ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРЕДПРИЯТИЯ
advertisement
Н. А ЗУЕВА ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРЕДПРИЯТИЯ Учебно-методическое пособие 1 2 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ВЯТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Факультет экономики и менеджмента Кафедра экономики Н. А ЗУЕВА ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРЕДПРИЯТИЯ Учебно-методическое пособие Киров 2015 3 ББК У305.142(07) З-93 Допущено к изданию методическим советом факультета экономики и менеджмента ФГБОУ ВО « ВятГУ» в качестве учебно-методического пособия к практическим занятиям по дисциплине «Государственные и рыночные механизмы управления в электроэнергетике» для студентов всех форм обучения направлений подготовки бакалавров: 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» всех профилей, 13.03.01 «Теплоэнергетика и теплотехника» при изучении дисциплины «Экономика энергетики», а также студентов специальности 140104.65 «Промышленная теплоэнергетика» при изучении дисциплины «Экономика и управление промышленным предприятием» Рецензент доцент кафедры «Электрические станции» ФГБОУ ВПО «ВятГУ», кандидат технических наук Е. И. Кушкова Зуева, Н. А. З-93 Планирование производственной программы энергетического предприятия: учебно-методическое пособие / Зуева Н. А.– Киров: ФГБОУ ВО «ВятГУ», 2015. – 29 с. ББК У305.142(07) В издании излагаются требования к составу и оформлению, а также рекомендации по выполнению практических заданий. Авторская редакция Тех. редактор А. В Куликова ФГБОУ ВО «ВятГУ», 2015 4 Оглавление Введение 4 1. Планирование объемов производства электроэнергии 5 и отпуска тепла 1.1. Построение суточных графиков нагрузок 5 1.2.. Экономичное распределение нагрузок между 6 турбоагрегатами 1.3. Разработка годового графика ремонта 10 1.4. Расчет выработки электроэнергии и отпуска тепла 11 2. Разработка энергетического баланса ТЭЦ 14 2.1. Показатели турбинного цеха 14 2.2. Баланс тепла 17 2.3. Показатели котельного цеха 19 2.4. Показатели теплофикационного отделения 22 2.5. Общестанционные показатели 24 Литература 28 3 Введение Учебно-методическое пособие предназначено для выполнения практических заданий по дисциплине «Государственные и рыночные механизмы управления в электроэнергетике» для студентов всех форм обучения направлений «Электроэнергетика и подготовки электротехника» бакалавров: всех 13.03.02 профилей, 13.03.01 «Теплоэнергетика и теплотехника» при изучении дисциплины «Экономика энергетики», а также студентов специальности 140104.65 «Промышленная теплоэнергетика» при изучении дисциплины «Экономика и управление промышленным предприятием». Целью выполнения заданий является закрепление у студентов полученных теоретических знаний и приобретение практических навыков в самостоятельном решении отдельных вопросов управления энергетическим производством. В процессе выполнения работы студент должен получить представление об особенностях и методах планирования деятельности энергопредприятия и приобрести практические навыки в решении актуальных вопросов производственного менеджмента на проведения расчетов с современных методик использованием основе и нормативных материалов.. В рамках данной работы предусматривается разработка производственной программы тепловой электрической станции— ТЭЦ (теплоэлектроцентрали), работающей в составе Территориальной Генерирующей Компании ( ТГК). Работа включает в себя 2 задания, выполняемых поэтапно и последовательно на основе общих исходных данных. Первое задание посвященное планированию объемов производства электроэнергии и отпуску тепла от ТЭЦ выполняется в 4 этапа: - построение суточных графиков тепловой и электрической нагрузок (для зимних и летних суток), исходя из заданного диспетчерского графика; 4 -экономичное распределение нагрузок между турбо агрегатами, установленными на станции; - разработка годового графика планово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования ТЭЦ; - расчет выработки электроэнергии и отпуска тепла в суточном разрезе, по сезонам (отопительный и неотопительный) и за год, без учета и с учетом ППР. Второе задание, посвященное разработке энергетического баланса ТЭС, выполняется по результатам, полученным в первом задании в следующем порядке: - расчет показателей турбинного цеха; - составление баланса тепла; - расчет показателей котельного цеха; -. расчет показателей теплофикационного отделения; - расчет общестанционных показателей. Исходные данные по вариантам: состав основного оборудования, вид топлива, графики нагрузок и их максимумы, время отопительного и неотопительного периодов, радиус теплоснабжения потребителей горячей водой и др. студенты получают у преподавателя (индивидуально или по подгруппам). По результатам выполненной работы студент должен пройти собеседование с преподавателем и получить зачет по модулю. 1. Планирование объемов производства электроэнергии и отпуска тепла 1.1. Построение суточных графиков нагрузок. На основе данных о величинах максимумов нагрузок и диспетчерских графиков их распределения по интервалам времени в течение суток, заданных в процентах от максимума соответствующей нагрузки (см. 5 исходные данные), построить суточные графики тепловой и электрической нагрузок для зимнего и летнего дня. 1.2.Экономичное распределение нагрузок между турбоагрегатами. Распределение тепловой и электрической нагрузок между турбоагрегатами осуществляется в следующем порядке: 1. Вначале производят распределение тепловых нагрузок. Покрытие графика тепловой нагрузки осуществляется за счет регулируемых отборов турбин на соответствующие параметры пара в пределах их расчетной (т.е. максимально возможной) величины. В случаях, когда мощности отборов недостаточно, оставшаяся часть графика покрывается: для тепловой нагрузки в паре на промышленные нужды - редуцированным паром от котлов (через РОУ), а для покрытия нагрузок на нужды отопления и горячего водоснабжения используются пиковые водогрейные котлы (ПВК). Если на станции установлены одинаковые по типоразмерам турбоагрегаты, осуществлять загрузку их отборов можно либо последовательно, либо параллельно (по усмотрению студента). При решении этого вопроса в данной работе не требуется проводить дополнительные техникоэкономические расчеты. Если на станции установлены разнотипные турбоагрегаты, имеющие одинаковые по параметрам пара отборы и противодавления (например, типа «Т» и «ПТ»), то предпочтение для покрытия базисной части теплового графика отдается той турбине, которая вырабатывает относительно большую выработку электроэнергии при одинаковой загрузке отборов. Для этого в уравнение зависимости NТ f (QТ) той и другой турбины следует подставить одинаковое значение тепловой 6 мощности отбора - QТ , максимальное по величине, но возможное для обеих турбин. 2. После распределения тепловых нагрузок определяется вынужденная теплофикационная мощность - N Т отдельно по отборам, турбинам и по станции в целом. 3. Далее приступают к распределению графика электрической нагрузки. Базисная часть графика электрической нагрузки покрывается за счет вынужденной теплофикационной мощности. Остаток нагрузки распределяется между мощностями конденсационных турбоагрегатов и свободной конденсационной мощностью теплофикационных турбин. При этом следует руководствоваться правилами экономичного распределения, а именно, использовать конденсационные мощности в порядке последовательного снижения частичных удельных расходов тепла на выработку электроэнергии. Если по условиям экономичного распределения нагрузки не требуется загрузка теплофикационных турбоагрегатов в конденсационном режиме, то им необходимо обеспечить часть так называемой «привязанприв ной» мощности - N к , вырабатываемой на вентиляционном пропуске пара в часть низкого давления турбины и в конденсатор (чтобы исключить перегрев), а загрузку предыдущей по экономичности турбины снизить на величину этой мощности. прив Величина N к может быть определена как: N кприв N н N T ( p ) , МВт где N н - номинальная мощность турбоагрегата, МВт. N T ( p ) - теплофикационная мощность, вырабатываемая на максимальном пропуске пара через отбор турбины - QT ( p ) , который приводится в характеристических данных турбоагрегата справочного материала ( далее НСМ)). 7 (см. П-1, нормативно- После распределения графиков нагрузок рассчитывается выработка электроэнергии и отпуск тепла за сутки (зимние и летние). Для этого мощности, участвующие в покрытии того или иного графика, умножают на число часов в интервале и затем суммируют, чтобы получить суточные величины выработки электроэнергии и отпуска тепла. Расчеты по распределению графиков тепловой и электрической нагрузок могут быть представлены в форме таблицы 1. Таблица 1 Интервалы времени в течение За суток с Нагрузка и её покрытие у 1 2-7 8-16 17-22 23-24 т З а 1. Тепловая нагрузка в паре, ГДж/ч Покрытие: а) отбор турб. 1 б) отбор турб. 2 и т.д. в) РОУ 2. Тепловая нагрузка на нужды отопления и гор. водоснабжения, ГДж/ч Покрытие: а) отбор турб. 1 б) отбор турб. 2 и т.д. 8 Интервалы времени в течение За суток с Нагрузка и её покрытие у 1 2-7 8-16 17-22 23-24 т З а в) ПВК 3. Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на: а) промышленные нужды: турб. 1 турб. 2 и т.д. б) нужды отопления и горячего водоснабжения: турб. 1 турб. 2 и т.д. 4. Электрическая нагрузка, МВт Покрытие: а) теплофикац. мощностью: турб. 1 турб. 2 и т.д. б) конденсац. мощностью: 9 Интервалы времени в течение За суток с Нагрузка и её покрытие у 1 2-7 8-16 17-22 т 23-24 З а турб. 1 турб. 2 и т.д. в порядке снижения экономичности 1.3. Разработка годового графика ремонта . Следующим этапом в выполнении данного раздела работы является разработка годового графика ремонта оборудования. справочными материалами, приведенными в приложении Пользуясь ( П2, НСМ) следует определить вид и количество проводимых ремонтов, а также продолжительность ремонтного простоя турбогенераторов и котельных агрегатов. В соответствии с принятыми данными строится календарный график ремонта основного оборудования ТЭЦ. Форму графика можно принять следующую (см. табл. 2). Годовой график ППР Таблица 2 Тип агрегата Месяцы, годы 1 2 3 4 Турбогенераты 1. … 10 5 6 7 8 ….. 12 2. … и т.д. Котлоагрегаты 1. … 2. … и т.д. Примечание: длительность простоя в ремонте может быть условно показана в масштабе прямоугольниками с различной штриховкой для капитального, среднего и текущего ремонтов. При планировании ремонтов в календарном разрезе исходят из следующего: 1. Теплофикационные турбоагрегаты капитально ремонтируют в период спада тепловой нагрузки (неотопительный период). 2. Предусматривают одновременный вывод в капитальный ремонт связанного по пару оборудования. 3. Окончание ремонта одного агрегата совмещают с началом ремонта другого, с целью лучшей организации ремонтных работ (это относится к капитальным и средним ремонтам оборудования). 4.Текущие ремонты агрегатов производят равномерно в течение года. На основе графика ППР определяют число часов простоя и работы агрегатов в отопительном и неотопительном периодах и за год. 1.4. Расчет выработки электроэнергии и отпуска тепла. В заключении данной работы определяется выработка электроэнергии и отпуск тепла за отопительный и неотопительный периоды и за год по отдельным агрегатам и по станции в целом. При этом исходят из величин суточной выработки электроэнергии и суточного отпу11 ска тепла, полученных в результате экономичного распределения графиков нагрузок между турбоагрегатами, установленными на станции (см. табл. 1), и продолжительности отопительного и неотопительного периодов, приведенных в исходных данных. Такие расчеты следует произвести без учета и с учетом ремонтов оборудования. Для определения выработки электроэнергии и отпуска тепла с учетом ППР исходят из суточных их величин, полученных в результате перераспределения графиков нагрузок между турбоагрегатами при выводе их в ремонты, согласно разработанному ранее графику ППР. Поскольку турбоагрегаты выводятся в ремонты поочередно, то снижение выработки энергии в тот или иной период находящегося в ремонте агрегата может быть частично компенсировано путем догрузки до номинальных мощностей оставшихся в работе турбин (при условии, что оставшиеся в работе турбоагрегаты менее экономичны по сравнению с ремонтируемым). Если это невозможно, то для покрытия графика нагрузки во время ремонтов может быть использован резерв мощности энергосистемы Для компенсации недоотпуска тепла, при максимальной загрузке соответствующих отборов оставшихся в работе турбин, могут быть использованы ПВК и РОУ. Результаты расчета выработки электроэнергии без учета и с учетом ППР необходимо представить в форме таблицы 3. Таблица 3 Выработка электроэнергии, МВтч Источники покрытия нагрузки в неотопит. в отопит. период ЭТ ЭК за год период Э ЭТ 12 ЭК Э ЭТ ЭК Э Турб. 1 Турб. 2 и т.д. Итого по ТЭЦ Энергосистема Всего: Примечание: для турбин типа «К» необходимо выделить выработку электроэнергии в экономической ( N ЭК ) и неэкономической (NНЕЭК) зонах. Для оформления расчетов по отпуску тепла может быть использована форма таблицы 4. Таблица 4 Источн Отпуск тепла, ГДж ики в отопит. период в неотопит. период покрыт QTOT QTOT QTПР QT QTПР ия нагрузк и Турб. 1 Турб. 2 и т.д. ПВК РОУ Всего: 13 QT за год QTOT QTПР QT 2. Составление энергетического баланса ТЭЦ. Энергобаланс электростанции разрабатывается с целью определения основных технико-экономических показателей эксплуатации как станции в целом, так и основных ее цехов. Поэтому составление планового энергобаланса производится в порядке последовательных расчетов соответствующих показателей по турбинному цеху (отделению), балансу тепла, котельному цеху (отделению), теплофикационному отделению и станция в целом. При расчете показателей энергобаланса используется методика определения технико-экономических показателей на электростанциях (Л-3,14). 2.1. Показатели турбинного цеха Используя энергетические характеристики турбин (П-1, НСМ), а также полученные в 1 разделе данные о выработке электроэнергии и числе часов работы каждой турбины в течение года, определяется расход тепла на выработку электроэнергии по каждому турбоагрегату и затем по цеху в целом. Так, для конденсационных турбин расход тепла на выработку электроэнергии определится следующим образом: Qэ Qxx * n qэк * Ээк qнеэк Энеэк , ГДж, где Q xx - расход тепла на холостой ход, ГДж/ч; n - число часов работы турбоагрегата в течение года, ч; qэк , qнеэк - частичные удельные расходы тепла на выработку электро- энергии соответственно: в зоне экономических и в зоне неэкономических нагрузок, ГДж/МВтч; 14 Ээк , Энеэк - годовая выработка электроэнергии соответственно: в зоне экономических и неэкономических нагрузок, МВтч. Для теплофикационных турбоагрегатов: Qэ Qxx * n qТ * ЭТ qк Эк , ГДж где qТ , qк - удельные частичные расходы тепла на выработку электроэнергии соответственно: по теплофикационному и по конденсационному циклам, ГДж/МВтч; - выработка электроэнергии за год соответственно: по ЭТ , Эк теплофикационному и по конденсационному циклам, мВтч; Q xx , - см. выше. После определения расходов тепла на выработку электроэнергии по отдельным турбинам определяется расход тепла на выработку электроэнергии по цеху в целом (путём суммирования) и к.п.д. турбинного цеха брутто: бр ТЦ 3,6 * Э ,% Qэ где Э - общая выработка электроэнергии по станции за год, мВтч; Qэ - суммарный расход тепла на выработку электроэнергии по цеху (без учёта расхода тепла на собственные нужды), ГДж. Затем определяется расход тепла на выработку электроэнергии (удельный): qэ Qэ , ГДж/мВтч. Э Далее определяется расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха: на циркуляционные насосы: GH *10 3 Эцн , мВтч, 3597 * н * эg где G - количество воды, расходуемой на охлаждение в конденсатоpax турбин, т; 15 Н - напор, развиваемый циркуляционными насосами, м. вод. ст. (ус- ловно можно принять = 6 м. вод. ст., имея в виду, что система водоснабжения- прямоточная; насосы установлены в машинном зале); н , эg - к. п. д. насоса и к. п. д. электродвигателя (в данной работе можно принять н * эg 0.5 0.6 ). Расход охлаждающей воды для конденсаторов турбин определяется: G Qk * m * k , т, i где Qk - количество тепла в паре, проходящем в конденсатор, 1Дж; m - кратность охлаждения (в среднем m 50 70 ); i - разность удельного количества теплоты входящего в конденсатор отработавшего пара и выходящего из него конденсата (принимается в пределах 2,14 2,22 ГДж/т); - коэффициент, учитывающий расход охлаждающей воды на k охладители (воздухо-, газо-, масло- и т.д.). В среднем k =1,05. Количество тепла, поступающего в конденсатор с отработавшим паром, определяется: Qk Qэ где эм 3,6 * Э эм , Гдж, - электромеханический к.п.д. турбогенератора (зависит от мощности турбогенераторов). Для турбин, мощностью: 12 мВт эм 0,94 25 100 мВт эм 0,95 0,97 100 200 мВт эм 0,97 0,98 на конденсатные насосы: Экн (а * n в * Эк ) *10 3 , МВтч, где а - расход электроэнергии на час работы турбоагрегата, кВтч/ч; в - удельный расход (частичный) на единицу энергии, вырабатываемой турбоагрегатом, кВтч/кВтч. 16 Коэффициенты а и в приведены в (П-3 , НСМ). Расход электроэнергии на прочие собственные нужды турбинного цеха можно определить по укрупненной среднемесячной норме (15 30 МВтч/мес. в зависимости от мощности станции). При определении суммарного потребления электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха и электроцеха необходимо учесть потери в трансформаторах собственных нужд: сн ЭТЦ 1 сн ТЦ * (Эцн Экн Эпр ) , мВтч, сн сн где тр - к. п. д. трансформаторов собственных нужд, д.ед. ( тр можно принять порядка 0,96). В заключение определяется к. п. д. нетто турбинного цеха: Н ТЦ СН 3,6 * (Э ЭТЦ ) QЭ QТСН , где QТСН - расход тепла на собственные нужда турбинного цеха (в расчетах можно принять QТСН равным 0,5% от расхода тепла на производство электроэнергии - Qэ ). 2.2. Баланс тепла Баланс тепла составляется для определения его выработки котельным цехом. Он должен суммировать все расхода и потери тепла на электростанции. Баланс тепла может быть составлен в виде таблицы 5. 17 Таблица 5 № п.п Статьи баланса . Усл. Расход, ГДж Приход, ГДж Qэ + - QТ + - обозначение Расход тепла на 1 выработку электроэнергии Отпуск тепла со станции всего, 2 в том числе: а) на нужды отопления QTOT и горячего + водоснабжения б) на промышленные нужды QTПР + - QТСН + - Qпот + - Q распр + - QКН + - QКСН + - QКбр - + Расход тепла на 3 собственные нужды турбинного цеха 4 5 6 Потери при отпуске тепла Потери тепла при распределении Итого отпуск тепла котельной Расход тепла на 7 собственные нужды котельной Всего выработка тепла котельной 18 Потери и расход тепла на собственные нужды определяются на основании плановых норм. Так, потери при отпуске тепла со станции внешним потребителям Qпот принимаются равными 5 8%% от суммарного отпуска тепла со станции в паре и горячей воде - QТ . Норматив потерь тепла при распределении, характеризующих совершенство тепловой схемы в данной работе, можно принять 1 2% от QКН , поэтому вначале определяется величина QКН : QRН 100 (Qэ QT QTCH Qпот ), 100 q распр а затем Q распр QKH (Qэ QT QTCH Qпот ). Расход тепла на собственные нужды котельного цеха включает в себя: расход тепла на обдувку и расшлаковку, на нефтехозяйство, на отопление топливоподачи и служебных помещений котельного цеха и т.п. Эта величина расхода тепла зависит от множества факторов и для разных электростанций меняется в значительных пределах. Ориентировочно можно принять норматив расхода тепла на собственные нужда котельного цеха в пределах q KCH (2.5 3.0)% от QКбр . Поэтому и здесь сначала определяется: QКБР 100 * QKH , CH 100 q K а затем QKCH QKбр QКН . 2.3. Показатели котельного цеха Вначале определяется расход топлива на выработку тепла котельным цехом: 19 В 0,0342 * QKбр Кбр , т.у.т., где Кбр - принимается в зависимости от типа установленных котлов и вида сжигаемого топлива (П-4, НСМ ). Расход натурального топлива определяется в соответствии с видом топлива и его теплотворной способностью: ВН В * 7000 , т.н.т., Q pH H где Q p - низшая теплота сгорания натурального топлива, ккал/кГ, определяется в соответствии с П-5, НСМ. Выработка пара котельным цехом определяется по формуле: Д бр К QKбр *10 3 , т., inn inb где inn,inb - теплосодержание соответственно: перегретого пара и питательной воды, кДж/кГ (П-6, НСМ ). Расход питательной воды котельным цехом можно принять равным величине их выработки брутто, т.е. Gnb Д K,h . Годовой выход золы можно подсчитать следующим образом: 100 q H q H Ар ( ) 100 З * BH , т., 100 где З - выход золы, т.; q H - процентные потери к весу топлива с механическим недожогом (в зависимости от типа топки и вида сжигаемого топлива эта величина может быть принята в пределах 1,5 3%); АР - зольность рабочей массы топлива, % (П-5, НСМ); ВH - расход натурального топлива, т.н.т. Расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включает в себя: расход электроэнергии на питательные насосы: 20 Эпн апн * Gnb *10 3 , МВтч, где апн - удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны питательной воды, кВтч/т (зависит от давления пара в котлах: при давлении 100 ата апн =2,0 3,0 кВтч/т; при давлении 140 ата апн =8,5 9,5 кВтч/т). расход электроэнергии на тягу и дутье: Этд атд * Д кбр *10 3 , МВтч, где атд - удельный расход э/э на дымососы и дутьевые вентиляторы, кВтч/т (П-7, НСМ). расход э/э на топливоподачу: Этп атп * Вн *10 3 , МВтч, где атп - удельный расход э/э на подачу I тонны натурального топлива в бункера котельной, кВтч/т. Ориентировочно можно принять атп = 0,6 1,0 кВтч/т. расход э/э на трпливоприготовление (дробление, помол топлива и транспорт пыли): Эдр адр * Вн *10 3 , МВтч, Эпт апт * Вн *10 3 , МВтч, где адр - удельный расход э/э на дробление топлива, кВтч/т.н.т. В зависимости от марки угля и коэффициента размолоспособности можно принять в пределах адр =1,5 2,3 кВтч/т; апт - удельный расход э/э на помол топлива и транспорт пыли, кВтч/т (П-8, РМ). - расход э/э на золоудаление – рассчитывается в зависимости от системы золоудаления: Эгзу а гзу * З *10 3 , МВтч, где агзу - удельный расход э/э на удаление золы из котельной на золоотвал, 21 кВтч/т. (Ориентировочно можно принять равным 6 8 кВтч/т золы, предположив систему гидрозолоудаления с багерными насосами). расход э/э на прочие собственные нужды котельного цеха, определяется с учетом коэффициента =1,015 1,025 от суммы полученных ранее показателей расхода э/э потребителей собственных нужд котельного цеха. Суммарный расход э/э на собственные нужды котельной определяется с учетом к.п.д. трансформаторов собственных нужд: Экцсн (Эпн Этд Этп Эдр Эпт Эгзу ), МВтч. сн тр Далее определяется к.п.д. нетто котельной: Qкн Qкэсн 0,0342 , В н к сн где Qкэ - расход тепла, эквивалентный расходу э/э на собственные нужды котельной, ГДж; определяется следующим образом: Q сн кэ 3,6 * Экцсн н тц , ГДж. 2.4. Показатели теплофикационного отделения Вначале определяется к. п. д. нетто тепловой теплофикационного отделения: нт то Qт . Qт Qпот Для определения к. п. д. нетто теплофикационного отделения следует определить расход э/э на собственные нужды данного отделения. Расход э/э на собственные нужды теплофикационного отделения включает в себя: расход э/э на сетевые насосы: Эсн GH *10 3 , МВтч, 3597 * эд * н 22 где G - количество сетевой воды, перекачиваемой насосами за год, т; Н - напор, развиваемый сетевыми насосами, м. вод. ст., определяется с учетом радиуса теплоснабжения по сумме его падений в прямом и обратном трубопроводах водяной теплофикационной сети, в подогревателях станции и в приемниках потребителей, т.е. Н Н с Н б Н п, м. вод. ст. (Ориентировочно можно считать: Н с =10 м.вод.ст. на I км разветвленной сети, Н б =6,7 м.вод.ст. и Н п =4 5 м.вод.ст.). эд , н - соответственно к. п. д. электродвигателя и насоса, д. ед. (может быть принято эд *н = 0,5 0,6). Количество сетевой воды, перекачиваемой насосами за год ( G ) определяется как: G Qтот *10 3 , т, i где i - разность удельного количества теплоты прямой и обратной сетевой воды, кДж/кГ ( i =335 кДж/кГ). расход э/э на конденсатные насосы подогревателей: Экнn aкн * Gкn , МВтч, n где ак - удельный расход э/э на перекачку 1 тонны конденсата, принимается в размере 1,5 2,0 кВтч/т; Gкn - количество конденсата, т. (Может быть подсчитано по формуле: Qт *10 3 G , т, ion iк n к где ion - теплосодержание отборного пара (принимается по данным для насыщенного пара при давлении, соответствующем давлению в отборе), кДж/кГ. (См. табл. водяного насыщенного пара и i-sдиаграмму); iк - теплосодержание конденсата подогревателей, ( iк =419 кДж/кГ). Далее определяется суммарный расход э/э на собственные нужды 23 теплофикационного отделения с учетом к. п. д. трансформаторов собственных нужд: сн Это (Эсн Экnn ), МВтч, сн тр где - коэффициент, учитывающий расход э/э на прочие собственные нужды теплофикационного отделения, может быть принят =1,03 1,05. К. п. д. нетто теплофикационного отделения определится как: н то Qт сн Qт Qпот Qто ( э) , сн где Qто ( э ) - расход тепла, эквивалентный расходу э/э на собственные нужды теплофикационного отделения: сн Qто ( э) сн 3,6 * Это н тц , ГДж. 2.5. Общестанционные показатели Здесь определяются: 1. Удельные расходы условного топлива на отпущенное тепло: в паре: в тпр 34,2 , кГ.у.т/ГДж; нт * то * тп в тот 34,2 , кГ.у.т/ГДж. н * то * тп н к в горячей воде: н к 2. Расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию: в паре: n Втэ втпр * Qтпр , т.y.т.; в горячей воде: от Втэ втот * Qтот , т.y.т. 24 3 Всего годовой расход условного топлива на отпуск тепла: n от Втэ Втэ Втэ , т.y.т. 3. Расход условного топлива на отпущенную электроэнергию: Вэ В Втэ , т.y.т., где В - общий годовой расход условного топлива (см. раздел 3 показатели котельного цеха), т.у.т. 4. Суммарный расход э/э на собственные нужды электростанции: сн сн сн Этэц Этц Экцсн Это , МВтч. 5. Распределение расхода э/э собственных нужд: на отпущенную теплоэнергию: сн Этэ Экцсн * Qт Qпот сн Это , МВтч. н Qк на отпущенную э/э: сн сн Ээсн Этэц Этэ , МВтч. 6. Отпуск электроэнергии с шин станции: сн Эотп Э Этэц , МВтч. 7. Удельный расход условного топлива на отпущенный кВтч: в эотп Вэ , кГ/кВтч. Эотп 8. Относительный расход э/э на собственные нужды по производству и отпуску электроэнергии: К сн Ээсн *100 , %. Э 9. Удельный расход электроэнергии на отпущенную единицу тепла (в паре и горячей воде): т сн Этэ *10 3 , кВтч/ГДж. Qт 25 10.К.п.д. - нетто электростанции по производству электроэнергии: э тэц 0,123 *100, %. в эотп 11.К.п.д. - нетто электростанции по производству теплоэнергии: т тэц 0,0342 * Qт *100, %. Втэ Рассчитанные в задании показатели необходимо представить в упорядоченном виде в форме таблицы 5. Сводная таблица технико-экономических показателей по ТЭЦ Таблица 5 № Наименование показателя пп 1. 2. Установленная мощность ТЭЦ Число часов использования установленной мощности Усл. Един. Величина обозн. измер. показателя Nу МВт hу ч К сн % Эотп млн.кВтч Коэффициент расхода 3. электроэнергии на собственные нужды станции 4. 5. Количество электроэнергии, отпущенной с шин ТЭЦ за год Годовое число часов использования максимума: отопительной нагрузки от Т max ч технологической нагрузки тех Т max ч QT тыс.ГДж QTOT тыс.ГДж Годовой отпуск тепла с 6. коллекторов, всего, в т.ч.: на нужды отопления и 26 № Усл. Един. Величина обозн. измер. показателя QTПР тыс.ГДж в эотп Гут/кВтч в горячей воде в тот кГут/ГДж в паре в тпр кГут/ГДж э тэц % э / отп тэц % т тэц % Наименование показателя пп горячего водоснабжения 7. на технологические нужды У дельные расходы условного топлива на: 1 кВтч электроэнергии, отпущенной с шин ТЭЦ 1 ГДж тепла, отпущенного с коллекторов ТЭЦ, в т.ч.: 8. КПД станции по: производству электроэнергии отпуску электроэнергии отпуску тепла По результатам расчета необходимо сделать выводы в виде оценки по уровню технико-экономических показателей путем сравнения с достигнутыми их значениями на действующих электростанциях, а также указать круг факторов, влияющих на величину показателей. 27 Литература 1.Агарков, А. П. Экономика и управление на предприятии. Учебник для бакалавров [Электронный ресурс] / Агарков А. П. - М.: Издательскоторговая корпорация [Дашков и К`, 2013. - 400 с. - ([Учебные издания для бакалавров) 2.Бизнес-планирование в акционерных обществах энергетики и электрофикации. Под ред. С.В. Образцова. М.: Энергонадзор, 1997. 3.Жуков В.В. Бизнес-планирование в электроэнергетике: учеб.пособие для вузов/ В.В.Жуков. – М.: Изд. дом МЭИ, 2011. – 568 с. 4.Зуева, Надежда Александровна. Организационно-экономический раздел в дипломных проектах [Электронный ресурс]: учебно-метод. пособие для студентов специальности 140204.65 д/о и з/о / Н. А. Зуева. Киров: [б. и.], 2013. - 50 с. 5.Зуева, Надежда Александровна. Планирование готовности оборудования тепловых электрических станций и генерирующих компаний к несению нагрузок [Электронный ресурс]: учебно-метод. пособие по дисциплине "Экономика и организация энергетического производства" / Н. А. Зуева, А. Ю. Ложкин ;ВятГУ, СЭФ, каф. БУАиА. - Киров : [б. и.], 2009 6.Зуева, Н. А. Задания и методические указания по выполнению лабораторной работы "Расчет рабочей мощности ТЭС" [Электронный ресурс]: дисциплина "Экономика и организация энергетического производства" / Н. А. Зуева ;ВятГУ, СЭФ, каф. БУАиА. - Киров: [б. и.], 2006 7.Кожевников Н.Н. Экономика и управление энергетическими предприятиями: Учеб./Под ред. Н.Н.Кожевникова.-М.:Академия, 2004. 8.Коцепалова, Вера Ивановна. ресурс] : учеб. нагляд. Экономика энергетики[Электронный пособие 28 для студентов специальностей 140205.65,140211.65, 140610.65, направления 140400.62 / В. И. Коцепалова; ВятГУ, ФЭМ, каф. ГМУ. - Киров : [б. и.], 2013 9.Любимова Н.Г. Экономика и управление в энергетике. Учебник для магистров. - М.: Юрайт , 2014 . - 485 с. 10.Организация, планирование и управление в энергетике: Учебник / Алексеев Ю.П., Кузьмин В.Г., Мелехин В.Т., Савашинская В.И. Под ред. В.Г.Кузьмина - М.: Высшая школа, 1982. 11.Романов, А. Н. Экономика предприятия. Учебник [Электронный ресурс]/Романов А. Н. - М. :Юнити-Дана, 2012. - 768 с. - (Золотой фонд российских учебников) 12.Фомина, Валентина Николаевна. Экономика электроэнергетики[Текст] : учеб. / В. Н. Фомина; Ин-т упр. в энергетике, ИПК энергетиков, ИПК госслужбы. - М. : [б. и.], 2005. - 392 с. 13.Экономика предприятия. Учебник [Электронный ресурс] /.. - М.: Юнити-Дана, 2013. - 664 с. - (Золотой фонд российских учебников) 29 Учебное издание Зуева Надежда Александровна ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРЕДПРИЯТИЯ Учебно-методическое пособие Подписано к использованию 16.04.2015. Заказ № 2617. Федеральное государственное бюджетное образовательное высшего образования «Вятский государственный университет» 610000, Киров, ул. Московская, 36, тел.: (8332) 64-23-56, http://vyаtsu.ru 30 учреждение 31 32 33
