Производства и города (для зимы)

Потребители	МВт	Соотношение нагрузок по сменам.	3 смена	1 смена	2 смена
0-2	2-4	4-6	6-8	8-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-24
Промышленность 1. 2. 3.
åРчаспром
Город 1. 2.
åРчасгор

По результатам расчета строится график электрической нагрузки. Необходимо построить три графика: для промышленности, коммунально-бытовых нужд и транспорта, совмещенный график электрической нагрузки района.

1.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ СТАНЦИИ, ВЫБОР ТИПА И ЕДИНИЧНОЙ

МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ

Зимний максимум электрической нагрузки определяется по данным расчетной табл.9 .

Летний максимум электрической нагрузки при выполнении курсовой работы можно принять 75% от зимнего максимума: P_max^лето=0,75Р_max^зима кВт.

При определении мощности станции следует учитывать, что зимой станция отдает в районную энергосистему определенный процент мощности от максимума нагрузки района. Отдача или получение электроэнергии из районной энергосистемы (или в районную энергосистему) происходит равномерно в течение суток (табл.13).

При определении мощности станции следует учитывать величину потерь энергии в высоковольтных сетях и подстанциях, распределительных сетях (8-11%), расход энергии на собственные нужды станции (5-7%).

Таким образом, максимальная электрическая нагрузка станции с учетом потерь в сетях, собственных нужд и связи с районной энергосистемой определяется по формуле:

, тыс. кВт.

, тыс. кВт.

где DР_сист^зима % и DР_сист^лето % - соответственно величина отдачи в энергосистему или получения мощности из энергосистемы в % от зимнего и летнего максимума нагрузки района (табл13). Исходя из максимальной зимней электрической нагрузки станции, а также на основании заданной в курсовой работе (табл. ПЗ) тепловой нагрузки, производится выбор единичной мощности, количества и типа турбоагрегатов станции. Характеристика котлов и турбин приведена в таблице П-2.

При выборе количества, мощности и типов турбоагрегатов следует руководствоваться следующими положениями:

В задании указан часовой максимум отопительной нагрузки, который должен быть покрыт из отборов. Поэтому выбор пиковых котлов в работе не производится.

Турбины следует подбирать по возможности однотипные. Недостающую электрическую мощность следует обеспечивать за счет установки из ТЭЦ дополнительных конденсационных агрегатов. В первую очередь следует предусмотреть установку турбин типа ПТ-60. Если мощности их отопительных отборов недостаточно, то предусматривается установка турбин Т-100 или Т-50.

Максимумы технологической и отопительной нагрузок должны покрываться из отборов не менее чем на 90%. Однако, если технологические отборы недогружены, а отопительные перегружены, то, возможно, предусмотреть дополнительный отпуск тепла из технологических отборов на отопление.

Турбины следует подбирать одинаковых начальных параметров пара.

Считается, что избыточная мощность отдается в систему, а небольшой недостаток (не более 5% от N_y) может быть покрыт из нее. Для турбин К-100 принимается 1 котел на турбину, а для турбин ПТ-60 и Т-50 - два котла.

При выборе состава оборудования необходимо учитывать, что для обеспечения производственной тепловой нагрузки, покрываемой паром, необходимо предусмотреть резерв для проведения ремонтов турбин.

Поэтому количество турбин ПТ-60 должно быть равно (n_раб+1). При этом резервная турбина может быть загружена по отопительной нагрузке, и выдавать электрическую мощность и в периоды, когда нет ремонтов турбин типа ПТ.

1.3. РАСЧЕТ ГОДОВОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ОТПУСКА ТЕПЛА

Суточная выработка электрической энергии определяется исходя из заданного диспетчерского графика нагрузки станции (табл.11).

Тогда суточная выработка электроэнергии в зимние и летние дни соответственно составит:

кВт

кВт

Коэффициент использования установленной мощности за сутки составит:

,

Необходимая годовая выработка электроэнергии ТЭЦ по временам года определяется по формуле:

Э_год = 24 d_зима N_у М_зима + 24 d_лето N_у М_лето кВтч/год

где М_лето - количество дней в апреле - сентябре,

М_зима - количество дней в октябре - марте.

Число часов использования установленной мощности ТЭЦ определяется по формуле:

, час/год

где N_y - установленная мощность станции, кВт.

Годовой расход пара на технологические нужды составит:

Д_год^тех = Д_max^тех × h_max^тех т/год (1.16)

То же на отопление:

Д_год^от = Д_max^от × h_max^от т/год

Годовой отпуск тепла:

Q_год = Д_год^тех × Di + Д_год^от × Di Гкал/год

Для отопительной и технологической нагрузки Di соответственно можно принять равным 0,55 и 0,6 Гкал/т пара.

1.4. ВЫБОР ТОПЛИВНОЙ БАЗЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Выбор топливной базы проектируемой станции в курсовой работе производится на основании экономического сравнения двух (определенных в задании) возможных вариантов топливоснабжения (табл.10).

При экономическом сравнении вариантов топливоснабжения рекомендуется исходить из следующих соображений:

энергетический процесс превращения химической энергии топлива в тепловую энергию пара, производимого и котельной электростанции (с дальнейшим превращением последней в механическую энергию турбины и в электрическую энергию генератора), складывается из следующих стадий:

а) добыча топлива,

б) транспорт топлива от места добычи до места сжигания (котлы электростанции),

в) сжигание топлива в топках котлов электростанции;

для каждой из перечисленных стадий необходимо рассчитать капитальные затраты на единицу измерителя данного процесса и себестоимость этой единицы. Такими измерителями и их единицами являются:

для добычи топлива - 1т добываемого натурального топлива,

для транспорта топлива - 1т перевозимого натурального топлива,

для сжигания топлива - 1т сжигаемого натурального топлива.

Измерителем, характеризующим весь рассматриваемый процесс в целом, является продукция котельной установки электростанции, выражаемая в Гигакалориях тепла (или тоннах пара). Просуммировав экономические показатели рассмотренных выше 3-х процессов (добыча; транспорт и сжигание топлива с учетом потерь при перевозке, перевалах, складировании и пр.). Относя этот суммарный показатель к единице конечного измерителя (1 Гкал тепла, произведенного котельной установкой), получим итоговые показатели процесса в целом (себестоимость и капитальные затраты на 1 Гигакалорию тепла в год производимого котельной установкой электростанции):

, руб./Гкал

, руб./Гкал

где К_Т и S_Т - соответственно капитальные затраты и себестоимость;

α_пот - потери топлива при перевозке, перевалах, складировании, выраженные в долях единицы; принимаются для твердого и жидкого топлива в зависимости от расстояния;

Q_р^н - теплотворная способность топлива в ккал/кг;

h^бр - к.п.д. котельной установки (брутто).

Все исходные данные для этих расчетов приведены в табл. 12

Вопрос об экономически выгодном варианте решается сопоставлением суммарных экономических показателей К₁;К₂; S₁; S₂.

При этом могут иметь место два случая:

оба экономических показателя одного из вариантов лучше (меньше) показателей другого;

при одном соотношении показателей себестоимости 1 Гкал имеет место обратное соотношение показателей удельных капиталовложений:

S₁ ^>_< S₂

Во втором случае для решения вопроса следует определить срок окупаемости дополнительных капиталовложений по варианту с минимальной себестоимостью, 1 Гкал за счет ежегодной экономии в издержках производства:

или

Если найденная величина срока окупаемости не превышает 8 лет, то вариант с минимальной себестоимостью следует считать экономически наивыгоднейшим.

Условием выбора оптимального варианта топливоснабжения являются также приведенные затраты:

З_т = S_т + Е_н К_т руб/год

Для выбора топливной базы расчет следует вести по форме приведенной в табл. 3.

Таблица 3

Выбор топливной базы ТЭЦ

№ пп	Показатели	Единица измерения	Обозначение	Виды топлива
Топливо А	Топливо Б
	Транспорт топлива	км	L
	Теплотворная способность топлива	ккал/кг	Qрн
	Потери топлива	%	aпот
	КПД котельной (брутто)	%	hбр
	1. Капиталовложения
	Капиталовложения в добычу и 1т натурального топлива в год	Руб/тнт	Кд
	Капитальные затраты на транспорт 1т перевозимого топлива в год	Руб/тнт	Кт
	Капиталовложения в добычу и транспорт 1т натурального топлива в год	Руб/тнт	Кд + Кт
	То же с учетом потерь	Руб/тнт	(1+aпот )( Кд + Кт)
	Капитальные затраты на сжигание 1т натурального топлива в год в котельной ТЭЦ	Руб/тнт	Дсж
Капитальные суммарные затраты на полезную 1Гкал	Руб/тнт	[(l +aпот )(Кд + Кт) + Ксж]103
Qрн hбр
	2. Себестоимость
	С/с добычи 1т натурального топлива в год	Руб/тнт	Sд
	С/с транспорта 1т перевозимого топлива в год	Руб/тнт	Sт
	С/с добычи и транспорта 1т натурального топлива в год	Руб/тнт	Sд + Sт
	То же с учетом потерь топлива	руб/тнт	(1++aпот)( Sд + Sт)
	С/с сжигания 1т натурального топлива в котельной электростанции в год	руб/тнт	Sсж
	Суммарные затраты на 1 пол. Гкал	Руб/Гкал
	Приведенные затраты	Руб/Гкал	S + Eн К

1.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ В СООРУЖЕНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Для определения капитальных затрат в сооружение станции предлагается воспользоваться методом стоимости - отдельных агрегатов станции. Он позволяет более точно определять первоначальные затраты по ТЭЦ по сравнению с методом капитальных удельных затрат. В соответствии с этим методом стоимость станции определяется как сумма затрат, относимых к турбинам, котлам и в целом по станции. Последние включают в себя стоимость подсобных и обслуживающих объектов, затраты на освоение, планировку и благоустройство территории, стоимость корпуса управления станцией и некоторые другие затраты.

По узлам турбоагрегата и котлоагрегата капитальные затраты определяются для первого агрегата и последующих. К первому агрегату отнесена стоимость оборудования и главного корпуса, тех водоснабжения, топливного хозяйства.

Таким образом, капиталовложения в станцию определяются по формуле:

К_ст = К_турб + åК_турб + К_котл + åК_котл + К_ст,

где К_турб, К_котл - затраты, относимые соответственно на первые турбоагрегат и котел;

åК_турб, åК_котл - затраты, относимые соответственно на все последующие турбоагрегаты и котлы;

К_ст - общестанционные затраты.

Все исходные данные для расчетов приведены в Приложении 1. Котлы следует подбирать исходя из номинальных расходов пара турбинами. Указания по выбору котлов см. на стр.15.

За первую вводимую в строй турбину следует принимать наиболее крупный принятый к установке турбоагрегат типа Т или ПТ и соответствующие котлы к нему.

Исходные данные, приводимые в табл. П-4, П-5, П-6, соответствуют условиям сжигания каменного угля. Для газа и мазута следует вводить коэффициент 0,85; для бурых углей, сланца и торфа - 1,015.

В итоге определяются удельные капиталовложения по проектируемой ТЭЦ:

К_уд = К_ст / N_y, руб/кВт

1.6 РАСЧЕТ ШТАТОВ И ФОНДА ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ

Фонд заработной платы для электростанции в курсовой работе определяется укрупненным методом. В зависимости от мощности станции и вида топлива принимается численность отдельных категорий (руководителей, специалистов, рабочих и служащих). Используя данные по среднемесячной заработной плате, определяется месячная заработная плата каждой категории работающих на станции.

Для расчета основной заработной платы по станции за год сумму месячной заработной платы всего персонала надо умножить на 12. К этому фонду заработной платы добавляются начисления на социальные нужды в размере 26 %.

Для вариантов с 1 по 5 курсовой работы необходимо учесть районный коэффициент и надбавку к заработной плате.

В итоге определяется средняя заработная плата:

Ф_зп = Ф_зп / Ч_п

где Ф_зп - суммарный годовой фонд заработной платы, руб.;

Ч_п - численность персонала, чел.

Коэффициент обслуживания установленной мощности

К_о = N_y / Ч_п МВт/чел

1.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОГО РАСХОДА ТОПЛИВА И РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДО ТЭЦ

Годовой расход условного топлива приближенно может быть определен по топливным характеристикам турбин, приводимым в табл. П-7. Отдельно, определяется суммарный расход топлива и расход топлива на производство тепловой энергии.

Общий годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ определяется по формуле:

Э_сн ⁼ Э_год * К_сн кВтч/год

где К_сн - процент годового расхода электроэнергии на собственные нужды станции (в данной формуле подставляется в долях единицы). Приближенно данный показатель можно определить по следующей формуле:

где К_сн^I - для твердого и жидкого (газообразного) топлива принимается соответственно 14,0 и 8,0;

К_сн^II – 8.0 и 5.0;

Данные коэффициенты приняты для конденсационных станций. К - поправочный коэффициент, равный 1,15 и вводимый для ТЭЦ. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, относимый на тепловую энергию, ориентировочно определяется по формуле:

Э_сн^q = Э_сн^q Q_год кВтч/год

где Э_сн^q - удельный расход электроэнергии, расходуемой на собственные нужды и относимый на тепло, отпускаемое потребителям, кВтч/Гкал.

Для приближенных расчетов принимается для твердого топлива 30 кВтч/Гкал, для нефти и газа 20 кВтч/Гкал.

Для перевода годового отпуска пара потребителям, рассчитанного в тоннах, в Гкал, следует пользоваться формулой:

Q_год = D_год Di Гкал/год

Для отопительной нагрузки Di = 0,55 Гкал/т, для промышленной 0,6. Таким образом, годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ относимый на электроэнергию, определяется по формуле:

Э_сн^{Э =} Э_сн - Э_сн^q

1.8 СОСТАВЛЕНИЕ ГОДОВОГО КАЛЕНДАРНОГО ПЛАНА И ГРАФИКА РЕМОНТОВ (КАПИТАЛЬНЫХ И ТЕКУЩИХ) ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Календарный график капитальных и текущих ремонтов оборудования ТЭС составляется на основе исходных данных, норм периодичности ремонтов и длительности ремонтного простоя агрегатов (Табл. П-8,П-9).

Для каждого агрегатана графике указывают месяцы, календарные числа начала и окончания капитальных и текущих ремонтов, соблюдая правильное чередование ремонтов и простоя оборудования в резерве. Необходимо увязать время ремонтов с периодом участия электростанции в максимальной нагрузке энергосистемы. При решении, данной задачи необходимо учитывать следующее:

- календарный график ремонта строят в масштабе времени, каждый ремонт изображают цветным прямоугольником с основанием, равным числу суток ремонтного простоя (см. табл. П10);

- период капитальных ремонтов не должен выходить за пределы летних месяцев года;

- между капитальными и текущими ремонтами разных котлов и турбоагрегатов для подготовительных работ необходим разрыв не менее трех-пяти суток (в зависимости от мощности агрегатов);

- одновременно в ремонте не должно находиться более одного турбоагрегата;

- период капитальных ремонтов котлов и турбоагрегатов совмещают во времени;

- текущие ремонты котлов и турбоагрегатов распределяют по возможности равномерно в течение года;

- в графике ремонтов соответствующим образом размещают резервные агрегаты, а также агрегаты, которые можно остановить по условиям нагрузки.

Текущий ремонт основного оборудования ТЭС производится два-три раза в год.

Капитальные ремонтыпроизводятся: котлоагрегатов - один раз в 2 года; турбоагрегатов - один раз в 2-3 года;блоков - один раз в 2 года.

Общее количество ремонтов, в среднемза год по станции можно принимать:

- для блочных установокс начальным давлением пара у турбин 130 ата и выше-один капитальный и три текущихремонта;

- для котлоагрегатов - один капитальный и два текущих ремонта;

- для паровых турбин - один капитальный и один текущий ремонт.

1.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВЫХ ИЗДЕРЖЕК ПРОИЗВОДСТВА

Для определения себестоимости энергии составляется плановая смета затрат со следующими элементами:

1) топливо;

2) заработная плата основная, дополнительная и начисления на заработную плату;

3) амортизация;

4) ремонтный фонд;

5) услуги сторонних организаций;

6) вспомогательные материалы;

7) прочие расходы.

Годовые затраты тепловойэлектростанции на топливо (тыс.руб. в год) определяются по формуле:

где В_год - годовой расход условного топлива, т/год;

Q_р^н - теплота сгорания используемого топлива, ккал/кг;

Ц_топ - договорная цена натурального топлива, руб/т;

Ц_тр - стоимость транспорта натурального топлива, руб/т;

a_пот - потери топлива при перевозке, погрузочно-разгрузочных работах и хранении, %.

Основная и дополнительная заработная плата с начислениями учитывает заработную плату всего промышленно-производственного персонала предприятия за исключением персонала вспомогательных цехов и служб. Она рассчитывается исходя из штатного расписания, на базе которого определяется фонд заработной платы.

Кроме этого, расходы по соответствующей статье годовых издержек производства можно определить как произведение штатного коэффициента n на установленную мощность электростанции и среднегодовой фонд заработной платы одного работника Ф_ср^зп руб/год:

И_зп = n Ф_ср^зп N_y (1 + a_д) (1 + a_cc) тыс.руб/год

где a_д - коэффициент, учитывающий увеличение заработной платы;

a_cc - отчисления на социальное страхование. Сумма амортизации основных фондов электростанции определяется по формуле:

тыс.руб/год

где К_а - норма амортизации, %

К_ст - капитальные затраты на станции, тыс.руб.

Средняя норма амортизации в целом по станции колеблется в пределах 6-8%. Величина К_а может быть определена ориентировочно в зависимости от уровня нагрузки электростанции по формуле:

K_a = 0.04 + 3,5 h_y l0^-6

где h_y - число часов использования установленной мощности станции.

Величина ремонтного фонда определяется на основании календарного плана (графика) ремонтов основного оборудования электростанции, который строится исходя из мощности и количества последнего, а также участия станции в максимуме нагрузки энергосистемы и наличия резервного оборудования. Определив плановый объем работ, величину необходимого рабочего времени, состав рабочих по специальностям, квалификации и количеству, можно рассчитать затраты на ремонт.

Приближенно затраты на ремонт определяются в долях от стоимости основных фондов:

И_рем = 0,1 К_ст

Прочие издержки определяются как:

И_пр = 0.1 (И_т + И_а + И_рем + И_зп), тыс.руб/год

1.10. СОКРАЩЕННАЯ КАЛЬКУЛЯЦИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ЭНЕРГИИ

Для определения себестоимости 1кВт-ч и 1Гкал на ТЭЦ используют физический метод разнесения затрат.

Затраты топливно-транспортного цеха, механической подачи топлива, топливо приготовления и котельного цеха относятся на оба вида продукции, т.е. на электрическую и тепловую энергию, и распределяются между ними пропорционально расходу условного топлива. Это обусловлено тем, что работа этих цехов связана как с выработкой электроэнергии, так и с выработкой тепла.

Затраты машинного зала и электроцеха целиком относятся на выработку электрической энергии.

Сокращенная калькуляция себестоимости энергии на ТЭЦ составляется в виде табл.4. Ниже приводится порядок заполнения таблицы сокращенной калькуляции себестоимости энергии ТЭЦ:

Топливо

Издержки по топливу записываются полностью в колонку 3, строку 1. Эта же цифра подставляется в колонку 3, строку 3, и в колонку 3, строку 5. Колонка 3, строка 2, и колонка 3, строка 4 не заполняются.