Производственная программа станции

СОСТАВЛЕНИЕ ГОДОВОГО ПЛАНА ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЭЦ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К КУРСОВОЙ РАБОТЕ

по дисциплине “Экономика и организация энергопроизводства”

ТПЖА.566742.004 ПЗ

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

 

 

Проверил / / Н.А. Зуева _____

 

Нормоконтролер / /

 

 

Проект защищён с оценкой ___________________________ / /

 

Председатель комиссии / / Н.А. Зуева

 

Члены комиссии / / Н.А. Зуева

 

Киров, 2001

 

 

Задание на курсовую работу

1 Состав оборудования

а) турбоагрегаты 3´ПТ-50-90/13

К-100-90

б) парогенераторы 5´БКЗ-220

 

2 Топливо, сжигаемое на станции

 

Райчихинский, Б

 

3 Дальность транспортировки топлива, км

 

 

4 Радиус теплоснабжения потребителей горячей водой, км

 

4,5

 

5 Сроки отопительного периода

 

15 / X ¸ 15 / V

 

6 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
		65/30
2 – 7		60/30
8 – 16		95/90
17 – 22		90/95
23 – 24		75/75

 

 

Содержание

 

Введение _________________________________________________

1 Производственная программа станции______________________

1.1 Построение суточных графиков тепловой и электрической нагрузок__________________________________________________

1.2 Экономическое распределение нагрузок между агрегатами_____

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

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

2 Энергетический баланс ТЭЦ_______________________________

2.1 Показатели турбинного цеха_______________________________

2.2 Баланс тепла ____________________________________________

2.3 Показатели котельного цеха _______________________________

2.4 Показатели теплофикационного отделения___________________

2.5 Общестанционные показатели _____________________________

3 Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала ______________

3.1 Нормативная численность персонала________________________

3.2 Схема организационно-производственной структуры ТЭЦ _____

3.3 Фонд оплаты труда персонала _____________________________

4 Планирование себестоимости производства электро- и теплоэнергии ___________________________________________

Заключение _______________________________________________

Библиографический список__________________________________

 

Введение

 

Целью выполнения курсовой работы является закрепление полученных теоретических знаний и приобретение практических навыков в самостоятельном решении некоторых вопросов организации и планирования энергетического производства в части генерирования энергии.

Настоящая курсовая работа посвящена вопросам организации и планирования эксплуатации тепловой электрической станции, работающей в энергетической системе.

 

Производственная программа станции

 

1.1 Построение суточных графиков тепловой и электрической нагрузок

 

Суточные графики тепловой и электрической нагрузок строятся на основе данных о величинах максимумов нагрузок и диспетчерских графиков их распределения по интервалам времени в течение суток, заданных в процентах от максимума соответствующей нагрузки.

 

1.2 Экономическое распределение нагрузок между агрегатами /1/

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Турбины №№ 1¸3.

ПТ-50-90/13

Q_турб=25,1+3,69N_т+9,09N_к+Q_т

р₀=8,8 МПа, Т₀=808 К

Q_т=Q^от_т+Q^пр_т, N_т=N^от_т+N^пр_т

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

 

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

Турбина № 4.

К-100-90

Q_турб=88+8,05N_эк+8,67N_неэк,

р₀=8,8 МПа, Т₀=808 К

 

Таблица 1 – Результаты расчётов распределения графиков нагрузок

	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	254,3 254,3 254,3	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
Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3	435,5/182,25 145,16/60,75 145,16/60,75 145,16/60,75	402/202,5 134/67,5 134/67,5 134/67,5	636,5/364,5 212,16/121,5 212,16/121,5 212,16/121,5	603/384,75 201/128,25 201/128,25 201/128,25	502,5/303,75 167,5/101,25 167,5/101,25 167,5/101,25	13200/7590 4400/2530 4400/2530 4400/2530
Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на промышленные нужды, МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 на нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3	9,83 9,83 9,83     12,03/0,38 12,03/0,38 12,03/0,38	9,83 9,83 9,83     10,49/1,32 10,49/1,32 10,49/1,32	16,73 16,73 16,73     21,34/8,77 21,34/8,77 21,34/8,77	16,73 16,73 16,73     19,74/9,7 19,74/9,7 19,74/9,7	8,45 8,45 8,45     15,12/5,97 15,12/5,97 15,12/5,97	336,66 336,66 336,66     415,71/157,37 415,71/157,37 415,71/157,37
Электрическая нагрузка, МВт Покрытие а) теплофикационной мощностью - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 б) конденсационной мощностью - турбина 4 ЭК - турбина 4 НЕЭК   - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3	21,86/10,21 21,86/10,21 21,86/10,21       19,81/31,46 19,81/31,46 19,81/31,46	20,32/11,15 20,32/11,15 20,32/11,15       13,01/22,18 13,01/22,18 13,01/22,18	237,5     38,07/25,5 38,07/25,5 38,07/25,5       7,76/20,33 7,76/20,33 7,76/20,33	36,47/26,43 36,47/26,43 36,47/26,43       13,53/23,57 13,53/23,57 13,53/23,57	23,57/14,42 23,57/14,42 23,57/14,42       18,1/27,25 18,1/27,25 18,1/27,25	5512,5     752,39/494,05 752,39/494,05 752,39/494,05       285,11/543,45 285,11/543,45 285,11/543,45

 

1.3 Построение годового графика планово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования ТЭЦ /1/

 

Вид и количество проводимых ремонтов, а также продолжительность ремонтного простоя указаны в таблице 2.

Все агрегаты один раз в году простаивают в капитальном или среднем ремонте, в текущем ремонте котельные агрегаты простаивают 2¸3 раза.

Таблица 2 /2/

Оборудование	Простои, календарные сутки
Капитальный ремонт	Средний ремонт	Текущий ремонт
Кап.	Тек.	Ср.	Тек.
ПТ-50-90/13
К-100-90
БКЗ-220

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

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

Т10

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

 

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

 

В данном разделе определяется выработка электроэнергии и отпуск тепла за отопительный и неотопительный периоды и за год по отдельным агрегатам и по станции в целом. При этом исходят из величин суточной выработки электроэнергии и суточного отпуска тепла, полученных в результате экономичного распределения графиков нагрузок между турбоагрегатами, установленными на станции, и продолжительности отопительного и неотопительного периодов. Эти расчёты будут производиться без учётов и с учётом ремонтов оборудования. Для определения выработки электроэнергии и отпуска тепла с учётом ППР исходят из их суточных величин, полученных в результате перераспределения графиков нагрузок между турбоагрегатами при выводе их в ремонты, согласно разработанному ранее графику. Поскольку турбоагрегаты выводятся в ремонт поочерёдно, то снижение выработки энергии в тот или иной период находящегося в ремонте агрегата может быть частично компенсировано путём догрузки до номинальных мощностей, оставшихся в работе турбин. Если это невозможно, то для покрытия графика нагрузки во время ремонтов может быть использован резерв мощности энергосистемы. Для компенсации недоотпуска тепла, при максимальной загрузке соответствующих отборов оставшихся в работе турбин, могут быть использованы ПВК.

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

Расчёт выработки электроэнергии, млн кВтч:

- теплофикационными турбинами в отопительный период:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Таблица 4 – Распределение графика нагрузок при ремонте конденсационной турбины

	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	254,3 254,3 254,3	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
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	21,86/10,21 21,86/10,21 21,86/10,21     28,14/39,79 28,14/39,79 28,14/39,79	20,32/11,15 20,32/11,15 20,32/11,15     29,68/38,85 29,68/38,85 29,68/38,85	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	36,47/26,43 36,47/26,43 36,47/26,43     13,53/23,57 13,53/23,57 13,53/23,57	23,57/14,42 23,57/14,42 23,57/14,42     26,43/35,58 26,43/35,58 26,43/35,58	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			1035,5 289,5	1035,5 289,5	708,5 354,25 354,25 -
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 -/-	402/202,5 201/101,25 201/101,25 -/-	636,5/364,5 240/182,25 240/182,25 156,5/-	603/384,75 240/192,375 240/192,375 123/-	502,5/303,75 240/151,875 240/151,875 22,5/-	13200/7590 5505/3795 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 18,848   22,05/4,58 22,05/4,58	18,848 18,848   19,74/5,97 19,74/5,97	18,848 18,848   25,12/17,15 25,12/17,15	18,848 18,848   25,12/18,55 25,12/18,55	17,423 17,423   25,12/12,96 25,12/12,96	449,5 449,5   567,53/331,97 567,53/331,97
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	40,9/23,73 40,9/23,73     9,1/26,57 9,1/26,57	38,59/24,82 38,59/24,82     11,41/25,18 11,41/25,18   -	237,5     43,97/36 43,97/36     6,03/14 6,03/14   37,5	43,97/37,4 43,97/37,4     6,03/12,6 6,03/12,6	42,54/30,83 42,54/30,83     7,46/19,17 7,46/19,17	5512,5     1017,03/781,47 1017,03/781,47     182,93/417,59 182,93/417,59

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
ЭТ	ЭК	ЭS	ЭТ	ЭК	ЭS	ЭТ	ЭК	ЭS
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	-
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
ЭТ	ЭК	ЭS	ЭТ	ЭК	ЭS	ЭТ	ЭК	ЭS
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	-
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
Qотт	Qпрт	Qт	Qотт	Qпрт	Qт	Qотт	Qпрт	Qт
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
Qотт	Qпрт	Qт	Qотт	Qпрт	Qт	Qотт	Qпрт	Qт
турбина 1	875,64	1474,04	2349,68	388,36	1044,4	1432,76		2518,44	3782,44
турбина 2	875,64	1474,04	2349,68	388,36	1044,4	1432,76		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

 

2 Энергетический баланс ТЭЦ /1/

 

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

 

2.1 Показатели турбинного цеха

 

Для конденсационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж

Q_э=Q_хх*n+q_эк*Э_эк+q_неэк*Э_неэк,

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

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

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

Э – годовая выработка электроэнергии, МВтч;

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

Для теплофикационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии, ГДж

Q_э=Q_хх*n+q_т*Э_т +q_к*Э_к,

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

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

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

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

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

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

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

Общая выработка электроэнергии по электростанции за год, МВтч

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

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

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

КПД турбинного цеха брутто, %

Расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха:

а) на циркуляционные насосы, МВтч

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

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

где h_ЭМ= 0,97 – электромеханический КПД турбогенератора;

m=60 – кратность охлаждения,

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

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

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

h_Н, h_ЭД – КПД насоса и электродвигателя,

h_Н*h_ЭД =0,6;

б) на конденсатные насосы, кВтч

Э_кн=(а*n+b*Э_к)*10^-3,

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

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

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

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

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

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

Э_кн=S Э_{кн i}=2000,685;

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

Э_пр=25,

Э_пр=25*12=300 МВтч.

Потери в трансформаторах собственных нужд, МВтч

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

КПД нетто турбинного цеха, %

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

Q^сн_т=0,005*13472725=67364;

 

2.2 Баланс тепла

 

Баланс тепла составляется для определения его выработки котельным цехом. Он должен суммировать все расходы и потери тепла на электростанции.

Потери и расход тепла на собственные нужды определяются на основании плановых норм.

Потери при отпуске тепла со станции внешним потребителям, ГДж/ч

Q_пот=0,05*Q_т,

Q_пот=0,05*12039,37*10³=601969.

Норматив потерь тепла при распределении, характеризующих совершенство тепловой схемы

q_распр=1.

Потери при распределении, ГДж/ч

Q_распр=Q^н_к-(Q_э+Q_т+Q^сн_т+Q_пот),

где

 

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

=264459.

Расход тепла на собственные нужды котельного цеха включает в себя: расход тепла на обдувку и расшлаковку, на нефтехозяйство, на отопление топливоподачи и служебных помещений котельного цеха и т.п.

Норматив расхода тепла на собственные нужды котельного цеха

q^сн_к=3.

Расход тепла на собственные нужды котельного цеха, ГДж/ч

Q^сн_к=Q^бр_к-Q^н_к,

где

 

Q^сн_к=27263801-26775887=487914.

Баланс тепла представлен в таблице 10.

 

 

Таблица 10

Статьи баланса	Условное обозначение	Расход, ГДж	Приход, ГДж
Расход тепла на выработку электроэнергии	Qэ
Отпуск тепла со станции на нужды отопления и горячего водоснабжения	Qт Qотт Qпрт
Расход тепла на собственные нужды турбинного цеха	Qснт
Потери при отпуске тепла	Qпот
Потери тепла при Распределении	Qраспр
Итого отпуск тепла котельной	Qнк
Расход тепла на собственные нужды котельной	Qснк
Всего выработка тепла котельной	Qбрк

 

2.3 Показатели котельного цеха

 

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

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

Расход натурального топлива, т.н.т.

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

Выработка пара котельным цехом, т

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

 

Расход питательной воды котельным цехом, т

G_пв=Д^бр_к,

G_пв=10,58.

Годовой выход золы, т

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

А_р=15 – зольность рабочей массы топлива, %;

Расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включает в себя:

а) расход электроэнергии на питательные насосы, МВтч

Э_пн=а_пн*G_пв*10^-3,

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

Э_пн=9*10,58*10^-3=0,095;

б) расход электроэнергии на тягу и дутьё, МВтч

Э_тд=а_тд*Д^бр_к*10^-3,

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

Э_тд=5*10,58*10^-3=0,053;

в) расход электроэнергии на топливоподачу, МВтч

Э_тп=а_тп*В_н*10^-3,

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

Э_тп=0,8*2398909*10^-3=1919;

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

Э_др=а_др*В_н*10^-3,

Э_пт=а_пт*В_н*10^-3,

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

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

Э_др=2*2398909*10^-3=4798,

Э_пт=10*2398909*10^-3=23989;

 

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

Э_гзу=а_гзу*З*10^-3,

где а_гзу=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 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

Э^сн_кц=(a/h^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/h^н_тц – расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды котельной, ГДж

Q^сн_кэ=3,6*35605/0,2742=467462;

 

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,

где Di=355 – разность удельного количества теплоты пр<