Размещено на http://www.allbest.ru/

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра Экономика и организация энергетики

КУРСОВАЯ РАБОТА

На тему: Организация производства, управление предприятия

Выполнил Терентьев АА

Проверил Лимонов А И

Минск 2010г.

Введение

Одним из важнейших разделов годового плана эксплуатации энергосистемы является план основного производства. При разработке этого плана необходимо найти оптимальное распределение производства электроэнергии между электростанциями. Если в энергосистеме имеется ТЭЦ, то требуется распределить также отпуск тепла между её агрегатами. На основе результатов распределения находиться ряд важных показателей работы энергосистемы и формируется план топливоснабжения электростанций.

План основного производства разрабатывается на месяц, квартал, год и более длительный период. В данной работе ставится задача разработки годового плана производства. Модель расчета несколько упрощена тем, что годовой режим электропотребления представлен в виде двух характерных суточных графиков нагрузки - зимнего и летнего - с распространением указанных суточных режимов на другие месяцы года.

Целью курсовой работы является расчет производственной программы энергосистемы. Для этого необходимо найти оптимальное распределение производства электрической и тепловой энергии между электростанциями. Модель расчета упрощена тем, что годовой режим электро- и теплопотребления представлен в виде двух графиков нагрузки: зимнего и летнего.

1. Исходные данные

Вариант 20:

1. КЭС - 1 -- 900 МВт (6хК - 150, на каменном угле );

2. КЭС - 2 -- 2000 МВт (4хК - 500, на мазуте);

3. КЭС - 3 -- 3200 МВт (4хК - 800, на каменном угле);

4. ТЭЦ - 1 -- 120 МВт (2хПТ - 60, на мазуте).

5. ТЭЦ - 2 -- 540 МВт (3хТ -180, на мазуте).

Продолжительность летнего периода принимается равный nл = 210 суток, а зимнего -- nз =155 суток.

2. Определение суточного графика нагрузки

Для решения поставленной задачи необходимо знать объем и режим годового электропотребления. Для упрощения расчетов весь год представляется в виде двух периодов -- летнего( 210 суток ) и зимнего (155 суток )

Максимальную нагрузку, которая приходится на t = 18 ч зимних суток, примем на уровне, равном 95% установленной мощности энергосистемы:

Руст = 900+2000+3200+120+540=6760 МВт,

Рmax = 0,95 Руст = 67600,95= 6422 МВт.

Суточные графики для характерных зимних и летних суток представлены в таблице 1.

Суточные графики нагрузки Таблица 1

Часы суток	Лето		Зима
1	0,5	3211	0,6	3853
2	0,5	3211	0,6	3853
3	0,5	3211	0,6	3853
4	0,5	3211	0,6	3853
5	0,55	3532	0,65	4174
6	0,6	3853	0,7	4495
7	0,7	4495	0,8	5138
8	0,75	4817	0,9	5780
9	0,8	5138	0,96	6165
10	0,8	5138	0,95	6101
11	0,78	5009	0,9	5780
12	0,75	4817	0,85	5459
13	0,65	4174	0,85	5459
14	0,7	4495	0,9	5780
15	0,7	4495	0,94	6037
16	0,72	4624	0,95	6101
17	0,73	4688	0,97	6229
18	0,73	4688	1	6422
19	0,7	4495	0,95	6101
20	0,65	4174	0,9	5780
21	0,6	3853	0,85	5459
22	0,6	3853	0,8	5138
23	0,55	3532	0,7	4495
24	0,55	3532	0,65	4174

3. Построение годового графика по продолжительности

Построение годового графика по продолжительности нагрузки начнём с максимальной нагрузки. Продолжительность её в часах равна количеству зимних суток, умноженному на число часов в сутках, в течении которых эта нагрузка имеет место (для максимальной нагрузки -- 1ч):

Р1=6422 t1=155•1=155 ч

Р2=6229 t2=155•1=155 ч

Р3=6165 t3=155•1=155 ч

Р4=6101 t4=155•3=465 ч

Р5=6037 t5=155•1=155 ч

Р6=5780 t6=155•4=620 ч

Р7=5459 t7=155•3=465 ч

Р8=5138 t8=155•2+210•2=730 ч

Р9=5009 t9=210•1=210 ч

Р10=4817 t10=210•2=420 ч

Р11=4688 t11=210•2=420 ч

Р12=4624 t12=210•1=210 ч

Р13=4495 t13=155•2+210•4=1150 ч

Р14=4174 t14=155•2+210•2=730 ч

Р15=3853 t15=155•4+210•3=1250 ч

Р16=3532 t16=210•3=630 ч

Р17=3211 t17=210•4=840 ч

tУгод=8760ч.

4. Построение характеристик относительных приростов электростанций и энергосистемы

На основе характеристик относительных приростов (ХОП) электростанций осуществляется экономное распределение активной электрической нагрузки между электростанциями энергосистемы.

Расчёт ХОП для КЭС - 900 (6хК - 150, на каменномугле)

(0,6 -- коэффициент для котлоагрегатов, работающих на твердом топливе)

относительный прирост котла при любой нагрузке

где Q1, Q2, r1, r2 -- смежные с Q значения тепловых нагрузок,



Зимний период

летний период

Принимаем, что один агрегат находится в плановом ремонте:

Расчёт ХОП для КЭС - 2000 (4хК - 500, на мазуте):

(0,5 -- коэффициент для котлоагрегатов, работающих на мазуте)



Зимний период

летний период

Расчёт ХОП для КЭС - 3200 (4хК - 800, на каменном угле):

(0,6 -- коэффициент для котлоагрегатов, работающих на твёрдом топливе)

Зимний период

летний период

ХОП для электростанций определяется

где q -- относительный прирост расхода тепла турбоагрегатов, где r -- относительный прирост расхода топлива котлоагрегатов.

Расчёт ХОП КЭС сводим в таблицу 2.

Расчёт ХОП КЭС Таблица 2

ХОП Нагрузка, МВт
6 х К - 150
Pmin Рэк Pmax	лето	435	1,922 1,922--2,101 2,101	0,156 0,165 0,179	0,2998 0,31713--0,3466 0,376
	зима	521
	лето	620
	зима	744
	лето	750
	зима	900
4 х К - 500
Pmin Рэк Pmax	лето	755	1,805 1,805--1,9 1,9	0,15 0,16 0,164	0,271 0,289--0,304 0,3116
	зима	1007
	лето	1350
	зима	1800
	лето	1500
	зима	2000
4 х К - 800
Pmin Рэк Pmax	лето	1455	1,8 1,8--1,88 1,88	0,148 0,1576 0,163	0,266 0,284--0,296 0,306
	зима	1940
	лето	2100
	зима	2400
	лето	2400
	зима	3200

ХОП ТЭЦ -120 строим на основе экспериментальных характеристик теплофикационных агрегатов согласно исходным данным.

Удельный расход топлива на отпущенное с котла тепло:

где к = 0,870,91 - среднегодовой КПД котла.

Определяем относительный прирост расхода топлива на ТЭЦ -120 по конденсационному циклу: эта величина постоянная для ПТ - 60 - 130 -- = rqqк = 0,1581,99 = 0,314 т.у.т./МВтч.

Рассчитаем графики производственной (неизменна на протяжении всего года) и тепловой (зимняя и летняя) нагрузок для ТЭЦ - 120 с 2-мя ПТ - 60 - 130:



Тепловую нагрузку между агрегатами распределим поровну.

Теплофикационная мощность:

РТ(0-8)лет=0,35Qп0-8+0,614Qтлет-8,7=0,35•40,8+0,614•8,32-8,7=10,69 Мвт

РТ(8-24)лет=0,35Qп8-24+0,614Qтлет-8,7=0,35•68+0,614•8,32-8,7=20,21 Мвт

РТ(0-8)зим=0,35Qп0-8+0,614Qтзим-8,7=0,35•40,8+0,614•41,6-8,7=31,12 Мвт

РТ(8-24)зим=0,35Qп8-24+0,614Qтзим-8,7=0,35•68+0,614•41,6-8,7=40,64 Мвт

Вынужденная мощность ТЭЦ - 120:

Рвын = Рт + Ркmin ;

Минимальная необходимая конденсационная мощность

Ркmin =0,0560= 3 МВт; ???

Лето:

Рвын0-8=10,69+3=13,69 МВт

Рвын8-24=20,21+3=23,21 Мвт

Зима:

Рвын0-8=31,12+3=34,12 МВт

Рвын8-24=40,64+3=43,64 Мвт

Учитывая количество агрегатов:

Лето: Рвын0-8=27,38 МВт

Рвын8-24=46,42 Мвт

Зима: Рвын0-8=68,24 МВт

Рвын8-24=86,92 Мвт

Расчёт ХОП ТЭЦ - 120 Таблица 3

ХОП Нагрузка, МВт
1	2	3	4
2хПТ - 60 -130 лето(зима) 08 ч
Рвынлет Рвынзим Рмах	27,38 68,24 120	1,99	0,158	0,314
лето(зима) 824 ч
Рвынлет Рвынзим Рмах	46,42 86,92 120	1,99	0,158	0,314

ХОП ТЭЦ -540 строим на основе экспериментальных характеристик теплофикационных агрегатов согласно исходным данным.

Удельный расход топлива на отпущенное с котла тепло:

где к = 0,870,91 - среднегодовой КПД котла.

Определяем относительный прирост расхода топлива на ТЭЦ -540 по конденсационному циклу: эта величина постоянная для Т - 180 - 215 -- = rqqк = 0,1581,86 = 0,294 т.у.у./МВтч.

График теплофикационной нагрузки принимаем одноступенчатым для зимних и летних суток.

QНОМ=335 Гкал/ч

Величину зимней теплофикационной нагрузкипримем на уровне:

Теплофикационная мощность

Ртзим=0,637Qтзи м-16,74=0,637•224-16,74=125,95 МВт

Ртлет=0,637Qтлет-16,74=0,637•44,8-16,74=11,8 МВт

Рmin=0,05Рном=0,05•180=9 МВт

Полная вынужденная мощность:

Рвзим=Ртзим+Рmin=125,95+9=134,95 МВт

Рвлет=Ртлет+Рmin=11,8+9=20,8 МВт

с учетом количества агрегатов:

Рвзим=134,95•3=404,85 МВт

Рвлет=20,8•3=62,4 МВт

Расчёт ХОП ТЭЦ - 540 сводим в таблицу 4.

Расчёт ХОП ТЭЦ - 540 Таблица 4

ХОП Нагрузка, МВт
1	2	3	4
3хТ - 180--215 зима
РТЭЦвын РТЭЦmax	404,85 540	1,86	0,158	0,294
Лето
РТЭЦвын РТЭЦmax	62,4 360	1,86	0,158	0,294

5. ХОП энергосистемы

На основе данных таблиц 2,3,4 строим ХОП каждой электростанции для летнего и зимнего периодов. Затем на основе ХОП электростанций строим ХОП энергосистемы (таблица 5 (лето), таблица 6 (зима))

ХОП энергосистемы (лето) Таблица 5

Нагрузка системы, МВт	Нагрузка электростанций, МВт
		е, ту.т./МВт	КЭС 900	КЭС 2000	КЭС 3200	2 ПТ-60	3 Т-180
0-8ч	8-24ч					0-8ч	8-24ч
2735	2754	0,266	435	755	1455	27,38	46,42	62,4
2920	2939	0,271	435	755	1640	27,38	46,42	62,4
3805	3824	0,284	435	1180	2100	27,38	46,42	62,4
3975	3994	0,289	435	1350	2100	27,38	46,42	62,4
3975-4273	3994-4292	0,294	435	1350	2100	27,38	46,42	62,4-360
4273	4292	0,296	435	1350	2100	27,38	46,42	360
4522	4541	0,2998	435	1350	2350	27,38	46,42	360
4537	4556	0,304	440	1350	2360	27,38	46,42	360
4589	4608	0,306	442	1360	2400	27,38	46,42	360
4857	4876	0,3116	570	1500	2400	27,38	46,42	360
4877-4970	4896-4970	0,314	590	1500	2400	27,38-120	46,42-120	360
5000	5000	0,317	620	1500	2400	120	120	360
5000	5000	0,3466	620	1500	2400	120	120	360
5130	5130	0,376	750	1500	2400	120	120	360

ХОП энергосистемы (зима) Таблица 6

Нагрузка системы, МВт	Нагрузка электростанций, МВт
		е, ту.т./МВт	КЭС 900	КЭС 2000	КЭС 3200	2 ПТ-60	3 Т-180
0-8ч	8-24ч					0-8ч	8-24ч
3941	3960	0,266	521	1007	1940	68,24	86,92	404,85
4071	4090	0,271	521	1007	2070	68,24	86,92	404,85
4964	4983	0,284	521	1570	2400	68,24	86,92	404,85
5194	5213	0,289	521	1800	2400	68,24	86,92	404,85
5194-5329	5293-5348	0,294	521	1800	2400	68,24	86,92	404,85-540
5329	5348	0,296	521	1800	2400	68,24	86,92	540
5929	5948	0,2998	521	1800	3000	68,24	86,92	540
6033	6052	0,304	525	1800	3100	68,24	86,92	540
6148	6167	0,306	530	1810	3200	68,24	86,92	540
6478	6497	0,3116	670	2000	3200	68,24	86,92	540
6508-6560	6527-6560	0,314	700	2000	3200	68,24-120	86,92-120	540
6604	6604	0,317	744	2000	3200	120	120	540
6604	6604	0,3466	744	2000	3200	120	120	540
6760	6760	0,376	900	2000	3200	120	120	540

суточный стоимость энергия мощность

6.  Распределение электрической энергии между электростанциями энергосистемы

Распределение нагрузки производим по принципу равенства относительных приростов. При распределении пользуемся ХОП, которые были построены ранее. Распределение производится для зимних (таблица 8) и летних (таблица 7) суток. В результате решения этой задачи получаем суточные графики нагрузки всех электростанций. Зная суточные графики и количество суток в году, легко подсчитать годовую выработку электроэнергии по каждой станции.

Распределение нагрузки для летних суток Таблица 7

Часы Суток	Нагрузка, МВт	Нагрузка по станциям, МВт
		КЭС - 900	КЭС - 2000	КЭС - 3200	ТЭЦ - 120	ТЭЦ -540
1	3211	435	900	1800	28,38	62,4
2	3211	435	900	1800	28,38	62,4
3	3211	435	900	1800	28,38	62,4
4	3211	435	900	1800	28,38	62,4
5	3532	435	1030	1980	28,38	62,4
6	3853	435	1220	2100	28,38	62,4
7	4495	435	1350	2290	28,38	360
8	4817	540	1490	2400	28,38	360
9	5138	750	1500	2400	120	360
10	5138	750	1500	2400	120	360
11	5009	630	1500	2400	120	360
12	4817	540	1350	2400	46,42	360
13	4174	435	1210	2100	46,42	360
14	4495	435	1350	2290	46,42	360
15	4495	435	1350	2290	46,42	360
16	4624	455	1380	2400	46,42	360
17	4688	470	1390	2400	46,42	360
18	4688	470	1390	2400	46,42	360
19	4495	435	1350	2290	46,42	360
20	4174	435	1210	2100	46,42	360
21	3853	435	1220	2100	46,42	62,4
22	3853	435	1220	2100	46,42	62,4
23	3532	435	1030	1980	46,42	62,4
24	3532	435	1030	1980	46,42	62,4
Эвырсут, МВтч/сут (итого)	11565	29670	52000	1190,5	5664
100246	100089,5

Распределение нагрузки для зимних суток Таблица 8

Часы Суток	Нагрузка, МВт	Нагрузка по станциям, МВт
		КЭС - 900	КЭС - 2000	КЭС - 3200	ТЭЦ - 120	ТЭЦ -540
1	3853	521	1007	1940	68,24	404,85
2	3853	521	1007	1940	68,24	404,85
3	3853	521	1007	1940	68,24	404,85
4	3853	521	1007	1940	68,24	404,85
5	4174	521	1090	2100	68,24	404,85
6	4495	521	1250	2210	68,24	404,85
7	5138	521	1750	2400	68,24	404,85
8	5780	521	1800	2850	68,24	540
9	6165	530	1810	3200	86,92	540
10	6101	530	1810	3200	86,92	540
11	5780	521	1800	2940	86,92	404,85
12	5459	521	1800	2650	86,92	404,85
13	5459	521	1800	2650	86,92	404,85
14	5780	521	1800	2940	86,92	540
15	6037	521	1800	3080	86,92	540
16	6101	530	1810	3200	86,92	540
17	6229	565	1855	3200	86,92	540
18	6422	521	1800	3100	86,92	540
19	6101	530	1810	3200	86,92	540
20	5780	521	1800	2940	86,92	540
21	5459	521	1800	2650	86,92	404,85
22	5138	521	1740	2400	86,92	404,85
23	4495	521	1250	2210	86,92	404,85
24	4174	521	1090	2100	86,92	404,85
Эвырсут, МВтч/сут (итого)	12584	37493	62980	1936,64	11067,9
125679	126061,5

7. Расчет суточного расхода тепла для каждого агрегата станции

Определяется расход тепла на агрегат за каждый час суток:

К-150 (КЭС =900), лето

Qчас=24,85+1,922Рэк+2,101(Р-Рэк), Гкал/ч;

Рэк=124 МВт

Qчас1=24,85+1,922• 87=192,064, Гкал/ч;

Qчас2=24,85+1,922• 87=192,064, Гкал/ч;

Qчас3=34,85+1,922 •87=192,064, Гкал/ч;

Qчас4=24,85+1,922 •87=192,064, Гкал/ч;

Qчас5=24,85+1,922 •87=192,064, Гкал/ч;

Qчас6=24,85+1,922 •87=192,064, Гкал/ч;

Qчас7=24,85+1,922•87=192,064, Гкал/ч;

Qчас8=24,85+1,922•108=232,426, Гкал/ч;

Qчас9=24,85+1,922•124+2,101(150-124)=317,804, Гкал/ч;

Qчас10=24,85+1,922•124+2,101(150-124)=317,804, Гкал/ч;

Qчас11=24,85+1,922•124+2,101(126-124)=267,38, Гкал/ч;

Qчас12=24,85+1,922•108=232,426, Гкал/ч;

Qчас13=24,85+1,922•87=192,064, Гкал/ч;

Qчас14=24,85+1,922•87=192,064, Гкал/ч;

Qчас15=24,85+1,922•87=192,064, Гкал/ч;

Qчас16=24,85+1,922•91=199,752, Гкал/ч;

Qчас17=24,85+1,922•94=205,518, Гкал/ч;

Qчас18=24,85+1,922•94=205,518, Гкал/ч;

Qчас19=24,85+1,922•87=192,064, Гкал/ч;

Qчас20=24,85+1,922•87=192,064, Гкал/ч;

Qчас21=24,85+1,922•87=192,064, Гкал/ч;

Qчас22=24,85+1,922•87=192,064, Гкал/ч;

Qчас23=24,85+1,922•87=192,064, Гкал/ч;

Qчас24=24,85+1,922•87=192,064, Гкал/ч;

Qэсут=УQчас=5051,652, Гкал/ч;

ЗИМА

Qчас1=24,85+1,922• 86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас2=24,85+1,922• 86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас3=34,85+1,922 •86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас4=24,85+1,922 •86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас5=24,85+1,922 •86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас6=24,85+1,922 •86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас7=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас8=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас9=24,85+1,922•88,33=194,62, Гкал/ч;

Qчас10=24,85+1,922•88,33=194,62, Гкал/ч;

Qчас11=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас12=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас13=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас14=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас15=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас16=24,85+1,922•88,33=194,62, Гкал/ч;

Qчас17=24,85+1,922•94,17=205,84, Гкал/ч;

Qчас18=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас19=24,85+1,922•88,33=194,62, Гкал/ч;

Qчас20=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас21=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас22=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас23=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qчас24=24,85+1,922•86,83=191,73, Гкал/ч;

Qэсут=УQчас=4627,19, Гкал/ч;

К-500 (КЭС =2000), лето

Qчас=58+1,805Рэк+1,9(Р-Рэк), Гкал/ч;

Рэк=450 МВт

Qчас1=58+1,805•300=599,5, Гкал/ч;

Qчас2=58+1,805•300=599,5, Гкал/ч;

Qчас3=58+1,805•300=599,5, Гкал/ч;

Qчас4=58+1,805•300=599,5, Гкал/ч;

Qчас5=58+1,805•343,33=677,71, Гкал/ч;

Qчас6=58+1,805•406,67=792,04, Гкал/ч;

Qчас7=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас8=58+1,805•450+1,9(496,67-450)=958,92, Гкал/ч;

Qчас9=58+1,805•450+1,9(500-450)=965,25, Гкал/ч;

Qчас10=58+1,805•450+1,9(500-450)=965,25, Гкал/ч;

Qчас11=58+1,805•450+1,9(500-450)=965,25, Гкал/ч;

Qчас12=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас13=58+1,805•403,33=786, Гкал/ч;

Qчас14=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас15=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас16=58+1,805•450+1,9(460-450)=889,25, Гкал/ч;

Qчас17=58+1,805•450+1,9(463,33-450)=895,57, Гкал/ч;

Qчас18=58+1,805• 450+1,9(463,33-450)=895,57, Гкал/ч;

Qчас19=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас20=58+1,805•403,33=786, Гкал/ч;

Qчас21=58+1,805•406,67=792,04, Гкал/ч;

Qчас22=58+1,805•406,67=792,04, Гкал/ч;

Qчас23=58+1,805•343,33=677,77, Гкал/ч;

Qчас24=58+1,805•343,33=677,77, Гкал/ч;

Qэсут=УQчас=19265,68, Гкал/ч;

ЗИМА

Qчас1=58+1,805•251,75=512,41, Гкал/ч;

Qчас2=58+1,805•251,75=512,41, Гкал/ч;

Qчас3=58+1,805•251,75=512,41, Гкал/ч;

Qчас4=58+1,805•251,75=512,41, Гкал/ч;

Qчас5=58+1,805•272,5=549,86, Гкал/ч;

Qчас6=58+1,805•312,5=622,06, Гкал/ч;

Qчас7=58+1,805•437,5=847,68, Гкал/ч;

Qчас8=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас9=58+1,805•450+1,9(452,5-450)=875, Гкал/ч;

Qчас10=58+1,805450+1,9(452,5-450)=875, Гкал/ч;

Qчас11=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас12=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас13=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас14=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас15=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас16=58+1,805•450+1,9(452,5-450)=875, Гкал/ч;

Qчас17=58+1,805•450+1,9(463,75-450)=896,37, Гкал/ч;

Qчас18=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас19=58+1,805•450+1,9(452,5-450)=875, Гкал/ч;

Qчас20=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас21=58+1,805•450=870,25, Гкал/ч;

Qчас22=58+1,805•435=843,17, Гкал/ч;

Qчас23=58+1,805•312,5=622,06, Гкал/ч;

Qчас24=58+1,805•272,5=549,86, Гкал/ч;

Qэсут=УQчас=18312,95, Гкал/ч;

К-800 (КЭС =3200), лето

Qчас=87+1,8•Рэк+1,88(Р-Рэк), Гкал/ч;

Рэк=700 МВт.

Qчас1=87+1,8•600= 1088, Гкал/ч;

Qчас2=87+1,8•600=1088, Гкал/ч;

Qчас3=87+1,8•600=1088, Гкал/ч;

Qчас4=87+1,8•600=1088, Гкал/ч;

Qчас5=87+1,8•660=1088, Гкал/ч;

Qчас6=87+1,8•700=1347, Гкал/ч;

Qчас7=87+1,8•700+1,88(763,33-700)=1466, Гкал/ч;

Qчас8=87+1,8•700+1,88(800-700) =1535, Гкал/ч;

Qчас9=87+1,8• 700+1,88(800-700)=1535, Гкал/ч;

Qчас10=87+1,8•700+1,88(800-700) =1535, Гкал/ч;

Qчас11=87+1,8• 700+1,88(800-700)=1535, Гкал/ч;

Qчас12=87+1,8•700+1,88(800-700) =1535, Гкал/ч;

Qчас13=87+1,8•700 =1347, Гкал/ч;

Qчас14=87+1,8•700+1,88(763,33-700)= 1466, Гкал/ч;

Qчас15=87+1,8•700+1,88(763,33-700) =1466, Гкал/ч;

Qчас16=87+1,8•700+1,88(800-700)=1535, Гкал/ч;

Qчас17=87+1,8•700+1,88(800-700)=1535, Гкал/ч;

Qчас18=87+1,8•700+1,88(800-700)=1535, Гкал/ч;

Qчас19=87+1,8•700+1,88(763,33-700)= 1466, Гкал/ч;

Qчас20=87+1,8•700=1347, Гкал/ч;

Qчас21=87+1,8•700=1347, Гкал/ч;

Qчас22=87+1,8•700=1347, Гкал/ч;

Qчас23=87+1,8• 600=1088, Гкал/ч;

Qчас24=87+1,8•600=1088, Гкал/ч;

Qэсут=УQчас=32495, Гкал/ч;

ЗИМА

Qчас1=87+1,8•485 =960, Гкал/ч;

Qчас2=87+1,8• 485=960, Гкал/ч;

Qчас3=87+1,8• 485=960, Гкал/ч;

Qчас4=87+1,8• 485=960, Гкал/ч;

Qчас5=87+1,8• 525=1032, Гкал/ч;

Qчас6=87+1,8• 552,5=1081,5, Гкал/ч;

Qчас7=87+1,8• 600=1167, Гкал/ч;

Qчас8=87+1,8• 700+1,88(712,5-700)=1370,5, Гкал/ч;

Qчас9=87+1,8• 700+1,88(800-700)=1535, Гкал/ч;

Qчас10=87+1,8• 700+1,88(800-700)=1535, Гкал/ч;

Qчас11=87+1,8• 700+1,88(735-700)=1412,8, Гкал/ч;

Qчас12=87+1,8• 662,5=1279,5, Гкал/ч;

Qчас13=87+1,8• 662,5=1279,5, Гкал/ч;

Qчас14=87+1,8• 700+1,88(735-700)=1412,8, Гкал/ч;

Qчас15=87+1,8• 700+1,88(770-700)=1478,6, Гкал/ч;

Qчас16=87+1,8• 700+1,88(800-700)=1535, Гкал/ч;

Qчас17=87+1,8• 700+1,88(800-700)=1535, Гкал/ч;

Qчас18=87+1,8• 700+1,88(775-700)=1488, Гкал/ч;

Qчас19=87+1,8• 700+1,88(800-700)=1535, Гкал/ч;

Qчас20=87+1,8• 700+1,88(735-700)=1412,8, Гкал/ч;

Qчас21=87+1,8• 662,5=1279,5, Гкал/ч;

Qчас22=87+1,8• 600=1167, Гкал/ч;

Qчас23=87+1,8• 552,5=1081,5, Гкал/ч;

Qчас24=87+1,8•525=1032, Гкал/ч;

Qэсут=УQчас=30490, Гкал/ч;

ПТ-60 (ТЭЦ-120), лето

Qчасэ=12+1,99Р-1,112Рт, Гкал/ч;

Рт=0,35Qп+0,614Qт-8,7, МВт;

Qпном=85 Гкал/ч; Qтном=52 Гкал/ч.

Рт0-8=10,69 МВт

Рт8-24=20,21МВт

Qчас1=Qчас2=Qчас3=Qчас4=Qчас5=Qчас6=Qчас7=Qчас8=12+1,99•14,19-1,112•10,69=28,35,

Qчас9= Qчас10= Qчас11=12+1,99•60-1,112•20,21=108,926, Гкал/ч;

Qчас12=Qчас13=Qчас14=Qчас15=Qчас16=Qчас17=Qчас18=Qчас19=Qчас20=Qчас21=Qчас22=Qчас23==Qчас24=12+1,99•23,21-1,112•20,21=35,71, Гкал/ч;

Qэсут=УQчас=1017,808, Гкал/ч;

ЗИМА

Рт0-8=31,12 МВт

Рт8-24=40,64МВт

Qчас1=Qчас2=Qчас3=Qчас4=Qчас5=Qчас6=Qчас7=Qчас8=12+1,99•34,12-1,112•31,12=45,293, Гкал/ч;

Qчас9=Qчас10=Qчас11=Qчас12=Qчас13=Qчас14=Qчас15=Qчас16=Qчас17=Qчас18=Qчас19=Qчас20= =Qчас21=Qчас22=Qчас23=Qчас24=12+1,99•43,46-1,112•40,64=53,29, Гкал/ч;

Qэсут=УQчас=1214,984, Гкал/ч;

Т-180 (ТЭЦ-540), лето

QЭчас=29,89+1,86Р-1,3Рт, Гкал/ч;

Рт=0,637Qт-16,74, МВт;

Qтном=280 Гкал/ч;

Рт=11,8 МВт

Qчас1=Qчас2=Qчас3=Qчас4=Qчас5=Qчас6=29,89+1,86•31,2-1,3•11,8=72,582, Гкал/ч;

Qчас7=Qчас8=Qчас9=Qчас10=Qчас11=Qчас12=Qчас13=Qчас14=Qчас15=Qчас16=Qчас17=Qчас18= =Qчас19=Qчас20 =29,89+1,86•180-1,3•11,8=349,35, Гкал/ч;

Qчас21=Qчас22=Qчас23=Qчас24=29,89+1,86•31,2-1,3•11,8=72,582, Гкал/ч;

Qэсут=УQчас=5616,72, Гкал/ч;

ЗИМА

Рт=125,95 МВт

Qчас1=Qчас2=Qчас3=Qчас4=Qчас5=Qчас6= Qчас7=29,89+1,86•134,95-1,3•125,95=117,162, Гкал/ч;

Qчас8=Qчас9=Qчас10=29,89+1,86•180-1,3•125,95=200,955, Гкал/ч;

Qчас11=Qчас12=Qчас13=29,89+1,86•134,95-1,3•125,95=117,162, Гкал/ч;

Qчас14=Qчас15=Qчас16=Qчас17=Qчас18=Qчас19=Qчас20=29,89+1,86•180- -1,3•125,95=200,955 , Гкал/ч;

Qчас21=Qчас22=Qчас23=Qчас24=29,89+1,86•134,95-1,3•125,95=117,162, Гкал/ч;

8. Расчёт технико-экономических показателей работы энергосистемы

8.1. Число часов использования установленной мощности электростанций и энергосистемы

КЭС-900: Эвыр =12584155 + 11565210 =4379179 МВтч;

hу =4379170 /900 =4865,74 ч.

КЭС-2000: Эвыр =37493155 + 29670210 =12042115 МВтч;

hу =12042115 /2000 =6021,06 ч.

КЭС-3200: Эвыр =62980155 + 52000210 =20681900 МВтч;

hу =20681900 /3200 =6463,09 ч.

ТЭЦ-120: Эвыр =1936,64155 + 1190,5210 =550184,2 МВтч;

hу =550184,2 /120 =4584,87 ч.

ТЭЦ-540: Эвыр =11067,9155 + 5664210 =2904964,5 МВтч;

hу = 2904964,5/540 =5379,56 ч.

Энергия, вырабатываемая энергосистемой за год

Установленная мощность всей энергосистемы:

Nу=900+2000+3200+120+540=6760

Число часов использования установленной мощности энергосистемы:

8.2. Годовой расход топлива каждой электростанции и энергосистемы

Величина годового расхода топлива на КЭС:

Вгод = Вслет.n1nлет + Всзим.n2nлет

Величина суточного расхода топлива блока

Значения расходов Qэiчас определяются, исходя из нагрузки КЭС в течении рассматриваемого часа, делённой на количество работающих блоков по энергетической характеристике турбоагрегата.

КЭС - 900 (6хК - 150):

Всзим = 0,1594627,196=4414,33 т.у.т./сут;

Вслет = 0,1595051,6525=4016,06 т.у.т./сут;

Вгод = 4016,06210 + 4414,33155 =1527593,75 т.у.т./год.

Найдём удельный расход топлива на 1 кВтч, отпущенный в сеть энергосистемы

КЭС - 2000 (4хК - 500):

Всзим = 0,15918312,954=11354,03 т.у.т./сут;

Вслет = 0,15919265,683=9189,73 т.у.т./сут;

Вгод =11354,03155 +9189,73210=3689717,816 т.у.т./год.

Удельный расход топлива на 1 кВтч, отпущенный в сеть энергосистемы:

КЭС - 3200 (4хК - 800):

Всзим = 0,159304904=19391,64 т.у.т./сут;

Вслет = 0,159324923=15498,68 т.у.т./сут;

Вгод =19391,64155 +15498,68210 =6260427 т.у.т./год.

Удельный расход топлива на 1 кВтч, отпущенный в сеть энергосистемы:

ТЭЦ-120 (2хпт-60):

Всзим = 0,1591017,8082=323,66 т.у.т./сут;

Вслет = 0,1591214,9842=386,36 т.у.т./сут;

Вгод =323,66155 +386,36210=131303,93 т.у.т./год.

Удельный расход топлива на 1 кВтч, отпущенный в сеть энергосистемы:

Годовой расход топлива на ТЭЦ складывается из расходов на выработку электроэнергии и на отпуск тепла. Расходы на выработку электроэнергии определяются аналогично КЭС.

Расход топлива на отпуск тепла определяется как

Суточный отпуск тепла на теплофикационные нужды:

Годовой отпуска тепла:

Расход топлива ТЭЦ на отпуск тепла:

Величина общего расхода топлива наТЭЦ:



ТЭЦ-540 (3хТ-180):

Всзим = 0,1593649,8183=1740,96 т.у.т./сут;

Вслет = 0,1595616,722=1786,11 т.у.т./сут;

Вгод =1740,96155 +1786,11210=644931,9 т.у.т./год.

Суточный отпуск тепла на теплофикационные нужды:

Годовой отпуска тепла:

Расход топлива ТЭЦ на отпуск тепла:

Величина общего расхода топлива на ТЭЦ

8.3 Эксплуатационные расходы в энергосистеме

Условно-переменные затраты: Ст = ЦтВ.

Условно-переменные затраты на ТЭЦ: Ст = ЦтВээгод + ЦтВтэгод.

Амортизационные отчисления: Сам = рамКуNу.

Заработная плата: Сзп = КштNуФзп.

Суммарные эксплуатационные затраты по всем электростанциям:

КЭС-900

Ст = 1501527593,75 =229139062,5 у.е./год,

Сам = 6,3/1001000900000 = 56700000 у.е./год

Сзп = 0,599006000 = 3186000 у.е./год

С КЭС-1 = (229139062,5+56700000+3186000)(1+0,1) = 317927568,8 у.е./год=317,9 млн у.е./год

КЭС-2000

Ст = 1503689717,816 =553457672,4 у.е./год,

Сам = 7,3/1008252000000 = 120450000 у.е./год

Сзп = 0,2220006000 = 2640000 у.е./год

С КЭС-1 = (553457672,4+120450000+2640000)(1+0,1) = 744202439,6 у.е./год=744,2 млн у.е./год

КЭС-3200

Ст = 150 6260427=939064050 у.е./год,

Сам = 7,85/1009303200000 =233616000 у.е./год

Сзп = 0,1632006000 =3072000 у.е./год

С КЭС-1 = (939064050+233616000+3072000)(1+0,1) = 1293327255 у.е./год=1293,3 млн у.е./год

ТЭЦ-120

Ст = 150 358019,1=53702865 у.е./год,

Сам = 7,1/1001000120000 =8520000 у.е./год

Сзп = 0,51206000 =360000 у.е./год

С КЭС-1 = (53702865+8520000+360000)(1+0,1) =68841151,5 у.е./год =68,8 млн у.е./год

ТЭЦ-540

Ст = 1501114208,3 =167131245 у.е./год,

Сам = 7,3/1001000540000 =39420000 у.е./год

Сзп = 0,55406000 =1620000 у.е./год

С КЭС-1 = (167131245+39420000+1620000)(1+0,1) =228988369,5 у.е./год=228,9 млн у.е./год

Суммарные эксплуатационные расходы по электростанциям системы:

Ссис =317,9+744,2+1293,3+68,8+228,9=2653,1 млн у.е./год

8.4 Себестоимость 1 кВтч, отпущенного в сеть энергосистемы

КЭС-900

СКЭС-1ээ =229139062,5 +(56700000+3186000)(1+0,1) =295013662,5 у.е./год=295 млн у.е./год;

КЭС-2000

СКЭС-2ээ = 553457672,4+(120450000+2640000)(1+0,1) =688856672,4 у.е./год=688,85 млн у.е./год;

КЭС-3200

СКЭС-3ээ = 939064050+(233616000+3072000)(1+0,1) =1199420850 у.е./год=1199,42 млн у.е./год;

ТЭЦ-120

СТЭЦээ = 150131303,93+0,6(8520000+360000)(1+0,1) =25556389,5 у.е./год=25,55 млн у.е./год;

СТЭЦтэ = 150226715,17+0,4(8520000+360000)(1+0,1) =37914475,5 у.е./год=37,91 млн у.е./год;

ТЭЦ-540

СТЭЦээ = 150644931,9+0,6(39420000+1620000)(1+0,1) =123826185 у.е./год=123,82 млн у.е./год;

СТЭЦтэ = 150469276,4+0,4(39420000+1620000)(1+0,1) =88449060 у.е./год=88,45 млн у.е./год;

СтэУ=37,91+88,45=126,36 млн у.е./год

СУ=2332,64+126,36=2459 млн у.е./год

ЭУгодлет=nл ЭУвырлет =210100089,5=21018795 МВт ч/год

ЭУгодзим=nл ЭУвырзим =155126061,5=19539532,5 МВт ч/год

ЭУвыр = ЭУгодлет+ ЭУгодзим=21018795+19539532,5=40558327,5 МВт ч/год

Эотп= МВт ч/год

Себестоимость единицы тепла, отпущенного от всех ТЭЦ

Qотп=712940,8+2951424=3664364,8Гкал/час

Эксплуатационные расходы в электрических сетях

Сэ.с. = рКэ.с.;

где р - коэффициент, учитывающий отчисления на амортизацию, заработную плату и прочие затраты и принимаемый р=0,07.

Кэ.с.- капитальные вложения в электрические сети, равные 50% от капитальных вложений в электростанции.

Сэ.с. =0,070,5(1000900+8252000+9303200+1000120+1000540)1000 =216510000у.е.=216,51 млн у.е.

Тогда общие затраты в энергосистеме, относимые к электроэнергии, будут равны

Себестоимость 1 кВ-тч, полезно отпущенного потребителям

где Кпот=0,1- коэффициент потерь в сетях;

Ппот- стоимость покупной энергии

8.5 Стоимость реализации энергии

где ТЭЭср, ТТЭср - средние тарифы на электроэнергию и тепло для потребителей (ТЭЭср =0,11 у.е./кВтч; ТТЭср=30 у.е./Гкал) П=40558342,71000(1-0,1) 0,11+3664364,830=4125206871у.е.=4125,2млн.у.е.

8.6 Прибыль энергосистемы

Сэн = Сэнээ + Стэ;

Сэн = Сэнээ + Стэ = 2549,15 +126,36 =2675,51 млн у.е.;

Д = П - (Сэн + Ппок);

Д = 4125,2 - (2675,51+2,95) =1446,74 млн у.е.

8.7 Прибыль, остающаяся в распоряжении энергосистемы (остаточная прибыль), после осуществления всех выплат:

ДО=(1-j)Д

где j=0,3 - налог на приыль.

ДО=(1-0,3)1446,74=1012,718 млн у.е.

8.8 Хозрасчётный доход предприятия

Хд = Сзп + До;

Хд = (3186000 + 2640000 + 3072000 + 360000 + 1620000) + 1012718000= =1023,596 млн у.е.

8.9 Фондоотдача

ФО=КЭС+Кэл сетей=6186000+0,56186000=9279 млн у.е.

Кфо = П/Фо =4125,2/9279=0,444.

8.10 Рентабельность

Крен = Д/Фо = 1446,74/9279 =0,1559

8.11 Коэффициент эффективности использования установленной мощности электрических станций и всей энергосистемы

где Nу- установленная мощность блока;

Трем- время его ремонта;

Тк=365 суток - длительность календарного периода;

Nуср=Nуном

КЭС - 900:

Nуср=900 МВт

Nпл рем ср=150210/365=86,3 МВт

Nраб ср=900-86,3=813,7 МВт

КЭ=813,7/900=0,904

КЭС - 2000:

Nуср=2000 МВт

Nпл рем ср=500210/365=287,67 МВт

Nраб ср=2000-287,67=1712,33 МВт

КЭ=1712,33/2000=0,856

КЭС - 3200:

Nуср=3200 МВт

Nпл рем ср=800210/365=460,3 МВт

Nраб ср=3200-460,3=2739,7 МВт

КЭ=2739,7/3200=0,856

ТЭЦ - 120: т. к. агрегат ПТ - 60 на станции не выводится в плановый ремонт, то Кэ = 1.

ТЭЦ - 540:

Nуср=540 МВт

Nпл рем ср=180210/365=103,56 МВт

Nраб ср=540-103,56=436,44 МВт

КЭ=436,44/540=0,808

Энергосистема :

Nуср=6760 МВт

Nраб ср=813,7+1712,33+2739,7+120+436,44=5822,17 МВт

КЭ=5822,17/6760=0,86

Размещено на Allbest.ru

...