Планирование на энергопредприятии
Формирование суточного графика нагрузки электроэнергетических систем. Предварительный баланс мощности и энергии, составление производственной программы предприятия. Балансы электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ. Расчет себестоимости единицы энергии.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 02.09.2013 |
| Размер файла | 994,8 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования и науки Российской Федерации
Новосибирский государственный технический университет
Кафедра Систем управления и экономики энергетики
КУРСОВАЯ РАБОТА
Планирование на энергопредприятии
Факультет: ФЭН
Группа: ЭКЗ-01у
Студент: Дудоров А. А.
Преподаватель: Путилова Н.Н
Новосибирск 2013
СОДЕРЖАНИЕ
- ВВЕДЕНИЕ
- ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
- 1. ПЛАН МАРКЕТИНГА
- 1.1 Формирование суточного графика нагрузки ЭЭС
- 2. ПЛАН ПО ПОЛЕЗНОМУ ОТПУСКУ
- 3. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ БАЛАНС МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ
- 4. ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ПРОГРАММА
- 4.1 Нормативные характеристики КЭС
- 4.2 Балансы электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ
- 5. ОПТИМИЗАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БАЛАНСА
- 5.1 Покрытие приходной части баланса
- 5.2 Определение доли ГЭС в общей выработке ЭЭС
- 5.3 Определение места КЭС и ТЭЦ в общей выработке ЭЭС
- 6. РЕМОНТНАЯ ПРОГРАММА
- 7. ПЛАНИРОВАНИЕ ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
- 7.1 Расход топлива на КЭС
- 7.2 Расход топлива на ТЭЦ
- 7.3 Составление топливного баланса энергосистемы
- 8. РАСЧЕТ СЕБЕСТОИМОСТИ ЕДИНИЦЫ ЭНЕРГИИ
- 8.1 Формирование издержек на производство и передачу энергии
- 8.2 Определение себестоимости энергии на электростанциях
Заключение
ВВЕДЕНИЕ
Цель курсового проекта-разработка бизнес-плана энергетической компании в соответствии с показателями эффективности.
В рамках курсового проекта будут затронуты следующие стороны планирования деятельности энергосистемы:
- определение и построение нормативных энергетических характеристик отдельных агрегатов, блоков и электростанций для экономичного распределения максимума нагрузки ЭЭС;
- планирование капитальных ремонтов основного генерирующего оборудования ЭЭС;
- составление плановых энергобалансов электроэнергии и мощности;
- планирование годовой потребности в топливе;
- определение издержек на производство единицы электроэнергии и тепловой энергии;
- планирование отношений с внешним рынком электроэнергии (покупка мощности и электроэнергии для покрытия дефицита системы);
- планирование тарифной политики.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
1. Характеристики потребителей:
электроэнергетическая мощность нагрузка планирование
Таблица 1.1- Группы потребителей ЭЭС
|
Потребитель |
Металлургия |
Крупная пром. |
Мелкая пром. |
Эл. Транспорт |
Ком-быт. |
|
|
Зимний мах нагрузки,МВт |
780 |
1950 |
450 |
370 |
520 |
Таблица 1. 2-Типовые графики нагрузки потребителей
|
Суточные ГЭН потребителей в % от максимальной нагрузки |
|||||||
|
Зимний период |
|||||||
|
Потребители / Часы |
0-4 |
4-8 |
8-12 |
12-16 |
16-20 |
20-24 |
|
|
I гр.Металлургия |
80 |
85 |
100 |
95 |
95 |
85 |
|
|
II гр.Крупная промышленность |
48 |
60 |
100 |
85 |
100 |
75 |
|
|
III гр.Мелкая промышленность |
40 |
55 |
100 |
75 |
100 |
70 |
|
|
IV гр. Электрифицированный транспорт |
90 |
90 |
95 |
85 |
100 |
80 |
|
|
V гр. Коммунально-бытовая нагрузка |
20 |
50 |
65 |
50 |
100 |
90 |
|
|
Летний период |
|||||||
|
I гр.Металлургия |
85 |
85 |
100 |
100 |
95 |
90 |
|
|
II гр.Крупная промышленность |
40 |
55 |
100 |
90 |
95 |
60 |
|
|
III гр.Мелкая промышленность |
35 |
40 |
100 |
80 |
85 |
40 |
|
|
IV гр. Электрифицированный транспорт |
65 |
60 |
100 |
90 |
100 |
85 |
|
|
V гр. Коммунально-бытовая нагрузка |
40 |
60 |
90 |
85 |
100 |
90 |
2. Коэффициент летнего снижения максимума нагрузки - 0,62
3. Коэффициент суммарных сетевых электрических потерь - 0,13
4. Структура генерирующих мощностей энергосистемы:
Таблица 4.1 - Варианты исходных данных
|
Тип станции |
ТЭЦ |
КЭС |
ГЭС |
Эл. сети |
|
|
Вариант станции |
6 |
6 |
4 |
6 |
|
|
Вид топлива |
Газ |
КУ |
|||
|
Цена топлива с НДС франко-шахта, руб/т.н.т. |
2900 |
1490 |
|||
|
Цена транспорта с НДС, руб/т.н.т |
- |
50 |
|||
|
Теплотворная способность ккал/кг.н.т. |
9600 |
6150 |
4.1 Характеристика ГЭС в составе ЭЭС:
Таблица 4.1.1- Параметры и располагаемые ресурсы ГЭС
|
Зимний период X-IV месяцы |
Летний период V-IX месяцы |
||||
|
Установленная мощность, МВт |
Базовая мощность, МВт |
Располагаемый энергоресурс, млрд.кВтч |
Базовая мощность, МВт |
Располагаемый энергоресурс, млрд.кВтч |
|
|
1200(6 блоков по 200 МВт) |
200 |
3,5 |
300 |
5,5 |
Норма амортизации для ГЭС -2%
Удельные основные фонды ГЭС -60500 руб/кВт
Удельные эксплуатационные затраты ГЭС (з/пл, материалы, ремонт и др.) -45руб/кВт в год
4.2 Характеристика КЭС в составе ЭЭС:
Таблица 4.2.1- Параметры КЭС
|
Вари-ант |
Структура устан. мощности |
Удельные осн.фонды, руб/кВт |
Расход э/э на СН, % |
Штатный коэф. (экспл), чел/МВт |
Норма аморти-зации, % |
Норма отчислений на ремонт, % |
|
|
6 |
5*К-300-240 (мазут) |
23000 |
4,0 |
0,51 |
4,0 |
8 |
Среднемесячный фонд оплаты труда 20 тыс. рублей на человека в месяц. Прочие расходы (включая часть материальных затрат) -25% от оплаты труда с начислениями, амортизации и отчислений на ремонт.
Таблица 4.2.2 - Энергетические характеристики конденсационной турбины
|
Турбина |
Параметры пара на входе |
Уравнение энергетической характеристики, Гкал/ч |
||
|
Температура, t0, C |
Давление, Р0, ата |
|||
|
К-300-240 |
565 |
240 |
Qт=42,95+1.7*N+0.19*(N - 260) |
4.3. Характеристика ТЭЦ в составе ЭЭС:
Таблица 4.3.1- Параметры ТЭЦ в составе энергосистемы
|
Структура устан. Мощ-ности |
Суточная (зимняя) тепл. нагрузка Гкал/час |
Удельные осн.фонды, руб/кВт |
Расход э/э на СН, % |
Штатный коэф. (экспл), чел/МВт |
Норма аморти-зациив % |
Норма отчисле-ний на ремонт, % |
|||
|
Час |
Пар |
Вода |
|||||||
|
Т-250-240, ПТ-50-130 Р -50-130/13 |
0-6 |
270 |
370 |
26200 |
9,8 |
1,05 |
4,2 |
11 |
|
|
6-20 |
290 |
390 |
|||||||
|
20-24 |
275 |
380 |
Таблица 4.3.2- Нормативные энергетические характеристики турбоагрегатов ТЭЦ
|
Турбина |
Расчетные параметры |
Уравнения энергетических характеристик |
|||
|
Отбор, Гкал/ч |
Давление, ата |
Расход пара, Гкал/ч |
Мощность ТФ режима, МВт |
||
|
Т-250-240 |
Qр=350 |
Ротб(р)=1,2 |
Qт =50+0,88*Nтф+ +1,7*Nкн+Qотб |
NТФ=0,765 *Qотб -38 |
|
|
ПТ-50-130/7 |
QрI=80 QрII=40 |
Ротб(р)=7 Ротб(р)=2,5 |
QТ=15+0,87*NТФ+ +2*NКН+QОТБI+ QОТБII |
NТФ=0,205 *QОТБ I + +0,61*QОТБ II-8,7 |
|
|
Р -50-130/13 |
Qр=216 |
Рк(р)=13 |
QТ=0,9+0,87*NТФ+ Qотб |
NТФ=0,275 *Qотб -9,3 |
Коэффициент летнего снижения тепловой нагрузки - 0,57
Среднемесячный фонд оплаты труда 25 тыс. рублей на человека в месяц.
Прочие расходы (включая часть материальных затрат) -25% от оплаты труда с начислениями, амортизации и отчислений на ремонт.
4.4 Характеристика электрических сетей в составе ЭЭС:
Таблица 4.4.1 - Параметры электрических сетей в составе энергосистемы
|
Вариант |
Приведенная мощность, тыс.у.т.е. |
Уд. основные фонды, тыс.руб/100 у.т.е. |
Штатный коэффициент, чел/100у.т.е. |
Норма амортизации, % |
Норма отчислений на ремонт, % |
|
|
6 |
100 |
2600 |
0,63 |
3,4 |
3,9 |
Среднемесячный фонд оплаты труда- 20 тыс. руб. на человека в месяц.
Прочие расходы, включая часть материальных затрат - 15-20 % от ФОТ с начислениями, амортизации и затрат на ремонты.
5. Тариф на покупную энергию на оптовом рынке
|
Тарифные ставки |
За максимальную мощность руб/кВт, в год |
Электроэнергия руб/кВт.час |
|
|
1400 |
0,85 |
6. Нормативная рентабельность - 14%
1. ПЛАН МАРКЕТИНГА
Цель данного раздела - определение спроса на энергетическую продукцию со стороны потребителей ЭЭС, представленного в виде суточных и годовых графиков нагрузки. Формирование графика нагрузки энергосистемы производится упрощенно на основе типовых суточных графиков отдельных групп потребителей и эмпирических подходов по определению годовых графиков.
1.1 Формирование суточного графика нагрузки ЭЭС
Суточный график нагрузки ЭЭС - одна из важнейших характеристик спроса и отражает временные потребности в мощности и энергии. Формирование обобщенного летнего и зимнего суточного графиков максимальной нагрузки ЭЭС производится на основе типовых графиков электропотребления отдельных групп потребителей. При этом известны зимний максимум нагрузки группы потребителей, профили почасовых суточных графиков нагрузки групп потребителей, коэффициент летнего снижения максимума нагрузки, коэффициент потерь мощности в сетях ЭЭС. Результаты расчетов суточного графика нагрузки ЭЭС представлены в таблице 1.1.1.
Таблица 1.1.1- Прогноз основных показателей суточных графиков нагрузки, МВт
|
Показатель |
Часы |
|||||||
|
0-4 |
4-8 |
8-12 |
12-16 |
16-20 |
20-24 |
|||
|
Максимальная зимняя нагрузка потребителей (Рзимн) |
1 гр. Металлургия |
624 |
663 |
780 |
741 |
741 |
663 |
|
|
II гр. Крупная промыш. |
936 |
1170 |
1950 |
1657,5 |
1950 |
1462,5 |
||
|
III гр. Мелкая промыш. |
180 |
247,5 |
450 |
337,5 |
450 |
315 |
||
|
IV гр. Э. транспорт |
333 |
333 |
351,5 |
314,5 |
370 |
296 |
||
|
V гр. Коммунально-бытовая |
104 |
260 |
338 |
260 |
520 |
468 |
||
|
Максимальная летняя нагрузка потребителей (Рлетн) |
1 гр. Металлургия |
411,06 |
411,06 |
483,6 |
483,6 |
459,42 |
435,24 |
|
|
II гр. Крупная промыш. |
483,6 |
664,95 |
1209 |
1088,1 |
1148,55 |
725,4 |
||
|
III гр. Мелкая промыш. |
97,65 |
111,6 |
279 |
223,2 |
237,15 |
111,6 |
||
|
IV гр. Эл. транспорт |
149,11 |
137,64 |
229,4 |
206,46 |
229,4 |
194,99 |
||
|
V гр. Коммунально-бытовая |
128,96 |
193,44 |
290,16 |
274,04 |
322,4 |
290,16 |
||
|
Максимальная зимняя нагрузка ЭЭС (РзимнЭЭС) |
2177 |
2673,5 |
3869,5 |
3310,5 |
4031 |
3204,5 |
||
|
Потери мощности ЭЭС зимой (Рпот.зимн.) |
325,30 |
399,49 |
578,20 |
494,67 |
602,33 |
478,83 |
||
|
Зимний спрос с учетом потерь (Рсовм.зимн.) |
2502,30 |
3072,99 |
4447,70 |
3805,17 |
4633,33 |
3683,33 |
||
|
Максимальная летняя нагрузка ЭЭС (Рлетн.ЭЭС) |
1270,38 |
1518,69 |
2491,16 |
2275,40 |
2396,92 |
1757,39 |
||
|
Потери мощности ЭЭС летом (Рпот.летн..) |
189,83 |
226,93 |
372,24 |
340,00 |
358,16 |
262,60 |
||
|
Летний спрос с учетом потерь (Рсовм.летн.) |
1460,21 |
1745,62 |
2863,40 |
2615,40 |
2755,08 |
2019,99 |
Таблица 1.1.2- Совмещенные графики максимальной нагрузки, МВт
|
Показатель |
Часы |
||||||
|
0-4 |
4-8 |
8-12 |
12-16 |
16-20 |
20-24 |
||
|
2177 |
2673,5 |
3869,5 |
3310,5 |
4031 |
3204,5 |
||
|
325,30 |
399,49 |
578,20 |
494,67 |
602,33 |
478,83 |
||
|
2502,30 |
3072,99 |
4447,70 |
3805,17 |
4633,33 |
3683,33 |
||
|
1270,38 |
1518,69 |
2491,16 |
2275,40 |
2396,92 |
1757,39 |
||
|
189,83 |
226,93 |
372,24 |
340,00 |
358,16 |
262,60 |
||
|
1460,21 |
1745,62 |
2863,40 |
2615,40 |
2755,08 |
2019,99 |
По результатам расчетов построим суточные графики нагрузки:
- для каждого потребителя , ;
- совмещенный график нагрузки ЭЭС , , сформированный из суммы графиков нагрузки для каждого потребителя.
Рисунок 1.1.1 - Суточные графики нагрузки металлургии
Рисунок 1.1.2 - Суточные графики нагрузки крупной промышленности
Рисунок 1.1.3 - Суточные графики нагрузки мелкой промышленности
Рисунок 1.1.4 - Суточные графики нагрузки электрического транспорта
Рисунок 1.1.5 - Суточные графики нагрузки коммунально-бытовых потребителей
Рисунок 1.1.6 - Совмещенный зимний график ЭЭС
Рисунок 1.1.7 - Совмещенный летний график ЭЭС
Максимум нагрузки ЭЭС для типовых зимних суток приходится на интервал с 16 до 20 часов (Р = 4031 МВт), для типовых летних суток - с 8 до 12 часов (Р = 2491,16 МВт).
2. ПЛАН ПО ПОЛЕЗНОМУ ОТПУСКУ
Найдем полезный отпуск электроэнергии по кварталам:
ЭПОкв = Рээс*24*90
Таблица 2.1 - Расчет величин электроэнергии ЭЭС
|
Наименование |
Ед. изм. |
Период |
Итого |
||||
|
1 квартал |
2 квартал |
3 квартал |
4 квартал |
||||
|
МВт |
3255,60 |
1978,76 |
1978,76 |
3255,60 |
|||
|
Полезный отпуск электроэнергии (Эпо) |
млн.кВтч |
7032,09 |
4274,13 |
4274,13 |
7032,09 |
22612,44 |
|
|
Потери электроэнергии в сетях |
млн.кВтч |
1050,77 |
638,66 |
638,66 |
1050,77 |
3378,87 |
|
|
то же % к полезному отпуску |
% |
15 |
15 |
15 |
15 |
15 |
|
|
Отпуск в сеть - всего |
млн.кВтч |
8082,86 |
4912,79 |
4912,79 |
8082,86 |
25991,31 |
3. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ БАЛАНС МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ
В данном разделе курсового проекта необходимо определить и обосновать предварительные величины покупки/продажи энергии на оптовом рынке. Основой для обоснования покупки - продажи электрической энергии и мощности энергосистемой являются плановые балансы. Определим долю торговли на оптовом рынке:
где - сумма установленных мощностей всех электростанций.
?Nyi = 6*200+5*300+250+50+50 = 3050 МВт
Рассчитаем доли торговли ЭЭС на оптовом рынке для зимнего и летнего периодов и результаты расчетов сведем в таблицу 3.1:
Таблица 3.1 - Расчет доли торговли ЭЭС на оптовом рынке для зимнего и летнего периодов
Построим график, иллюстрирующий долю покупки мощности в балансе:
|
Показатель |
Ед. измерения |
1 квартал |
2 квартал |
3 кватрал |
4 квартал |
|
|
Рээс |
Мвт |
4031,0 |
2491,2 |
2491,2 |
4031,0 |
|
|
?Nyi |
Мвт |
3050 |
||||
|
Ропт.рынок |
Мвт |
981,0 |
-558,8 |
-558,8 |
981,0 |
Рисунок 3.1 - Определение доли покупной энергии на оптовом рынке
На графике видно, что энергосистема является дефицитной, то есть ее собственных мощностей недостаточно для покрытия нагрузки.
4. ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ПРОГРАММА
Целью данного раздела является построение нормативных энергетических характеристик отдельных агрегатов, блоков, электростанций: абсолютных расходных, характеристик удельных расходов подведённой энергии и характеристик относительных приростов (ХОП). Для задачи экономического распределения максимальной нагрузки энергосистемы особую важность имеют характеристики относительных приростов расхода топлива электростанциями, которые в совокупности с ценой топлива формируют предельные (маржинальные) затраты.
4.1 Нормативные характеристики КЭС
Исходной информацией для планирования оптимального использования производственной мощности ЭЭС являются характеристики оборудования. Энергетические характеристики, представляют собой зависимости между количеством подведённой и полезной (произведённой) энергий.
Характеристики относительных приростов (частичных расходов), отражают приращение расхода подведённой энергии, необходимого для увеличения производства полезной энергии на единицу.
Расходная характеристика конденсационной электростанции наиболее проста при условии однотипности и блочной схемы компоновки основного оборудования (котлов - турбин - генератор), что значительно упрощает расчёты.
Нормативные энергетические характеристики турбоагрегатов КЭС имеют следующий вид:
или
где - тепло, подведённое к турбине для выработки электроэнергии,
Гкал/ч;
- расход холостого хода, Гкал/ч;
- частичный удельный расход тепла для выработки электроэнергии, Гкал/МВт*ч;
- увеличение частичного удельного расхода тепла за точкой экономической мощности, т.е. в зоне перегрузки, Гкал/МВт*ч;
- нагрузка агрегата, МВт;
- экономическая мощность, МВт.
Характеристики паровых котлов построены в пределах от минимальных нагрузок до максимально длительной. Под минимальной нагрузкой понимается наименьшая нагрузка, с которой паровой котёл может длительно работать без нарушения циркуляции или процесса горения. Её величина составляет 35-55% от максимальной и зависит от конструктивных особенностей котлов и вида сжигаемого топлива. Для этого диапазона нагрузок задаётся характеристика КПД парового котла.
Рассчитаем цену тонны условного топлива на КЭС и ТЭЦ с помощью приведенной ниже формулы, результаты сведем в таблицу 4.1.1. Цена топлива учитывает оптовые цены на топливо, его калорийность и стоимость транспорта (для угля):
Таблица 4.1.1 - Расчет цены топлива на станциях
|
Топливо |
ТЭЦ |
КЭС |
|
|
Цена топлива франко-шахта, руб./т.нат.топл. |
Газ 2900 |
КУ 1490 |
|
|
Цена транспорта, руб./т.нат.топл. |
- |
60 |
|
|
Тепл.способность, ккал/кг.нат.топл. |
9600 |
6150 |
|
|
ЦЕНА, руб./ту.т |
2114,58 |
1764,23 |
По полученным результатам видно, что цены топлива на станциях различаются незначительно.
В качестве исходных данных мы имели уравнение энергетической характеристики данной турбины:
Qт=42.95+1.7*N+0.19*(N - 260) Гкал/ч, t0 = 565°С, Р0 = 240 ата.
Результаты расчетов сведены в таблицу 4.1.2:
Таблица 4.1.2 - Расчет показателей экономичности блока КЭС
|
Параметр |
Методика расчёта |
Значение нагрузки, МВт |
|||||||||
|
Электрическая нагрузка турбоагрегата нетто(), МВт |
105 |
135 |
165 |
195 |
225 |
260 |
261 |
280 |
300 |
||
|
Расход тепла турбиной брутто (), Гкал/ч |
Qт=42.95+1.7*N |
221,45 |
272,45 |
323,45 |
374,45 |
425,45 |
484,95 |
486,84 |
522,75 |
560,55 |
|
|
Тепловая нагрузка котла нетто (), Гкал/ч |
228,094 |
280,624 |
333,154 |
385,684 |
438,214 |
499,499 |
501,445 |
538,433 |
577,367 |
||
|
КПД котла з= f(Qк)), % |
Опр. с помощью характеристики КПД ку |
0,650 |
0,760 |
0,850 |
0,920 |
0,930 |
0,910 |
0,9 |
0,87 |
0,700 |
|
|
Потери тепла в котле (), Гкал/ч |
79,833 |
67,350 |
49,973 |
30,855 |
30,675 |
44,955 |
50,145 |
69,996 |
173,210 |
||
|
Потери топлива в котле () ту.т/ч |
11,416 |
9,631 |
7,146 |
4,412 |
4,387 |
6,429 |
7,171 |
10,009 |
24,769 |
||
|
Расход топлива котлом брутто (),ту.т/ч |
44,033 |
49,760 |
54,787 |
59,565 |
67,051 |
77,857 |
78,877 |
87,005 |
107,332 |
||
|
Удельный расход топл. (), ту.т/Гкал |
0,1931 |
0,1773 |
0,1645 |
0,1544 |
0,1530 |
0,1559 |
0,1573 |
0,1616 |
0,1859 |
||
|
Прирост тепловой нагрузки (), Гкал/ч |
, |
52,53 |
52,53 |
52,53 |
52,53 |
61,29 |
1,95 |
36,99 |
38,93 |
||
|
Прирост расхода топлива котла брутто (),ту.т/ч |
5,727 |
5,027 |
4,778 |
7,486 |
10,806 |
1,020 |
8,128 |
20,327 |
|||
|
Относ. прирост топлива котла ( ), ту.т/Гкал |
0,252 |
0,239 |
0,234 |
0,286 |
0,319 |
0,667 |
0,363 |
0,665 |
|||
|
Относ. прирост тепла турбины (), Гкал/МВт*ч |
из нормативной характеристики турбины |
1,7 |
1,7 |
1,7 |
1,7 |
1,7 |
1,89 |
1,89 |
1,89 |
||
|
Относ.прирост топлива блока (), ту.т /МВт*ч |
0,4284 |
0,4058 |
0,3977 |
0,4854 |
0,5428 |
1,2610 |
0,6856 |
1,2570 |
|||
|
Относ. прирост издержек на топливо блока (), руб/МВт*ч |
755,849 |
715,895 |
701,675 |
856,300 |
957,701 |
2224,771 |
1209,552 |
2217,676 |
Графики основных нормативных характеристик для блока КЭС и для станции:
Рисунок 4.1.1 - Расходная характеристикта блока КЭС
Рисунок 4.1.2 - ХОП топлива блока КЭС
Рисунок 4.1.3 - ХОП издержек на топливо блока КЭС
Построение характеристик КЭС в зависимости от числа работающих блоков () осуществляется следующим образом:
- расходная характеристика: и ;
- ХОП топлива: и .
Рисунок 4.1.4 - Расходная характеристика КЭС
Рисунок 4.1.5 - ХОП топлива КЭС
Рисунок 4.1.6 - ХОП издержек на топливо КЭС
4.2 Балансы электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ
Особенности технологического процесса ТЭЦ определяют последовательность составления балансов:
- баланс тепловой энергии (на производство пара и горячей воды);
- баланс электрической нагрузки, в которой выделяется расчёт теплофикационной (вынужденной) мощности (Nтф) и конденсационной мощности (Nкн).
Составление баланса тепловой энергии:
Основой составления баланса являются нормативные энергетические характеристики основного оборудования ТЭЦ и графики нагрузки в паре и горячей воде. В общем виде нормативная энергетическая характеристика турбоагрегатов ТЭЦ имеет вид:
· турбина «Т»:
= +*+*+, =m*-;
· турбина «ПТ»:
=+*+*++, = *+*-;
· турбина «Р»:
=+*+, = m*-,
где - часовой расход тепла подведённого к турбине, Гкал/ч;
- расход холостого хода, Гкал/ч;
- относительный прирост тепла для теплофикационного и конденсационного режимов, Гкал/МВтч;
- потери электрической мощности с потоками холостого хода, МВт;
- удельная выработка электрической энергии, МВтч/Гкал;
I и II - показатели для отборов пара и горячей воды, соответственно.
Таблица 4.2.1 - Энергетические характеристики турбоагрегатов ТЭЦ
|
Турбина |
Расчетные параметры |
Уравнения энергетических характеристик |
|||
|
Отбор, Гкал/ч |
Давление, ата |
Расход пара, Гкал/ч |
Мощность ТФ режима, МВт |
||
|
Т-250-240 |
Qр=350 |
Ротб(р)=1,2 |
Qт=50+0,88*Nтф+1,7*Nкн+Qотб |
NТФ=0,765 *Qотб -38 |
|
|
ПТ-50-130/7 |
QрI=80 QрII=40 |
Ротб(р)=7 Ротб(р)=2,5 |
QТ=15+0,87*NТФ+ +2*NКН+QОТБI+ QОТБII |
NТФ=0,205 *QОТБ I + +0,61*QОТБ II-8,7 |
|
|
Р -50-130/13 |
Qр=216 |
Рк(р)=13 |
QТ=0,9+0,87*NТФ+ Qотб |
NТФ=0,275 *Qотб -9,3 |
Распределение тепловой нагрузки на производственные нужды между агрегатами типа «ПТ» и «Р», по критерию max в пределах нормативного расчётного отбора по пару
Распределение тепловой нагрузки на теплофикацию и тепловой нагрузки на производственные нужды в зимний и летний периоды представлены в таблицах:
Таблица 4.2.2 - Баланс тепловой энергии в зимнем периоде
|
Интервал времени |
Тепловая нагрузка ТЭЦ |
Нагрузка турбоагрегатов |
|||||||
|
Т-250-240 |
Р -50-130/13 |
ПТ-50-130/7 |
|||||||
|
0-6 |
270 |
370 |
350 |
216 |
54 |
20 |
|||
|
6-20 |
290 |
390 |
350 |
216 |
74 |
40 |
|||
|
20-24 |
275 |
380 |
350 |
216 |
59 |
30 |
|||
|
За сутки, Гкал |
6780 |
9200 |
8400 |
5184 |
0 |
1596 |
800 |
||
|
За месяц, Гкал |
206225,00 |
279833,33 |
255500,00 |
157680,00 |
0,00 |
48545,00 |
24333,33 |
Таблица 4.2.3 - Баланс тепловой энергии в летнем периоде
|
Интервал времени |
Тепловаянагрузка ТЭЦ |
Нагрузка турбоагрегатов |
|||||||
|
Т-250-240 |
Р -50-130/13 |
ПТ-50-130/7 |
|||||||
|
0-6 |
153,90 |
210,90 |
210,90 |
153,90 |
Ремонт |
||||
|
6-20 |
165,30 |
222,30 |
222,30 |
165,30 |
|||||
|
20-24 |
156,75 |
216,60 |
216,60 |
156,75 |
|||||
|
За сутки, Гкал |
3864,60 |
5244,00 |
5244,00 |
3864,60 |
|||||
|
За месяц, Гкал |
117548,25 |
159505,00 |
159505,00 |
117548,25 |
Составление баланса электрической нагрузки ТЭЦ:
На основе проведенного распределения тепловой нагрузки на теплофикацию и на производственные нужды определим вынужденную теплофикационную мощность каждого турбоагрегата по представленным зависимостям для каждой ступени суточного графика нагрузки как для зимы, так и для лета.
Найдем суммарную электрическую мощность теплофикационного режима:
Найдем конденсационную вынужденную мощность, необходимую для пропуска пара в конденсатор (в расчете взято 4% от установленной мощности турбоагрегата). Дополнительная конденсационная мощность ТА и ТЭЦ, которая может использоваться для обеспечения электрической нагрузки энергосистемы, рассчитывается по следующим формулам:
для ТЭЦ;
для турбоагрегата.
Таблица 4.2.4- Баланс электрической мощности ТЭЦ в зимний период
|
Интер-вал времени |
Т-250-240 |
Р -50-130/13 |
ПТ-50-130/7 |
ТЭЦ |
|||||||
|
N тф |
N кн вын |
N кн доп |
N тф |
N тф |
N кн вын |
N кн доп |
N тф |
N кн вын |
N кн доп |
||
|
0-6 |
229,75 |
10,00 |
10,25 |
50,00 |
14,57 |
2,00 |
33,43 |
294,32 |
12,00 |
43,68 |
|
|
6-20 |
229,75 |
10,00 |
10,25 |
50,00 |
30,87 |
2,00 |
17,13 |
310,62 |
12,00 |
27,38 |
|
|
20-24 |
229,75 |
10,00 |
10,25 |
50,00 |
21,70 |
2,00 |
26,31 |
301,45 |
12,00 |
36,56 |
|
|
За сутки, МВт*ч |
5514,00 |
240,00 |
246,00 |
1200,00 |
606,38 |
48,00 |
545,62 |
7320,38 |
288,00 |
791,62 |
|
|
За месяц, МВт*ч |
167717,50 |
7300,00 |
7482,50 |
36500,00 |
18444,06 |
1460,00 |
16595,94 |
222661,56 |
8760,00 |
24078,44 |
Таблица 4.2.5 - Баланс электрической мощности ТЭЦ в летний период
|
Интервал времени |
Т-250-240 |
Р -50-130/13 |
ПТ-50-130/7 |
ТЭЦ |
|||||||
|
N тф |
N кн вын |
N кн доп |
N тф |
N тф |
N кн вын |
N кн доп |
N тф |
N кн вын |
N кн доп |
||
|
0-6 |
123,34 |
10,00 |
116,66 |
33,02 |
Ремонт |
156,36 |
10,00 |
116,66 |
|||
|
6-20 |
132,06 |
10,00 |
107,94 |
36,16 |
168,22 |
10,00 |
107,94 |
||||
|
20-24 |
127,70 |
10,00 |
112,30 |
33,81 |
161,51 |
10,00 |
112,30 |
||||
|
За сутки, МВт*ч |
3099,66 |
240,00 |
2660,34 |
839,57 |
3939,23 |
240,00 |
2660,34 |
||||
|
За месяц, МВт*ч |
94281,33 |
7300,00 |
80918,68 |
25536,77 |
119818,09 |
7300,00 |
80918,68 |
Степень использования , главным образом, определяется сравнительной экономичностью блоков КЭС и конденсационной частью нагрузок ТЭЦ. Для возможности такого сопоставления необходимо построить нормативные характеристики блоков ТЭЦ.
Расчет выполняется аналогично расчету по КЭС для диапазона регулирования нагрузки, который определяется зоной «экономичной мощности» котла. Результаты расчета сведены в таблицы:
Таблица 4.3.1 - Расчет относительных приростов блока Т-250-240 (зимний период)
|
Наименование |
Расчётное выражение |
Нагрузка турбин конденсационная, МВт |
||||||
|
Nдоп, МВт |
5,125 |
6,150 |
7,175 |
8,200 |
9,225 |
10,250 |
||
|
Расход тепла турбиной (QT), Гкал/ч |
|
627,893 |
629,635 |
631,378 |
633,120 |
634,863 |
636,605 |
|
|
Тепловая нагрузка котла (QK), Гкал/ч |
|
646,729 |
648,524 |
650,319 |
652,114 |
653,908 |
655,703 |
|
|
Тепловая нагрузка котла в % от максимальной производительности |
98,63 |
98,91 |
99,18 |
99,45 |
99,73 |
100,00 |
||
|
КПД котла з= f(Qк)), % |
определяется с помощью универсальной характеристики КПД котла |
81,5 |
81,2 |
80,9 |
80,6 |
80,3 |
80 |
|
|
Абсолютные потери тепла котельных агрегатов (?Qкi), Гкал/ч |
|
119,645 |
121,923 |
124,211 |
126,510 |
128,820 |
131,141 |
|
|
Часовой расход топлива котлом (Вкi), ту.т./ч |
Вкi=(Qki+?Qki)/7 |
109,482 |
110,064 |
110,647 |
111,232 |
111,818 |
112,406 |
|
|
Абсолютные потери топлива котельных агрегатов (?Вкi), ту.т./ч |
?Вкi=Bki*(100-зki)/100 |
20,254 |
20,692 |
21,134 |
21,579 |
22,028 |
22,481 |
|
|
Расчётная нагрузка j-х интервалов (Nрасч),% |
Nрасч = (Nj+Nj+1) |
5,638 |
6,663 |
7,688 |
8,713 |
9,738 |
||
|
Относительный прирост топлива котельных агрегатов (b'кi) |
=0,143+(-)/(-) |
0,335 |
0,336 |
0,337 |
0,337 |
0,338 |
||
|
Относительный прирост тепла конденсационной нагрузки турбины (qкн), Гкал/МВт*ч |
qкн из нормативной энергетической характеристики турбины |
1,7 |
1,7 |
1,7 |
1,7 |
1,7 |
1,7 |
|
|
Относительный прирост топлива блока (), ту.т /МВт*ч |
0,570 |
0,571 |
0,572 |
0,574 |
0,575 |
|||
|
Относительный прирост издержек на топливо блока (Ибл), руб/МВт*ч |
1205,1 |
1207,8 |
1210,5 |
1213,1 |
1215,8 |
По результатам расчетов построим графики основных нормативных характеристик блока Т-250-240 для зимнего периода:
Рисунок 4.3.1 - ХОП топлива блока Т-250-240 (зимний период)
Рисунок 4.3.2 - Расходная характеристика блока Т-250-240 (зимний период)
Рисунок 4.3.3 - ХОП издержек на топливо блока Т-250-240 (зимний период)
Таблица 4.3.2 - Расчет относительных приростов блока ПТ-50-130/7(зимний период)
|
Наименование |
Расчётное выражение |
Нагрузка турбин конденсационная, МВт |
||||||
|
Nдоп, МВт |
16,715 |
20,058 |
23,401 |
26,744 |
30,087 |
33,430 |
||
|
Расход тепла турбиной (QT), Гкал/ч |
139,106 |
145,792 |
152,478 |
159,164 |
165,850 |
172,536 |
||
|
Тепловая нагрузка котла (QK), Гкал/ч |
143,279 |
150,166 |
157,052 |
163,939 |
170,825 |
177,712 |
||
|
Тепловая нагрузка котла в % от максимальной производительности |
80,62 |
84,50 |
88,37 |
92,25 |
96,12 |
100,00 |
||
|
КПД котла з= f(Qк)), % |
определяется с помощью универсальной характеристики КПД котла |
90 |
88 |
86 |
84 |
82 |
80 |
|
|
Абсолютные потери тепла котельных агрегатов (?Qкi), Гкал/ч |
14,328 |
18,020 |
21,987 |
26,230 |
30,749 |
35,542 |
||
|
Часовой расход топлива котлом (Вкi), ту.т./ч |
Вкi=(Qki+?Qki)/7 |
22,515 |
24,027 |
25,577 |
27,167 |
28,796 |
30,465 |
|
|
Абсолютные потери топлива котельных агрегатов (?Вкi), ту.т./ч |
?Вкi=Bki*(100-зki)/100 |
2,252 |
2,883 |
3,581 |
4,347 |
5,183 |
6,093 |
|
|
Расчётная нагрузка j-х интервалов (Nрасч),% |
Nрасч = (Nj+Nj+1) |
18,387 |
21,730 |
25,073 |
28,416 |
31,759 |
||
|
Относительный прирост топлива котельных агрегатов (b'кi) |
=0,143+(-)/(-) |
0,235 |
0,244 |
0,254 |
0,264 |
0,275 |
||
|
Относительный прирост тепла конденсационной нагрузки турбины (qкн), Гкал/МВт*ч |
qкн из нормативной энергетической характеристики турбины |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
|
|
Относительный прирост топлива блока (), ту.т /МВт*ч |
0,469 |
0,489 |
0,508 |
0,529 |
0,550 |
|||
|
Относительный прирост издержек на топливо блока (Ибл), руб/МВт*ч |
992,7 |
1033,2 |
1075,1 |
1118,5 |
1163,4 |
По результатам расчетов построим графики основных нормативных характеристик блока ПТ-50-130/7 (зимний период):
Рисунок 4.3.4 - ХОП топлива блока ПТ-50-130/7 (зимний период)
Рисунок 4.3.5 - Расходная характеристика блока ПТ-50-130/7 (зимний период)
Рисунок 4.3.6 - ХОП издержек на топливо блока ПТ-50-130/7 (зимний период)
Таблица 4.3.3 - Расчет относительных приростов блока Т-250-240 (летний период)
|
Наименование |
Расчётное выражение |
Нагрузка турбин конденсационная, МВт |
||||||
|
Nдоп, МВт |
58,331 |
69,997 |
81,663 |
93,329 |
104,995 |
116,662 |
||
|
Расход тепла турбиной (QT), Гкал/ч |
485,600 |
505,433 |
525,265 |
545,098 |
564,930 |
584,762 |
||
|
Тепловая нагрузка котла (QK), Гкал/ч |
500,168 |
520,596 |
541,023 |
561,450 |
581,878 |
602,305 |
||
|
Тепловая нагрузка котла в % от максимальной производительности |
83,04 |
86,43 |
89,83 |
93,22 |
96,61 |
100,00 |
||
|
КП... |
Подобные документы
Расчет производственной мощности и составление годового графика ремонта оборудования электростанций. Планирование режимов работы электростанций. Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии электростанциями энергосистемы.
курсовая работа [46,1 K], добавлен 14.07.2013Расчет тепловой нагрузки и построение графика. Предварительный выбор основного оборудования: паровых турбин и котлов. Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию. Расчет тепловой схемы. Баланс пара. Анализ загрузки турбин и котлов, тепловой нагрузки.
курсовая работа [316,0 K], добавлен 03.03.2011Расчет электрической и тепловой нагрузки потребителей района. Выбор водогрейных котлов низкого и высокого давления. Калькуляция себестоимости энергии. Капитальные вложения в ТЭЦ. Расчет расхода электроэнергии на собственные нужды по отпуску тепла.
курсовая работа [562,6 K], добавлен 17.02.2013Определение характеристики относительного прироста расхода топлива конденсационной тепловой электростанции. Расчет оптимального распределения нагрузки между агрегатами тепловой электростанции. Определение графика электрической нагрузки потребителей ЭЭС.
курсовая работа [2,3 M], добавлен 08.01.2017Определение потребности района в электрической и тепловой энергии и построение суточных графиков нагрузки. Расчет мощности станции, выбор типа и единичной мощности агрегатов. Определение капиталовложений в сооружение электростанции. Затраты на ремонт.
курсовая работа [136,9 K], добавлен 22.01.2014Потребление тепловой и электрической энергии. Характер изменения потребления энергии. Теплосодержание материальных потоков. Расход теплоты на отопление и на вентиляцию. Потери теплоты с дымовыми газам. Тепловой эквивалент электрической энергии.
реферат [104,8 K], добавлен 22.09.2010Производство электрической и тепловой энергии. Гидравлические электрические станции. Использование альтернативных источников энергии. Распределение электрических нагрузок между электростанциями. Передача и потребление электрической и тепловой энергии.
учебное пособие [2,2 M], добавлен 19.04.2012Факторы распространенности электроэнергии на современных производствах и в быту в виде энергии пара, горячей воды, продуктов сгорания топлива. Виды тепловых электрических станций. Графики электрической и тепловой нагрузки, способы покрытия их пиков.
контрольная работа [62,5 K], добавлен 19.01.2011Расчет потребности в тепловой и электрической энергии предприятия (цеха) на технологический процесс, определение расходов пара, условного и натурального топлива. Выявление экономии энергетических затрат при использовании вторичных тепловых энергоресурсов.
контрольная работа [294,7 K], добавлен 01.04.2011Характеристика тепловой нагрузки. Определение расчётной температуры воздуха, расходов теплоты. Гидравлический расчёт тепловой сети. Расчет тепловой изоляции. Расчет и выбор оборудования теплового пункта для одного из зданий. Экономия тепловой энергии.
курсовая работа [134,1 K], добавлен 01.02.2016Расчет параметров и построение суточных (зимних и летних) графиков нагрузки потребителей электрической сети. Составление годового и квадратичного графика нагрузки работы узла электрической сети по продолжительности в течение различных периодов времени.
контрольная работа [317,2 K], добавлен 17.12.2011Проектирование теплоэлектроцентрали: определение себестоимости электрической и тепловой энергии, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет тепловой схемы, составление баланса пара. Определение валового выброса вредных веществ в атмосферу.
дипломная работа [1000,1 K], добавлен 18.07.2011Основы энергосбережения, энергетические ресурсы, выработка, преобразование, передача и использование различных видов энергии. Традиционные способы получения тепловой и электрической энергии. Структура производства и потребления электрической энергии.
реферат [27,7 K], добавлен 16.09.2010Расчет годовой потребности в электрической энергии и электрических нагрузок потребителей. Расчет годовой потребности района теплоснабжения в тепловой энергии. Выбор турбинного и котельного оборудования. Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу.
курсовая работа [459,3 K], добавлен 04.04.2012Построение температурного графика отпуска тепловой энергии потребителям. Подбор насосного оборудования. Тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию. Подбор котлов и газового оборудования. Расчет тепловой схемы котельной. Такелажные и монтажные работы.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 20.03.2017Роль электроэнергии в производственных процессах на современном этапе, метод ее производства. Общая схема электроэнергетики. Особенности главных типов электростанций: атомной, тепловой, гидро- и ветрогенераторы. Преимущества электрической энергии.
презентация [316,3 K], добавлен 22.12.2011Экономичность и надежность энергосбережения. Общие сведения о теплоэлектроцентралях. Переход с раздельного производства энергии на теплофикацию. Виды теплоцентралей в Беларуси. Механизм модернизации производства энергии. Снижение тепловой нагрузки.
реферат [22,2 K], добавлен 20.11.2011Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции ТЭЦ, эксплуатационные издержки. Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции. Расход условного топлива при однотипном оборудовании. Структура затрат и себестоимости электрической и тепловой энергии.
курсовая работа [35,1 K], добавлен 09.11.2011Частота переменного электрического тока как один из показателей качества электрической энергии. Устройства автоматической частотной разгрузки, их работа в условиях дефицита активной мощности. Ограничение повышения частоты, расчет мощностей нагрузки.
курсовая работа [483,0 K], добавлен 11.05.2010Определение суммарной нагрузки районной подстанции. Выбор числа и мощности трансформаторов. Электрический расчет воздушной ЛЭП 110кВ. Проверка аппаратуры на устойчивость. Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электрической энергии.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 04.07.2011
