГОДОВОГО ПЛАНА ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЭЦ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К КУРСОВОЙ РАБОТЕ

по дисциплине “Экономика и организация энергопроизводства”

ТПЖА.566742.004 ПЗ

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

Проверил / / Н.А. Зуева _____

Нормоконтролер / /

Проект защищён с оценкой ___________________________ / /

Председатель комиссии / / Н.А. Зуева

Члены комиссии / / Н.А. Зуева

Киров, 2001

Задание на курсовую работу

Состав оборудования

а) турбоагрегаты 3ПТ-50-90/13

К-100-90

б) парогенераторы 5БКЗ-220

Топливо, сжигаемое на станции

Райчихинский, Б

Дальность транспортировки топлива, км

650

Радиус теплоснабжения потребителей горячей водой, км

4,5

Сроки отопительного периода

15 / X  15 / V

Графики нагрузок

P_>max>=250 МВт

Q^от_>max>=670 / 405 ГДж/ч

Q^пр_>max>=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 _________________________________________________

Производственная программа станции______________________
Энергетический баланс ТЭЦ_______________________________
Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала ______________
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

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.

Экономическое распределение нагрузок между агрегатами /1/

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

Вначале производится распределение тепловых нагрузок Q_>т> . Покрытие графика тепловой нагрузки осуществляется за счёт регулируемых отборов турбин на соответствующие параметры пара в пределах их расчётной (максимальной) величины.

На станции установлены одинаковые по типоразмерам турбоагрегаты, загрузка их отборов будет производиться параллельно.

Если мощности отборов окажется недостаточно, оставшаяся часть графика нагрузки на нужды отопления и горячего водоснабжения покрывается за счёт пиковых водогрейных котлов (ПВК).

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

Далее распределяется график электрической нагрузки. Базисная часть графика электрической нагрузки покрывается за счёт вынужденной теплофикационной мощности. Остаток нагрузки распределяется между мощностями конденсационных турбоагрегатов и свободной конденсационной мощностью теплофикационных турбин. При этом следует руководствоваться правилами экономичного распределения: использовать конденсационные мощности в порядке последовательного увеличения частичных удельных расходов тепла на выработку электроэнергии.

После распределения графиков нагрузок рассчитывается выработка электроэнергии и отпуск тепла за сутки (зимние и летние). Для этого мощности, участвующие в покрытии того или иного графика, умножают на число часов в интервале и затем суммируют, чтобы получить суточные величины выработки электроэнергии и отпуска тепла.

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

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

Турбины №№ 13.

ПТ-50-90/13

Q_>турб>=25,1+3,69N_>т>+9,09N_>к>+Q_>т>

р_>0>=8,8 МПа, Т_>0>=808 К

Q_>т>=Q^от_>т>+Q^пр_>т>, N_>т>=N^от_>т>+N^пр_>т>

р^от_>отб>=(0,120,25) МПа, Q^от_>т>=240 ГДж/ч, N^от_>т>=0,138Q^от_>т>-8 МВт

р^пр_>отб>=(0,791,28) МПа, Q^пр_>т>=373 ГДж/ч, N^пр_>т>=0,076Q^от_>т>-9,5 МВт

Турбина № 4.

К-100-90

Q_>турб>=88+8,05N_>эк>+8,67N_>неэк>,

р_>0>=8,8 МПа, Т_>0>=808 К

Таблица 1 – Результаты расчётов распределения графиков нагрузок

Зимние / летние сутки

За сутки

2-7

8-16

17-22

23-24

зима / лето

Теплофикационная нагрузка в паре, ГДж/ч

Покрытие

- отбор турбины 1

- отбор турбины 2

- отбор турбины 3

763

254,3

763

254,3

1035,5

345,16

1035,5

345,16

708,5

236,16

22290

7430

Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч

Покрытие

- отбор турбины 1

- отбор турбины 2

- отбор турбины 3

435,5/182,25

145,16/60,75

402/202,5

134/67,5

636,5/364,5

212,16/121,5

603/384,75

201/128,25

502,5/303,75

167,5/101,25

13200/7590

4400/2530

Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара

на промышленные нужды, МВт

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

на нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

9,83

12,03/0,38

9,83

10,49/1,32

16,73

21,34/8,77

16,73

19,74/9,7

8,45

15,12/5,97

336,66

415,71/157,37

Электрическая нагрузка, МВт

Покрытие

а) теплофикационной мощностью

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

б) конденсационной мощностью

- турбина 4 ЭК

- турбина 4 НЕЭК

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

225

21,86/10,21

19,81/31,46

200

20,32/11,15

13,01/22,18

237,5

38,07/25,5

7,76/20,33

250

36,47/26,43

13,53/23,57

225

23,57/14,42

18,1/27,25

5512,5

752,39/494,05

1800

600

285,11/543,45

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/

Оборудование	Простои, календарные сутки
Капитальный ремонт	Средний ремонт	Текущий ремонт
Кап.	Тек.	Ср.	Тек.
ПТ-50-90/13	35	6	12	6	9
К-100-90	46	14	18	14	21
БКЗ-220	33	13	13	13	20

Капремонт данных турбоагрегатов производится 1 раз в 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 агрегата

Месяцы года

турбогенераторы

турбина № 1

Т3

К31

Т3

турбина № 2

Т3

К31

Т3

турбина № 3

Т3

С12

Т3

турбина № 4

Т7

К46

котлоагрегаты

котёл № 1

Т7

К33

Т6

котёл № 2

Т7

К33

Т6

котёл № 3

Т7

С13

Т6

котёл № 4

Т6

Т7

С13

котёл № 5

Т10

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

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

	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 1 - турбина 2 - турбина 3 система	225 21,86/10,21 21,86/10,21 21,86/10,21 28,14/39,79 28,14/39,79 28,14/39,79 75	200 20,32/11,15 20,32/11,15 20,32/11,15 29,68/38,85 29,68/38,85 29,68/38,85 50	237,5 38,07/25,5 38,07/25,5 38,07/25,5 11,93/24,5 11,93/24,5 11,93/24,5 87,5	250 36,47/26,43 36,47/26,43 36,47/26,43 13,53/23,57 13,53/23,57 13,53/23,57 100	225 23,57/14,42 23,57/14,42 23,57/14,42 26,43/35,58 26,43/35,58 26,43/35,58 75	5512,5 752,39/494,05 752,39/494,05 752,39/494,05 447,63/705,97 447,63/705,97 447,63/705,97 1912,5

Зимние / летние сутки

За сутки

2-7

8-16

17-22

23-24

зима / лето

Теплофикационная нагрузка на промышленные нужды, ГДж/ч

Покрытие

- отбор турбины 1

- отбор турбины 2

- РОУ

763

373

763

373

1035,5

373

289,5

1035,5

373

289,5

708,5

354,25

22290

8910

4470

Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч

Покрытие

- отбор турбины 1

- отбор турбины 2

- ПВК

435,5/182,25

217,75/91,125

217,72/91,125

-/-

402/202,5

201/101,25

-/-

636,5/364,5

240/182,25

156,5/-

603/384,75

240/192,375

123/-

502,5/303,75

240/151,875

22,5/-

13200/7590

5505/3795

2190/-

Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на

промышленные нужды, МВт

- турбина 1

- турбина 2

нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт

- турбина 1

- турбина 2

18,848

22,05/4,58

18,848

19,74/5,97

18,848

25,12/17,15

18,848

25,12/18,55

17,423

25,12/12,96

449,5

567,53/331,97

Электрическая нагрузка, МВт

Покрытие

а) теплофикационной мощностью

- турбина 1

- турбина 2

б) конденсационной мощностью

- турбина 4 ЭК

- турбина 4 НЕЭК

- турбина 1

- турбина 2

- энергосистема

225

40,9/23,73

9,1/26,57

200

38,59/24,82

11,41/25,18

237,5

43,97/36

6,03/14

37,5

250

43,97/37,4

6,03/12,6

225

42,54/30,83

7,46/19,17

5512,5

1017,03/781,47

1800

600

182,93/417,59

7125

Таблица 5 – Распределение 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

Источники покрытия нагрузки	Выработка электроэнергии, млн кВтч
В отопит. период	В неотопит. период	За год
Э_>Т>	Э_>К>	Э_>>	Э_>Т>	Э_>К>	Э_>>	Э_>Т>	Э_>К>	Э_>>
турбина 1	151,983	57,592	209,575	80,53	88,582	169,112	232,513	146,174	378,687
турбина 2	151,983	57,592	209,575	80,53	88,582	169,112	232,513	146,174	378,687
турбина 3	151,983	57,592	209,575	80,53	88,582	169,112	232,513	146,174	378,687
турбина 4	-	363,6	121,2	484,8	-	293,4	97,8	391,2	-	657	219	876
ИТОГО по ТЭЦ	455,949	657,576	1113,525	241,59	656,946	898,536	697,539	1314,522	2012,061
Энергосистема	-	-	-
ВСЕГО	1113,525	898,536	2012,061

Таблица 7 – Результаты расчёта выработки электроэнергии с учётом ППР

Источники покрытия нагрузки	Выработка электроэнергии, млн кВтч
В отопит. период	В неотопит. период	За год
Э_>Т>	Э_>К>	Э_>>	Э_>Т>	Э_>К>	Э_>>	Э_>Т>	Э_>К>	Э_>>
турбина 1	150,644	56,931	207,575	77,574	73,799	151,373	228,218	130,73	358,948
турбина 2	150,644	56,931	207,575	77,574	73,799	151,373	228,218	130,73	358,948
турбина 3	150,644	56,931	207,575	92,422	81,734	174,156	243,066	138,665	381,731
турбина 4	-	338,4	112,8	451,2	-	210,6	70,2	280,8	-	549	183	732
ИТОГО по ТЭЦ	451,932	621,993	1073,925	247,57	510,132	757,702	699,502	1132,125	1831,627
Энергосистема	39,6	140,7	180,3
ВСЕГО	113,525	898,402	2011,927

Таблица 8 – Результаты расчёта по отпуску тепла без учёта ППР

Источники покрытия нагрузки	Отпуск тепла, тыс ГДж/ч
В отопит. период	В неотопит. период	За год
Q^от_>т>	Q^пр_>т>	Q_>т>	Q^от_>т>	Q^пр_>т>	Q_>т>	Q^от_>т>	Q^пр_>т>	Q_>т>
турбина 1	888,8	1500,86	2389,66	1211,09	412,39	1623,48	2099,89	1913,25	4013,14
турбина 2	888,8	1500,86	2389,66	1211,09	412,39	1623,48	2099,89	1913,25	4013,14
турбина 3	888,8	1500,86	2389,66	1211,09	412,39	1623,48	2099,89	1913,25	4013,14
РОУ	-	-	-
ПВК	-	-	-
ВСЕГО	7168,98	4870,44	12039,42

Таблица 9 – Результаты расчёта по отпуску тепла с учётом ППР

Источники покрытия нагрузки	Отпуск тепла, тыс ГДж/ч
В отопит. период	В неотопит. период	За год
Q^от_>т>	Q^пр_>т>	Q_>т>	Q^от_>т>	Q^пр_>т>	Q_>т>	Q^от_>т>	Q^пр_>т>	Q_>т>
турбина 1	875,64	1474,04	2349,68	388,36	1044,4	1432,76	1264	2518,44	3782,44
турбина 2	875,64	1474,04	2349,68	388,36	1044,4	1432,76	1264	2518,44	3782,44
турбина 3	875,64	1474,04	2349,68	460,46	1213,69	1674,15	1336,1	2687,73	4023,83
РОУ	80,46	330,78	411,24
ПВК	39,42	-	39,42
ВСЕГО	7168,92	4870,45	12039,37

1Энергетический баланс ТЭЦ /1/

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

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 _>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

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>= 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 ^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;

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

Статьи баланса	Условное обозначение	Расход, ГДж	Приход, ГДж
Расход тепла на выработку электроэнергии	Q_>э>	13472725
Отпуск тепла со станции на нужды отопления и горячего водоснабжения	Q_>т> Q^от_>т> Q^пр_>т>	12039370 3903520 8135850
Расход тепла на собственные нужды турбинного цеха	Q^сн_>т>	67364
Потери при отпуске тепла	Q_>пот>	601969
Потери тепла при Распределении	Q_>распр>	264459
Итого отпуск тепла котельной	Q^н_>к>	26445887
Расход тепла на собственные нужды котельной	Q^сн_>к>	487914
Всего выработка тепла котельной	Q^бр_>к>		27263801

Показатели котельного цеха

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

где ^бр_>к>=89,5 – КПД брутто котельных агрегатов;

Расход натурального топлива, т.н.т.

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

Выработка пара котельным цехом, т

где i_>пп>=3478, i_>пв>=901 – теплосодержание соответственно: перегретого пара и питательной воды, кДж/кг;

Расход питательной воды котельным цехом, т

G_>пв>=Д^бр_>к>,

G_>пв>=10,58.

Годовой выход золы, т

где q_>н>=2 – процентные потери к весу топлива с механическим недожогом, %,

А_>р>=15 – зольность рабочей массы топлива, %;

Расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включает в себя:

а) расход электроэнергии на питательные насосы, МВтч

Э_>пн>=а_>пн>*G_>пв>*10^-3,

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

Э_>пн>=9*10,58*10^-3=0,095;

б) расход электроэнергии на тягу и дутьё, МВтч

Э_>тд>=а_>тд>*Д^бр_>к>*10^-3,

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

Э_>тд>=5*10,58*10^-3=0,053;

в) расход электроэнергии на топливоподачу, МВтч

Э_>тп>=а_>тп>*В_>н>*10^-3,

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

Э_>тп>=0,8*2398909*10^-3=1919;

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

Э_>др>=а_>др>*В_>н>*10^-3,

Э_>пт>=а_>пт>*В_>н>*10^-3,

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

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

Э_>др>=2*2398909*10^-3=4798,

Э_>пт>=10*2398909*10^-3=23989;

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

Э_>гзу>=а_>гзу>*З*10^-3,

где а_>гзу>=7 – удельный расход электроэнергии на удаление золы из котельной на золоотвал (система гидрозолоудаления с багреными насосами), кВтч/т,

Э_>гзу>=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

Э^сн_>кц>=(/^сн_>тр>)*(Э_>пн>+Э_>тд>+Э_>тп>+Э_>др>+Э_>пт>+Э_>гзу>),

Э^сн_>кц>=(1,02/0,96)*(0,095+0,053+1919+4798+23989+2804)=35605.

КПД нетто котельной, %

где Q^сн_>кэ>=3,6*Э^сн_>кц>/^н_>тц> – расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды котельной, ГДж

Q^сн_>кэ>=3,6*35605/0,2742=467462;

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=Н_>с>+Н_>б>+Н_>п> – напор, развиваемый сетевыми насосами, м.вод.ст.,

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

Н_>б>=6,7 – падение напора в подогревателях станции, м.вод.ст.,

Н_>п>=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

Э^п_>кн>=а_>кн>*G^п_>к>,

где количество конденсата, т,

где i_>оп>=2667 – теплосодержание отборного пара, кДж/кг,

i_>к>=419 – теплосодержание конденсата подогревателей, кДж/кг;

а_>кн>=2– удельный расход электроэнергии на перекачку 1 тонны конденсата, кВтч/т;

Э^п_>кн>=2*5355592*10^-3=10711.

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

Э^сн_>то>=(/^сн_>тр>)*(Э_>сн>+Э^п_>кн>),

где =1,05 – коэффициент, учитывающий расход электроэнергии на прочие собственные нужды теплофикационного отделения;

Э^сн_>то>=(1,05/0,96)*(289+10711)=12031.

КПД нетто теплофикационного отделения, %

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

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.

В^от_>тэ>=b^от_>т>*Q^от_>т>*10^-3,

В^от_>тэ>=43,1*3903520*10^-3=168242.

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

В^п_>тэ>=b^пр_>т>*Q^пр_>т>*10^-3,

В^п_>тэ>=42,53*8135850*10^-3=346018.

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

В_>тэ>= В^п_>тэ>+В^от_>тэ>,

В_>тэ>=346018+168242=514260.

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

В_>э>=В–В_>тэ>,

В_>э>=1041812–514260=527552.

Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды электростанции, МВтч

Э^сн_>тэц>=Э^сн_>тц>+Э^сн_>кц>+Э^сн_>то>,

Э^сн_>тэц>=2950+35605+12031=51586.

Распределение расхода электроэнергии собственных нужд, МВтч:

а) на отпущенную теплоэнергию

б) на отпущенную электроэнергию

Э^сн_>э>=Э^сн_>тэц>–Э^сн_>тэ>,

Э^сн_>э>=51586–29050=22536.

Отпуск электроэнергии с шин станции, МВт

Э_>отп>=Э–Э^сн_>тэц>,

Э_>отп>=1831627–51586=1780041.

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВтч, кг/кВтч

b^отп_>э>=В_>э>/Э_>отп>,

b^отп_>э>=527552/1780041=0,296.

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

К^сн=Э^сн_>э>*100/Э,

К^сн=22536*100/1831627=1,2.

Удельный расход электроэнергии на отпущенную единицу тепла, кВтч/ГДж

_>т>=Э^сн_>тэ>*10³/Q_>т>,

_>т>=29050*10³/12039370=2,41.

КПД нетто электростанции по производству электроэнергии, %

^э_>тэц>=0,123*100/b^отп_>э>,

^э_>тэц>=0,123*100/0,296=41,55.

КПД нетто электростанции по производству теплоэнергии, %

^т_>тэц>=0,0342*Q_>т>*100/В_>тэ>,

^т_>тэц>=0,0342*12039370*100/514260=80,07.

1Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала

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 числе эксплуатационного персонала – 205 и ремонтного персонала – 265 человек.

Состав и численность персонала:

директор – 1,

главный инженер – 1,

заместитель директора по общим вопросам – 1,

старший инспектор по эксплуатации, по ОТ и ТБ – 1,

старший инспектор по эксплуатации оборудования электрической станции, подконтрольных Госгортехнадзору – 1,

начальник смены электрической станции – 5,

производственно-технический отдел (ПТО) – 6,

отдел в составе ПТО по подготовке и проведению ремонта – 10,

ремонтный персонал – 10 человек;

бухгалтерия – 6,

отдел материально-технического снабжения (ОМТС) – 7,

группа хозяйственного обслуживания (ГХО) – 7,

эксплуатац. персонал ОМТС и ГХО – 55 человек;

группа делопроизводственного обслуживания – 3,

планово-экономический отдел (ПЭО) – 4,

группа (в составе ПТО) капитального строительства (КС) – 5,

ремонтный персонал – 5 человек;

отдел (в составе группы КС) оборудования – 4,

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,

эксплуатац. персонал – 45 человек;

котлотурбинный цех (КТЦ),

эксплуатац. персонал – 75 человека;

электроцех (ЭЦ),

эксплуатац. персонал – 29, ремонтный – 33 человека;

участок тепловой автоматики и измерений в составе ЭЦ,

эксплуатац. персонал – 8, ремонтный – 26 человека;

химический участок (с химлабораторией) в составе КТЦ,

эксплуатац. персонал – 33;

участок централизованного ремонта тепломеханического оборудования в составе КТЦ,

ремонтный персонал – 185 человек;

лаборатория металлов и сварки,

цех наладки и испытания оборудования,

эксплуатац. персонал – 6 человек;

гидротехнический участок в составе КТЦ,

ремонтно-строительный участок в составе КТЦ,

ремонтный персонал – 13 человек;

золопогрузочный участок в составе КТЦ;

участок теплоснабжения и подземных коммуникаций в составе КТЦ.

Схема организационно-производственной структуры ТЭЦ /2/

Фонд оплаты труда персонала /1/

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

Принимается минимальная тарифная ставка рабочего первого разряда 840 руб. Т.к. установленная мощность ТЭЦ больше 150 МВт, то принимается 6 группа и тарифный коэффициент 1,76.

Таблица 11

Наименование показателя	Величина показателя
Среднемесячная заработная плата одного рабочего первого разряда, руб	840
Тарифный коэффициент, соответствующий средней ступени оплаты труда	1,76
Среднемесячная тарифная ставка 1 ППП, руб	1478,4
Доплата к тарифу за вредные условия труда в процентах в руб на человека	5 73,92
Доплата к тарифу за многосменный режим работы в процентах в руб на человека	15 221,76
Текущее премирование, руб в процентах к тарифу, включая доплаты за вредные условия труда и многосменный режим работы в руб на человека	75 1330,56
Выплата вознаграждений за выслугу лет в процентах к тарифу в руб на человека	12,5 184,8
Выплата вознаграждений по итогам работы за год в процентах к тарифу в руб на человека	33 487,872
Выплата районных коэффициентов и северных надбавок в процентах к заработку в руб на человека	15 566,6
итого расчётная средняя заработная плата ППП на одного человека в месяц, руб	4343,912
Размер средств на оплату труда за год, руб	52126,94
Нормативная численность ППП, чел	470
Размер средств на оплату труда ППП за год, руб	24499661,8

4 Планирование себестоимости производства электро- и теплоэнергии /1/

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

топливо на технологические цели – И_>т>,

расходы на оплату труда – И_>зп>,

отчисления на социальные нужды – И_>сн>,

отчисления в ремонтный фонд – И_>рф>,

амортизация основных средств – И_>а>,

прочие расходы – И_>пр>.

Затраты на топливо на технологические цели, тыс руб/год

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

Ц_>тр>=0,2 – стоимость транспортировки топлива, руб/(т.н.т.*км),

р=1,2 – 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

И_>зп>=205*52,126=10685,83.

Отчисления на социальные нужды отражают отчисления по установленным нормам на социальное страхование, в пенсионный фонд, в фонд занятости и на медицинское страхование, которые принимаются в процентах от фонда оплаты труда, включаемого в себестоимость продукции (38,5%), тыс руб

И_>сн>=0,385*10685,83=4114,04.

Размер амортизационных отчислений определяется по установленным нормам амортизации, тыс руб

И_>а>=Н_>а>*К^тэц,

где Н_>а>=3 – средневзвешенная норма амортизации для электростанций, %,

К^тэц=k_>уд>*N_>у> – капитальные вложения в станцию, тыс руб,

где k_>уд>=5 – удельные капитальные вложения в ТЭЦ, тыс руб/кВт,

N_>у>=250000 – установленная мощность станции, кВт;

К^тэц=5*250000=1250000;

И_>а>=0,03*1250000=37500.

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 (265*52,126=13813,39 тыс руб) с отчислениями на социальные нужды (0,385*13813,39=5318,16 тыс руб) ремонтного персонала принимается в размере 35 % от общих затрат на ремонт, а 65 % составят затраты на материалы, запасные части для ремонта, амортизацию оборудования и т.п., тыс руб

И_>рф>=(13813,39+5318,16)/0,35=54661,57.

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

И_>пр>=0,2*(И_>зп>+И_>сн>+И_>а>+И_>рф>),

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

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 калькулирования 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.

В’_>ээ>=В–В’_>тэ>,

В’_>ээ>=1041812–481512=560300.

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, т.у.т.

В_>тэ>=В’_>тэ>+b^отп_>э>*Э^тэ_>сн>,

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

В_>тэ>=481512+0,00031*29050*10³=490517,5.

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

В_>ээ>=В–В_>тэ>,

В_>ээ>=1041812–490517,5=551294,5.

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 12.

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

Статьи затрат	Группы цехов
I	II	III
И_>т>	1043909	-	-
И_>а>	18750	16875	1875
И_>зп>	3740	3740	3205,7
И_>сн>	1440	1440	1234
И_>рф>	27330,8	24597,7	2733,1
И_>пр>	-	-	21392,29
И^тэц	И^I=1095169,8	И^II=46652,7	И^III=30440,09

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

Затраты, относимые на электроэнергию, тыс руб

И_>э>=И^I_>э>+И^II_>э>+И^III_>э>,

И_>э>=580440+46652,7+16742=643834,7.

Затраты, относимые на тепловую энергию, тыс руб

И_>тэ>=И^I_>тэ>+И^II_>тэ>+И^III_>тэ>,

И_>тэ>=514730+0+13698=528428.

Все расчёты сводятся в таблицу 13

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

s_>э>=И_>э>/Э_>отп>,

s_>э>=643834,7/1780041=0,36.

Себестоимость единицы тепла, отпущенного с коллекторов, тыс руб/ГДж

s_>тэ>=И_>тэ>/Q_>т>,

s_>тэ>=528428/12039370=0,044.

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

Таблица 13 – Затраты на производство электро- и теплоэнергии на ТЭЦ и их структура

Статьи затрат	Величина затрат
Электроэнергия	Теплоэнергия
тыс руб	%	тыс руб	%
И_>т>	553272	85,9	490637	92,8
И_>а>	27843,75	4,3	9656,25	1,8
И_>зп>	7485,3	1,2	3170,4	0,6
И_>сн>	2881,9	0,5	1232,1	0,3
И_>рф>	40586,1	6,3	14075,5	2,7
И_>пр>	11765, 8	1,8	9626,5	1,8
ИТОГО	И_>э>=643834,7	100	И_>тэ>=528428	100

Таблица 14 – Основные технико-экономические показатели работы ТЭЦ

Наименование показателя	Условное обозначение	Единицы измерения	Величина показателя
1	2	3	4
Установленная мощность ТЭЦ	N_>у>	МВт	250
Число часов использования установленной мощности	h_>y>=Э/N_>у>	Ч	7326,5
Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции	К_>сн>	%	1,2
Количество электроэнергии, отпущенной с шин ТЭЦ за год	Э_>отп>	млн кВтч	1780,041
Годовое число часов использования максимума отопительной / технологической нагрузки	Т^от_>max>/ Т^пр_>max> Т_>max>=Q/Q_>т(р)>	Ч	5421/ 7270,6
Годовой отпуск тепла с коллекторов на нужды отопления и горячего водоснабжения, промышленные нужды	Q_>т>, Q^от_>т>, Q^пр_>т>	тыс ГДж	12039370 3903520 8135850
Удельные расходы условного топлива на: -1 кВтч электроэнергии, отпущенной с шин ТЭЦ -1 ГДж тепла, отпущенного с коллекторов ТЭЦ в паре / горячей воде	b^отп_>э> b^пр_>т> /b^от_>т>	г.у.т./кВтч кг.у.т./ГДж	296 42,53/43,1
КПД станции по: -производству электроэнергии -отпуску тепла	^э_>тэц> ^т_>тэц>	% %	41,55 80,07
Капитальные вложения в ТЭЦ	К_>тэц>	млн руб	1250
Удельные капитальные вложения в ТЭЦ	k_>уд>	руб/кВт	5000



1	2	3	4
Штатный коэффициент станции, всего, в т.ч.: по эксплуатационному персоналу по ремонтному персоналу	n_>ппп> n_>э> n_>р>	чел/МВт чел/МВт чел/МВт	1,88 0,82 1,06
Годовые издержки производства	И^тэц	млн.руб/год	1172,263
Себестоимость отпущенной электроэнергии	s_>э>	руб/кВтч	0,36
Себестоимость отпущенного тепла	s_>тэ>	руб/ГДж	44

Заключение

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

Расчёт проводился на основе данных максимально приближённых к реально существующим значений, поэтому результаты сопоставимы с показателями аналогичных действующих ТЭЦ.

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

Библиографический список

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

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

Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ

Введение _________________________________________________

Производственная программа станции______________________

Производственная программа станции

Таблица 1 – Результаты расчётов распределения графиков нагрузок

Зимние / летние сутки

За сутки

Зимние / летние сутки

За сутки

Зимние / летние сутки

За сутки

Источники

покрытия нагрузки

Источники

покрытия нагрузки

Источники

покрытия нагрузки

Qот>т>

Qпр>т>

Q>т>

Qот>т>

Qпр>т>

Q>т>

Qот>т>

Qпр>т>

Q>т>

Источники

покрытия нагрузки

Qот>т>

Qпр>т>

Q>т>

Qот>т>

Qпр>т>

Q>т>

Qот>т>

Qпр>т>

Q>т>

1Энергетический баланс ТЭЦ /1/

Статьи баланса

Условное обозначение

1Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала

Заключение

Q^от_>т>

Q^пр_>т>

Q_>т>

Q^от_>т>

Q^пр_>т>

Q_>т>

Q^от_>т>

Q^пр_>т>

Q_>т>

Q^от_>т>

Q^пр_>т>

Q_>т>

Q^от_>т>

Q^пр_>т>

Q_>т>

Q^от_>т>

Q^пр_>т>

Q_>т>