Задание на курсовую работу 1 Состав оборудования а ) турбоагрегаты 3 ПТ -50-90/13 К -100-90 б ) парогенераторы 5 БКЗ -220 2 Топливо , сжигаемое на станции Райчихинский , Б 3 Дальность транспортировки топлива , км 650 4 Радиус теплоснабжения потребителей горячей водой , км 4,5 5 Сроки отопительного периода 15 / X 1 5 / V 6 Графики нагрузок P max = 250 МВт Q от max = 670 / 405 ГДж /ч Q пр max = 1090 ГДж /ч Интервал времен и , ч Нагрузки в процентах от максимума Электрические Тепловые отопительные зима /лето Тепловые промы ш ленные 1 90 65/30 70 2 – 7 80 60/30 70 8 – 16 95 95/90 95 17 – 22 100 90/95 95 23 – 24 90 75/75 65 Содержание Введение _________________________________________________ 1 Производственная программа станции ______________________ 1.1 Построение суточных графиков тепловой и электрической нагр у зок __________________________________________________ 1.2 Экономическое распределен ие 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 те о ретических знаний и приобретение практических навыков в самос тоятельном решении некоторых вопросов организации и планирования энергетического производства в части генерирования энергии. Настоящая курсовая работа посвящена вопросам организации и планиров а ния эксплуатации тепловой электрической станции , работающей в э нергет и ческой системе. 1 Производственная программа станции 1.1 Построение суточных графиков тепловой и электрической нагрузок Суточные графики тепловой и электрической нагрузок строятся на основе данных о в еличинах максимумов нагрузок и диспетчерских графиков их ра с пределения 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 . П о к рытие графика тепловой нагрузки осуществляется за счёт регулируемых отборов турбин на соответствующие параметры пара в пределах их ра с чётной (максимальной ) величины. На станции установлены одинаковые по типоразмерам турбоагрегаты , загрузка их отборов будет производиться параллельно. Если мощности отборов окажется недостаточно , оставшаяся часть гр а фика нагрузки на нужды отопления и горячего водоснабжения покрывае т ся за счёт пиковых водогрейных котлов (ПВК ). 2. После распределения тепловых нагрузок определяет ся выну ж денная 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 конденсац и онной мощностью теплофикационных турбин . При этом следует руково д ствоваться правилами экономичного распределения : использовать конде н сационные мощности в порядке последовательного увеличения частичных удельных расходов тепла на выработку электроэнергии. После распределения графиков нагрузок рассчитывается выработка эле к троэнергии 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 выр а ботки 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+3,69 N т +9,09 N 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 =0,138 Q от т -8 МВт р пр отб =(0,79 1,28) МПа , Q пр т =373 ГДж /ч , N пр т =0,076 Q от т -9,5 МВт Турбина № 4. К -100-90 Q турб =88+8,05 N эк +8,67 N неэк , р 0 =8,8 МПа , Т 0 =808 К Таблица 1 – Результаты расчёт ов распределения графиков нагрузок Зимние / летние сутки За сутки 1 2-7 8-16 17-22 23-24 зима / лето Теплофикационная нагрузка в паре , ГДж /ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3 763 254,3 254,3 254,3 763 254,3 254,3 254,3 1035,5 345,16 345,16 345,16 1035,5 345,16 345,16 345,16 708,5 236,16 236,16 236,16 22290 7430 7430 7430 Теплофикационная нагрузка на нужды отопления , ГДж /ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - отбор турбины 3 435,5/182,25 145,16/60,75 145,16/60,75 145,16/60,75 402/202,5 134/67,5 134/67,5 134/67,5 636,5/364,5 212,16/121,5 212,16/121,5 212,16/121,5 603/384,75 201/128,25 201/128,25 201/128,25 502,5/303,75 167,5/101,25 167,5/101,25 167,5/101,25 13200/7590 4400/2530 4400/2530 4400/2530 Выну жденная тепл о фикационная мо щ ность , вырабатыва е мая на базе отбора пара на промышленные нужды , МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 на нужды отопления и горячего вод о снабжения , МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 9,83 9,83 9,83 12,03/0,38 12,03/0,38 12,03/0,38 9,83 9,83 9,83 10,49/1,32 10,49/1,32 10,49/1,32 16,73 16,73 16,73 21,34/8,77 21,34/8,77 21,34/8,77 16,73 16,73 16,73 19,74/9,7 19,74/9,7 19,74/9,7 8,45 8,45 8,45 15,12/5,97 15,12/5,97 15,12/5,97 336,66 336,66 336,66 415,71/157,37 415,71/157,37 415,71/157,37 Электрическая нагрузка , МВт Покрытие а ) теплофикационной мощностью - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 б ) конденсационной мощностью - турбина 4 ЭК - турбина 4 НЕЭК - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 225 21,86/10,21 21,86/10,21 21,86/10,21 75 25 19,81/31,46 19,81/31,46 19,81/31,46 200 20,32/11,15 20,32/11,15 20,32/11,15 75 25 13,01/22,18 13,01/22,18 13,01/22,18 237,5 38,07/25,5 38,07/25,5 38,07/25,5 75 25 7,76/20,33 7,76/20,33 7,76/20,33 250 36,47/26,43 36,47/26,43 36,47/26,43 75 25 13,53/23,57 13,53/23,57 13,53/23,57 225 23,57/14,42 23,57/14,42 23,57/14,42 75 25 18,1/27,25 18,1/27,25 18,1/27,25 5512,5 752,39/494,05 752,39/494,05 752,39/494,05 1800 600 285,11/543,45 285,11/543,45 285,11/543,45 1.3 Построение годового графика планово-предупредительных ремонтов (ППР ) оборудования ТЭЦ /1/ Вид и количество проводимых ремонтов , а также продолжительность р е монтного простоя указаны в таблице 2. Все агрегаты один раз в году простаива ют в капитальном или среднем р е монте , в текущем ремонте котельные агрегаты простаивают 2 3 раза. Таблица 2 /2/ Оборудование Простои , календарные сутки Капитальный р е монт Средний р е монт 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 р е монта основного оборудования ТЭЦ. При планировании ремонтов в календарном разрезе исходят из следующего : - теплофикационные турбоагрегаты капитально ремонтируют в период спада тепловой нагрузки ; - предусматривают однов ременный 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 – Г одовой график ППР Тип агрегата Месяцы года 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 турбогенераторы турбина № 1 Т 3 К 31 Т 3 турбина № 2 Т 3 К 31 Т 3 турбина № 3 Т 3 С 12 Т 3 турбина № 4 Т 7 Т 7 К 46 котлоагрегаты котёл № 1 Т 7 К 33 Т 6 котёл № 2 Т 7 К 33 Т 6 котёл № 3 Т 7 С 13 Т 6 котёл № 4 Т 6 Т 7 С 13 котёл № 5 Т 10 Т 10 *) 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 агрегата м и по станции в целом . При этом исходят из величин суточной выработки электроэнергии и суточного отпуска тепла , полученных в результате экон о мичного распределения графиков нагрузок между турбоагрегатами , устано в ленными на станции , и продолжительности отоп ительного и неотопительн о го периодов . Эти расчёты будут производиться без учётов и с учётом ремо н тов оборудования . Для определения выработки электроэнергии и отпуска тепла с учётом ППР исходят из их суточных величин , полученных в резул ь тате перераспределен ия графиков нагрузок между турбоагрегатами при в ы воде их в ремонты , согласно разработанному ранее графику . Поскольку ту р боагрегаты выводятся в ремонт поочерёдно , то снижение выработки энергии в тот или иной период находящегося в ремонте агрегата может быть части ч но 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 , п ри максимальной загрузке соотве т ствующих 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 отоп и тельный 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 но р мальном 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 с утки 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 тепл о фикационная мо щ ность , вырабатываемая на базе отбор а пара на промышленные нужды , МВт - турбина 1 - турбина 2 - турбина 3 на нужды отопления и горячего водоснабж е ния , 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 нагр у з ка , 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 1 2-7 8-16 17-22 23-24 зима / лето Тепл офикационная нагрузка на промы ш ленные нужды , ГДж /ч Покрытие - отбор турбины 1 - отбор турбины 2 - РОУ 763 373 373 17 763 373 373 17 1035,5 373 373 289,5 1035,5 373 373 289,5 708,5 354,25 354,25 - 22290 8910 8910 4470 Теплофикационная нагрузка на нужды от опления , 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 тепл о фикационная мо щ ность , вырабатыва е мая на базе отбора пара на промышленные ну ж ды , МВт - турбина 1 - турбина 2 нужды отопления и горячего водосна б жения , 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 Электрическ ая 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 40,9/23,73 75 25 9,1/26,57 9,1/26,57 25 200 38,59/24,82 38,59/24,82 75 25 11,41/25,18 11,41/25,18 - 237,5 43,97/36 43,97/36 75 25 6,03/14 6,03/14 37,5 250 43,97/37,4 43,97/37,4 75 25 6,03/12,6 6,03/12,6 50 225 42,54/30,83 42,54/30,83 75 25 7,46/19,17 7,46/19,17 25 5512,5 1017,03/781,47 1017,03/781,47 1800 600 182,93/417,59 182,93/417,59 7125 Таблица 5 – Распределение графика нагрузок при ремонте теплофикацио н ной турбины - теплофикационными турбинами в неотопительный период : в данный период турбина № 1 работает 132 суто к , из которых 43 – в но р мальном 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 , и з 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 4 3 – 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 : турб ина № 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 1 17 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 – конденсац и онная турбина ) – в отопительный период , 120 (74 суток – в ремонте тепл о фикационные , 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 от пуска 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 р е монте : 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 ремон те : 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 р е монте : Q пр =89*7,43+43*8,91=1044,4, Q от =89*2,53+43*3,795=38 8,36 ; 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 – когд а 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 неотоп и тельный – 0 : Q т отопит =18*2,19=39,42, Q т неотопит =0. - РОУ на ТЭЦ в отопительный период работают 18 суток , в неотоп и тельный – 74 : Q т отопит =18*4,47=80,46, Q т неотопит =74*4,47=330,78. Результаты расчёта выработки электроэнергии и отпуска тепла предста в лены в таблицах 6… 9. Таблица 6 – Результаты расчёта выработки электроэнергии без учёта ППР Источник и 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 И ТОГО 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 2 Энергетический баланс ТЭЦ /1/ Энергобаланс электростанции разрабатывается с целью определения о с новных тех нико-экономических показателей эксплуатации как станции в ц е лом , 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=6 650220, Для теплофикационных турбин расход тепла на выработку электроэне р гии , 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 у дельные расходы тепла на выработку электроэнергии соответственно : по теплофикационному и по конде н сационному циклам , ГДж /МВтч, Э т , Э к – годовая выработка электроэнергии соответственно по : теплоф и кационному 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 конде н саторах турбин , т, где - количество тепла в паре , проходящем в конде н сатор , 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 и з него конденс а та , ГДж /т, Н =6 – напор , развиваемый циркуляционными насосами (система вод о снабжения – прямоточная ; насосы установлены в машинном зале ), м.вод.с т., 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 турб о агрегатом , кВтч /МВтч ; для турбины № 1 : Э кн 1 =(30*7872+1*130730)*10 -3 =366,89, для турбины № 2 : Э кн 2 =(30*7872+1*130730)*10 -3 =366,89, для турбины № 3 : Э кн 3 =(30*8328+1*138665)*10 -3 =388,505, для турбины № 4 : Э кн 4 =(70*7320+0,5*732000)*10 -3 =878,4, Э кн = Э кн i =2000,685 ; Расход элек троэнергии 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 ; 2.2 Баланс тепла Баланс тепла составляется для определения его выработки котельным ц е хом . Он должен суммировать все расходы и потери тепла на электростанции. Потери и расход тепла на собственные нужд ы 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*10 3 =601969. Норматив потерь тепла при распределении , характеризующих соверше н ство тепловой схемы q распр =1. Потери пр и 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. Рас ход тепла на собственные нужды котельного цеха включает в себя : ра с ход тепла на обдувку и расшлаковку , на нефтехозяйство , на отопление то п ливоподачи и служебных помещений котельного цеха и т.п. Норматив расхода тепла на собственные нужды котельного цеха q с н 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 об о значение Расход , ГДж Приход , ГДж Расход тепла на в ы работку электроэне р гии 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 со б ственные нужды к о тельной Q сн к 487914 Всего выработка те п ла котельной Q бр к 27263801 2.3 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 соответственн о : 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 п ит а тельной 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 то пливоподачу , МВтч Э тп =а тп *В н *10 -3 , где а тп =0,8 – удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны нат у рального топлива в бункера котельной , кВтч /т ; Э тп =0,8*2398909*10 -3 =1919 ; г ) расход электроэнергии на топливоприготовление (дробление , помол топлива и тран спорт 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 (шах т ные 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 к о тельной на золоотвал (система гидрозо лоудаления 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 р а нее показателей расхода эле ктроэнергии потребителей собственных нужд котельного цеха . Суммарный расход электроэнергии на собстве н ные 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 электр о энергии на собственные нужды котельной , ГДж Q сн кэ =3,6*35605/0,2742=467462 ; 2.4 Показатели теплофи кационного отделения КПД нетто тепловой теплофикационного отделения , % Для определения КПД нетто теплофикационного отделения необходимо определить расход эл ектроэнергии 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 обра т ной 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 в о дяной 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 конде н сата , кВтч /т ; Э п кн =2*5355592*10 -3 =10711. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды теплофикац и онного отделения с учётом КПД т рансформаторов собственных нужд , МВтч Э сн то =( / сн тр )*(Э сн +Э п кн ), где =1,05 – коэффициент , учитывающий расход электроэнергии на пр о чие собственные нужды теплофикационн ого 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 отдел е ния , 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 отпущенну ю 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 от пуск 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 электроста н ции , 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 э лектроэнергии на собственные нужды по прои з водству 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 *10 3 / Q т , т =29050*10 3 /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 теплоэ нергии , % т тэц =0,0342* Q т *100/В тэ , т тэц =0,0342*12039370*100/514260=80,07. 3 Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала 3.1 Нормативная численность персонала /1/ Для ТЭЦ , работающей на буром угле , с суммарным числом котлов и ту р бин 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 ста н ции , 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 (О МТС ) – 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-транспо ртный 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, э ксплуатац . 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 ; - лабо ратория 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 соста ве КТЦ ; - участок теплоснабжения и подземных коммуникаций в составе КТЦ. 3.2 Схема организационно-производственной структуры ТЭЦ /2/ 3.3 Фонд оплаты труда персонала /1/ Расчёт сред ств на оплату труда в курсовой работе производится укрупнё н но 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 п о казателя Среднемесячная заработная плата одного рабочего перв о го разряда , руб 840 Тарифный коэффициент , соответствующий средней ст у пени 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 вредны е 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 че ловека 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 о д ного 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 результа ты , 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 установле н ным н ормам на социальное страхование , в пенсионный фонд , в фонд занят о сти 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 амортизацион ных 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 сто и мости основных производстве нных фондов (условно принимается равной в е личине капитальных вложений ) и нормативов отчислений , утверждаемых самими предприятиями . В курсовой работе величина отчислений в ремон т ный фонд определяется на основе составления укрупнённой сметы затрат на ремонт. При этом заработная плата (265*52,126=13813,39 тыс руб ) с отчи с лениями на социальные нужды (0,385*13813,39=5318,16 тыс руб ) ремонтного персонала принимается в размере 35 % от общих затрат на ремонт , а 65 % с о ставят затраты на материалы , запасные части для ремонта , амортизацию об о рудования 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 с о ставе производственных фондо в , вознаграждения за изобретения и рацион а лизаторские предложения , плата по процентам за краткосрочные кредиты , возмещение расходов сбербанкам и другим организациям за приём от нас е ления платежей за энергию и коммунальные услуги , командировочные ра с ходы по установленным нормам , подъёмные , плата сторонним предприятиям за пожарную и сторожевую охрану , оплата услуг связи и вычисленных пр о центов , плата за аренду в случае аренды отдельных объектов основных пр о изводственных фондов и др . Величина прочих расходов п риближённо ра с считывается 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 необхо димо распределять между видами производимой энергии . Расчёт себестоимости производства энергии на ТЭЦ будет произв о диться балансовым (физическим ) методом . Согласно этому методу предпол а гается , что тепловая энергия , которая отпускается из отборов турбин , по ст у пает непосредственно из котлов , а расходы топлива на отпуск тепла из отб о ров принимаются такими , какими они были бы при непосредственном отпу с ке теплоты из котельной ТЭЦ . Так как на ТЭЦ определяющими являются з а траты на топливо , то сущность метода кальк улирования себестоимости эне р гии на ТЭЦ определяется способом распределения общего расхода топлива между производством электроэнергии и тепла . Физический метод соотве т ствует условиям энергобаланса ТЭЦ , но имеет недостаток : при его примен е нии не учитывается энергетическая ценность (параметры ) теплоты , испол ь зуемой 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 к о личество тепла , отне сённое к отпуску теплоты , оказывается несколько зан и женным . Чтобы уточнить решение , следует расход электроэнергии на со б ственные нужды разделить между отпуском электрической и тепловой эне р гии . В результате расход топлива на теплоснабжение внешних потребит елей 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*10 3 =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 : 1. Определить абсолютные значения статей затрат. 2. Распределить затраты по стадиям производства – цехам . При этом в укрупнённых расчётах различают три группы цехов : I – котлотурбинный ; II – электрический ; III – общестанционн ые 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 3. Распределить затраты по вышеуказанным группам цехов между эле к трической и тепловой энергией . По физическому методу : а ) затраты по I группе цехов распредел яются между электро - и те п лоэнергией пропорционально расходам топлива на получение кажд о го 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 производ ство электроэнергии , тыс руб 4. Общестанционные расходы распределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально суммам затрат на эти виды эне р гии 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 зак лючении 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-экономическ ие показатели работы ТЭЦ Наименование показателя Условное обознач е ние Единицы измерения Величина показателя 1 2 3 4 Установленная мощность ТЭЦ N у МВт 250 Число часов использования устано в ленной мощности h y =Э / N у Ч 7326,5 Коэффициент расхода электроэнерг ии на собственные нужды станции К сн % 1,2 Количество электроэнергии , отп у щенной с шин ТЭЦ за год Э отп млн кВтч 1780,041 Годовое число часов использования максимума отопительной / технолог и ческой нагрузки Т от max / Т пр max Т max = Q/Q т (р ) Ч 5421/ 7270,6 Годов ой отпуск тепла с коллекторов на нужды отопления и горячего вод о снабжения , 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 ко л лекторов 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 , вс е го , в т.ч. : по эксплуатационному персоналу по ремонтному персоналу n ппп n э n р чел /МВт чел /МВт че л /МВт 1,88 0,82 1,06 Годовые издержки производства И тэц млн.руб /год 1172,263 Себестоимость отпущенной электр о энергии s э руб /кВтч 0,36 Себестоимость отпущенного тепла s тэ руб /ГДж 44 Заключение В ходе выполнения кур совой работы были выполнены расчёты экономич е ского 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 пр о изводства электро - и теплоэнергии. Расчёт проводился на основе данных максимально приближённых к реал ь но существующим значений , поэтому результаты сопоставимы с показател я ми аналогичных действующи х ТЭЦ. В результате выполнения курсовой работы были получены следующие р е зультаты : КПД электрический и тепловой станции соответственно составл я ют 41,55 и 80,07 %, себестоимость отпущенной электроэнергии – 0,36 руб /кВтч , теплоэнергии – 44 руб /ГДж. Библиографический список 1. Н.А . Зуева . Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине “ Экономика и организация энергопроизводства ” для студентов электротехнического факультета . – Киров : ПРиП ВятГТУ ,1997. [ 6 ] 2. Справ очные материалы и приложения к методическим указаниям к курсовой работе по дисциплине “ Экономика и организация энерг о производства ” / Составитель Н.А . Зуева – Киров , ВятГТУ , 1996. [ 4 ]