Главная Коллекция "Otherreferats" Физика и энергетика Планирование на энергопредприятии

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.

Страница:

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

Тепловая

нагрузка 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

КПД котла з= f(Qк)), %

определяется с помощью универсальной характеристики КПД котла

89

87,2

85,4

83,6

81,8

80

Абсолютные потери тепла котельных агрегатов (?Qкi), Гкал/ч

55,018

66,636

78,989

92,078

105,902

120,461

Часовой расход топлива котлом (Вкi), ту.т./ч

Вкi=(Qki+?Qki)/7

79,312

83,890

88,573

93,361

98,254

103,252

Абсолютные потери топлива котельных агрегатов (?Вкi), ту.т./ч

?Вкi=Bki*(100-зki)/100

8,724

10,738

12,932

15,311

17,882

20,650

Расчётная нагрузка j-х интервалов (Nрасч),%

Nрасч = (Nj+Nj+1)

64,164

75,830

87,496

99,162

110,828

Относительный прирост топлива котельных агрегатов (b'кi)

=0,143+(-)/(-)

0,242

0,250

0,259

0,269

0,279

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

0,411

0,426

0,441

0,457

0,473

Относительный прирост издержек на топливо блока (Ибл), руб/МВт*ч

868,4

900,1

932,8

966,5

1001,2

По результатам расчетов построим графики основных нормативных характеристик блока Т-250-240 для летнего периода:

Рисунок 4.3.7 - ХОП топлива блока Т-250-240 (летний период)

Рисунок 4.3.8 - Расходная характеристика блока Т-250-240 (летний период)

Рисунок 4.3.9 - ХОП издержек на топливо блока Т-250-240 (летний период)

5. ОПТИМИЗАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БАЛАНСА

5.1 Покрытие приходной части баланса

Целью данного раздела курсового проекта является определения места каждой электростанции в общем графике нагрузки ЭЭС для покрытия приходной части энергетического баланса.

Для покрытия нагрузки рекомендуется следующий порядок рассмотрения участия различных типов станций в суточном балансе:

- базовую часть суточного графика вписывается вынужденная составляющая ГЭС;

- в базовую часть графика нагрузки вводятся теплофикационная и вынужденная мощности ТЭЦ;

- определяется режим использования свободной располагаемой энергии ГЭС;

- по критерию минимальных затрат определяется последовательность загрузки КЭС и конденсационной мощности ТЭЦ.

При решении этой задачи по данным суточного зимнего и летнего графиков нагрузки необходимо построить интегральные кривые нагрузки (ИКН).

Для этого необходимо:

1. График нагрузки поделить на горизонтальные зоны, соответствующие ступеням изменениям нагрузки ДРсовм.зим и ДРсовм.лет;

2. По оси времени для каждой зоны подсчитать продолжительность ее нагрузки Дti, ч, где i=1…n-число временных зон;

3. Определить величину электроэнергии ДЭээс для каждой зоны;

4. Произвести последовательное суммирование полученных значений электроэнергии для каждой зоны Эээс.

Результаты расчетов для разных сезонов представлены в таблицах 6.1.1 и 6.1.2:

Таблица 51.1 - Интегральная кривая нагрузки (зима)

№ врем.зоны

Р''совм.зим, МВт

?Р''совм.зим, МВт,

Дt, ч

ДЭээс, МВт*ч

Эээс, МВт*ч

1

2502,30

24,00

60055,17

60055,17

2

3072,99

570,69

20,00

11413,79

71468,97

3

3683,33

610,34

16,00

9765,52

81234,48

4

3805,17

121,84

12,00

1462,07

82696,55

5

4447,70

642,53

8,00

5140,23

87836,78

6

4633,33

185,63

4,00

742,53

88579,31

Таблица 5.1.2 - Интегральная кривая нагрузки (лето)

№ врем.зоны

Р''совм.лет, МВт

Р''совм.лет, МВт

Дt, ч

ДЭээс, МВт*ч

Эээс (МВт*ч)

1

1460,21

24,00

35044,97

35044,97

2

1745,62

285,41

20,00

5708,28

40753,24

3

2019,99

274,37

16,00

4389,89

45143,13

4

2615,40

595,41

12,00

7144,97

52288,09

5

2755,08

139,68

8,00

1117,43

53405,52

6

2863,40

108,32

4,00

433,29

53838,80

Построим интегральные кривые нагрузки . При этом выработка электроэнергии откладывается в масштабе по оси абсцисс ИКН, а на оси ординат в соответствующем масштабе - мощность системы. Точке максимальной мощности соответствует суточное потребление электроэнергии системы.

.

Рисунок 5.1.1 - Интегральная кривая нагрузки ЭЭС для зимнего периода.

Рисунок 5.1.2 - Интегральная кривая нагрузки ЭЭС для летнего периода

5.2 Определение доли ГЭС в общей выработке ЭЭС

При определении доли ГЭС необходимо разместить в базовой части графика нагрузки ЭЭС вынужденную по условиям работы водохозяйственного комплекса и определить величину базовой выработки ГЭС:

.

Для размещения оставшейся выработки ГЭС в летнем и зимнем графиках нагрузки ЭЭС следует использовать два следующих критерия:

- ГЭС обеспечивает максимальное покрытие пиковой части графика нагрузки;

- максимальное использование всего располагаемого энергетического ресурса водотока.

Для определения места использования свободной мощности ГЭС можно применить следующий метод:

1. Построить прямоугольный треугольник, катеты которого равны:

;

2. Перемещая треугольник АВС по ИКН, добиться такого его положения, когда катеты [АВ] и [ВС] параллельны осям абсцисс и ординат, соответственно.

При этом возможны два крайних режима использования свободной энергии ГЭС: покрытие пика нагрузки при малом ресурсе по воде; работа в базовой части графика и наличие холостых сбросов при большом притоке.

Таблица 5.2.1 - Расчет базовой и дополнительной мощностей ГЭС

Наименование показателя

Зима

Лето

, млрд.кВтч

3.5

5.5

, МВтч

19444

30555

, МВт

1200

,МВтч

4800

7200

PбазГЭС МВт

200

300

[ВС] = (ЭсутГЭС-ЭбазГЭС), МВт*ч

14644

23355

[АВ] = (, МВт

1000

900

Впишем треугольник ГЭС в интегральную кривую нагрузки. Как уже было выяснено ранее, энергосистема является сильно дефицитной, требуется покупка мощности на оптовом рынке. Поэтому попытаемся использовать ресурсы станций максимально. Найдем такое положение ГЭС в графике нагрузки, чтобы полностью использовать и свободную мощность, и возможный расход воды. Как видно из рис.5.2.1 и 5.2.2, зимой место ГЭС - в пике ГН, а летом - в полупиковой части

Рисунок 5.2.1 - Расположение ГЭС на ИКН в зимний период

Рисунок 5.2.2 - Расположение ГЭС на ИКН в летний период

5.3 Определение места КЭС и ТЭЦ в общей выработке ЭЭС

При решении задачи учтем следующие факторы:

- выработка ТЭЦ в теплофикационном режиме и ее вынужденная конденсационная мощность располагаются в базовой части графика нагрузки;

- принятие решения по загрузке ТЭЦ в конденсационном режиме и КЭС основывается на сравнении их ХОП в стоимостном выражении;

- наличие связи с оптовым рынком требует обоснования экономической целесообразности закупок на нем энергетической продукции.

Полученные результаты размещения станций и определения величины перетока для зимнего и летнего периодов сведем в таблицы 5.3.1 и 5.3.2. Мощность, необходимая на собственные нужды тепловых станций, рассчитана в зависимости от количества загруженных блоков:

КЭС - 4 блока (один блок - аварийный резерв), Кс.н. = 0,04;

ТЭЦ - 3 блока, Кс.н. = 0,098.

Таблица 5.3.1 - Баланс мощности ЭЭС для зимнего периода

время

ГЭС(база)

ТФ ТЭЦ

КН(вын) ТЭЦ

КЭС

КН(д) ТЭЦ

Покупка

ГЭС

Предложение

Спрос

0-4

200

260,02

12

1152

43,68

834,60

0,00

2502,30

2502,30

4-8

200

268,17

12

1152

35,53

1405,29

0,00

3072,99

3072,99

8-12

200

276,32

12

1152

27,38

1780

1000,00

4447,70

4447,70

12-16

200

276,32

12

1152

27,38

1232,30

905,17

3805,17

3805,17

16-20

200

276,32

12

1152

27,38

1965,6

1000,00

4633,33

4633,33

20-24

200

267,145

12

1152

36,56

2015,63

0,00

3683,33

3683,33

Эi сутки

4800

6497,18

288

27648

791,62

31809,68

11620,69

88579,30

88579,31

Построим график распределения станций для зимнего сезона:

Рисунок 5.3.1 - Распределение станций ЭЭС в покрытие зимнего графика нагрузки

Рисунок 5.3.2 - Нагрузка станций ЭЭС в покрытие зимнего графика

Таблица 5.3.2 - Баланс мощности ЭЭС для летнего периода

время

ГЭС(база)

ТФ ТЭЦ

КН(вын)

ТЭЦ

КЭС

КН(д) ТЭЦ

Гэс

(полупик)

Покупка

Предло-

жение

Спрос

0-4

300

126,96

10

945,85

77,40

1460,21

1460,21

4-8

300

132,89

10

1152

150,73

1745,62

1745,62

8-12

300

138,82

10

1152

107,94

900,00

254,64

2863,40

2863,40

12-16

300

138,82

10

1152

107,94

900,00

6,65

2615,41

2615,41

16-20

300

138,82

10

1152

107,94

900,00

146,32

2755,08

2755,08

20-24

300

132,11

10

1152

425,88

2019,99

2019,99

Построим график распределения станций для летнего сезона:

Рисунок 5.3.3 - Распределение станций ЭЭС в покрытие летнего графика нагрузки

Рисунок 5.3.4 - Нагрузка станций ЭЭС в покрытие летнего графика

Сведем все полученные выше данные в форму №1 (таблица 5.3.2). Расчет квартальных значений:

где - значение суточного показателя (энергии отпущенной с шин, покупной энергии или проданной энергии).

Таблица 5.3.2 - Форма 1. Баланс поставок электрической энергии, тепла и мощности

№ п/п

Наименование

Ед. изм.

Период

итого

1 квартал

2 квартал

3 квартал

4 квартал

1.

Поставки электрической энергии

1.1.

Полезный отпуск электроэнергии (Эпо), всего

млн.кВтч

7032,090

4274,128

4274,128

7032,090

22612,436

1.2.1.

Потери электроэнергии в сетях

млн.кВтч

1050,772

643,408

643,408

1050,772

3388,360

1.2.2.

то же % к полезному отпуску

%

14,943

15,054

15,054

14,943

14,984

1.3.

Отпуск в сеть - всего

млн.кВтч

8082,860

4949,294

4949,294

8082,860

26064,308

1.4.

Отпуск в сеть от собственных источников (Эош)

млн.кВтч

4534,211

4691,013

4691,013

4534,211

18450,449

1.4.1.

КЭС

млн.кВтч

2522,880

2447,635

2447,635

2522,880

9939,71

1.4.2.

ГЭС

млн.кВтч

1498,388

1881,215

1881,215

1498,388

6759,206

1.4.3.

ТЭЦ

млн.кВтч

691,383

435,163

435,163

691,383

2253,091

1.5.

Покупная электроэнергия, всего

млн.кВтч

3370,21

148,78

148,78

3370,21

7037,98

2.

Поставки тепловой энергии

2.1.

Отпуск тепловой энергии с коллекторов

тыс. Гкал

1534,921

874,905

874,905

1534,921

4819,652

2.2.

Потери в тепловых сетях - всего

тыс. Гкал

76,746

43,745

43,745

76,746

240,983

2.3.

Полезный отпуск тепловой энергии - всего

тыс. Гкал

1458,175

831,160

831,160

1458,175

4578,670

3.

Поставки электрической мощности и энергии

МВт

3.1

Поставки электрической мощности

3.1.1.

Установленная мощность электростанций

МВт

3050

3050

3050

3050

3.1.2.

Покупка мощности с рынка

МВт

2215,633

477,150

477,150

2215,633

3.1.3

Продажа мощности на рынок

МВт

3.2

Продажа электрической энергии на ОРЭМ

млн.кВтч

6. РЕМОНТНАЯ ПРОГРАММА

Целью данного раздела является упрощенный расчет планового графика капитальных ремонтов основного оборудования электростанций на базе планово-предупредительных ремонтов. При планировании ремонтов используются следующие основные нормативы:

- периодичность и очередность проведения ремонтов;

- время простоя в капитальном ремонте.

Периодичность ремонтов определяется длительностью ремонтного цикла, представляющего собой время эксплуатации между двумя капитальными ремонтами. Межремонтный период для оборудования ТЭС принимается равным 3-4 года, для агрегатов ГЭС - 5-7 лет. Допустим, межремонтный период для различных видов станций в рассматриваемой ЭЭС составляет: КЭС - 4 года, ТЭЦ - 3 года, ГЭС - 5 лет.

Время простоя энергооборудования в капитальном ремонте для упрощения расчетов примем следующим: блоки КЭС - 2 месяца; блоки ТЭЦ - 1 месяц; агрегаты ГЭС - 1 месяц.

Определим требуемую (диспетчерски располагаемую) максимальную мощность ЭЭС по месяцам используя следующую формулу:

,

где - максимальная нагрузка потребителей энергосистемы;

- величина необходимого резерва, примем равной мощности 200 МВт.

Определим располагаемую ремонтную мощность энергосистемы как разность между суммарной установленной мощностью энергосистемы (7470 МВт) и требуемой (диспетчерской располагаемой) максимальной мощностью ЭЭС по месяцам расчетного периода:

.

Полученные расчеты сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Расчет ремонтной мощности энергосистемы

Квартал

1

2

3

4

NЭЭСу

3050

NрезЭЭСt

300

РЭЭСt

4031

2491,16

2491,16

4031

N"д.ЭЭСt, МВт

4855,03

3115,01

3115,01

4855,03

Nрем расп

-1805

-65

-65

-1805

Nремээс

200

300

300

0

Nпокупээс

2005,03

365,01

365,01

2005,03

Рисунок 6.1 - Распределение ремонтной мощности по месяцам

Как было выяснено ранее, данная ЭЭС является дефицитной. Покрытие нагрузки во время проведения ремонтов будет осуществляться за счет дополнительной покупки мощности с оптового рынка. Исходя из нормативов межремонтного периода, к ремонтируемому оборудованию относятся:

- 1 агрегат ГЭС;

- 1 блок КЭС;

- 1 блок ТЭЦ.

Таблица 6.2 - План-график ремонтов основного оборудования ЭЭС

Наименование оборудования

Месяцы

Длительность, дни

Календарные даты ремонта

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

начало

окончание

ГА №1

30

01.02

02.03

БЛ. № 5 - КЭС

60

01.06

30.07

ПТ-50-130/7 ТЭЦ

30

01.08

30.08

№ п/п

Наименование

Ед. изм.

Период

итого

1 квартал

2 квартал

3 квартал

4 квартал

1.

Поставки электрической энергии

1.1.

Полезный отпуск электроэнергии (Эпо), всего

млн.кВтч

7032,090

4274,128

4274,128

7032,090

22612,436

1.2.1.

Потери электроэнергии в сетях

млн.кВтч

1050,772

638,663

638,663

1050,772

3378,870

1.2.2.

то же % к полезному отпуску

%

14,943

14,943

14,943

14,943

14,943

1.3.

Отпуск в сеть - всего

млн.кВтч

8082,860

4912,794

4912,794

8082,860

25991,308

1.4.

Отпуск в сеть от собственных источников (Эош)

млн.кВтч

4534,211

4654,513

4654,513

4534,211

18377,449

1.4.1.

КЭС

млн.кВтч

2522,880

2228,635

2228,635

2522,880

9503,031

1.4.2.

ГЭС

млн.кВтч

1319,948

1990,715

1990,715

1319,948

6621,327

1.4.3.

ТЭЦ

млн.кВтч

691,383

435,163

435,163

691,383

2253,091

1.5.

Покупная электроэнергия, всего

млн.кВтч

3548,649

258,280

258,280

3370,21

7435,419

2.

Поставки тепловой энергии

2.1.

Отпуск тепловой энергии с коллекторов

тыс. Гкал

1534,921

874,905

874,905

1534,921

4819,652

2.2.

Потери в тепловых сетях - всего

тыс. Гкал

76,746

43,745

43,745

76,746

240,983

2.3.

Полезный отпуск тепловой энергии - всего

тыс. Гкал

1458,175

831,160

831,160

1458,175

4578,670

3.

Поставки электрической мощности и энергии

МВт

3.1

Поставки электрической мощности

3.1.1.

Установленная мощность электростанций

МВт

3050

3050

3050

3050

3.1.2.

Покупка мощности с рынка

МВт

2315,633

577,150

577,150

2215,633

в том числе для резервов (ремонт)

МВт

200

300

300

0,000

3.1.3

Продажа мощности на рынок

МВт

3.2

Продажа электрической энергии на ОРЭМ

млн.кВтч

Таблица 6.3. - Форма 1. Баланс поставок электрической энергии, тепла и мощности (с учетом ремонтной компании)

7. ПЛАНИРОВАНИЕ ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Топливный баланс разрабатывается по энергосистеме и отражает потребность в топливе отдельных тепловых электростанций на производство электрической энергии и тепла. Расходная часть топливного баланса отражает общую потребность в условном топливе (ту.т). Приходная часть топливного баланса представляет расчет обеспечения топливом станций, выраженной в условных и натуральных единицах с учетом видов топлива (тн.т).

В работе рассчитывается топливный баланс для суточной потребности в топливе зимнего и летнего периодов года, на основе которого разрабатывается годовой баланс топлива и издержки на топливо ТЭС.

7.1 Расход топлива на КЭС

Определим расход топлива на КЭС в зимний и в летний период, используя для этого графики нагрузки для соответствующего сезона и нормативные энергетические характеристики турбоагрегатов станции. Расход топлива на КЭС одинаков зимой и летом, т.к. станция постоянно максимально загружена.

Таблица 7.1.1 - Расчет расхода топлива на КЭС (зимний и летний периоды)

Интервалвремени

Nтф

Qт

Qк

Qк, %

зк, %

Вкэс, т/ч

0-24

1200

2242,2

2309,466

100

70

429,33

За сутки

28800

53812,8

55427,184

10303,914

Ремонтный период

0-24

900

1681,65

1732,01

100

70

321,997

За сутки

21600

40359,6

41570,39

7727,935

Суммарный расход топлива на КЭС за зимний и летний периоды составит:

Bкэс = 10303,914*305+7727,935*60 = 3606,37 тыс. т.у.т.

Определим удельный расход топлива на КЭС для разных периодов года:

bош зима = 372,682 г.у.т./кВтч

bош лето = 372,682 г.у.т./кВтч

7.2 Расход топлива на ТЭЦ

Определим расход топлива на ТЭЦ в зимний и летний период и распределим общий расход топлива между отпускаемой электроэнергией и теплом. Для выполнения расчетов воспользуемся энергетическим методом, который позволяет, с одной стороны, существенно упростить процесс распределения топлива по видам энергии на стадии текущего планирования производственной программы энергокомпании и предприятий, а с другой - использовать среднеарифметическую пропорцию отнесения приоритетов на оба вида энергии.

В расчете принимаются следующие допущения:

- тепловая энергия потребителю отбирается в виде пара и горячей воды только из отборов турбин (для упрощения расчетов принято, что отсутствует отбор горячей воды от ПВК и сетевых насосов ТЭЦ);

- не учитываются дополнительные расходы тепла при работе конденсаторов с ухудшенным вакуумом;

- ГН по пару не учитывает различия его по параметру - давлению в кгс/см2; расчет выполняется в пределах расчетных давлений отборного пара и горячей воды, определяемых характеристическими условиями нормативных энергетических характеристик турбоагрегатов ТЭЦ;

- не учитывается возможность отпуска редуцированного пара от котлов потребителям;

- коэффициент теплового потока может быть принят -

Таблица 7.2.1 - Расчет расхода топлива на ТЭЦ для зимнего периода

Т-250-240

Nтф

Nкн

Qт

Qк

Qк, %

зк

Вк, т/ч

0-6

229,75

20,25

636,61

655,70

100,00

80,00

112,52

6-20

229,75

20,25

636,61

655,70

100,00

80,00

112,52

20-24

229,75

20,25

636,61

655,70

100,00

80,00

112,52

За сутки

2700,45

Р-50-130/13

Nтф

Nкн

Qт

Qк

Qк, %

зк

Вк, т/ч

0-6

50,00

0,00

260,40

268,21

100,00

80,00

46,03

6-20

50,00

0,00

260,40

268,21

100,00

80,00

46,03

20-24

50,00

0,00

260,40

268,21

100,00

80,00

46,03

За сутки

1104,60

ПТ-50-130/7

Nтф

Nкн

Qт

Qк

Qк, %

зк

Вк, т/ч

0-6

14,57

35,43

172,54

177,71

88,88

90,00

27,95

6-20

30,87

19,13

194,12

199,94

100,00

80,00

34,31

20-24

21,70

28,31

179,48

184,87

92,46

85,00

30,40

За сутки

769,67

Таблица 7.2.2 - Расчет расхода топлива на ТЭЦ для летнего периода

Т-250-240

Nтф

Nкн

Qт

Qк

Qк, %

зк

Вк, т/ч

0-6

123,34

126,66

584,76

602,31

99,28

80,20

103,18

6-20

132,06

117,94

589,01

606,68

100,00

80,00

104,11

20-24

127,70

122,30

586,89

604,49

99,64

80,10

103,64

За сутки

2491,17

Р-50-130/13

Nтф

Nкн

Qт

Qк

Qк, %

зк

Вк, т/ч

0-6

33,02

183,53

189,04

92,85

85,00

31,09

6-20

36,16

197,66

203,59

100,00

80,00

34,94

20-24

33,81

187,06

192,67

94,64

83,00

32,24

За сутки

804,56

Таблица 7.2.3 - Расчет КПД по производству тепла и электроэнергии на ТЭЦ для зимнего периода

Параметр

Ед. изм.

Т-250-240

Р-50-130/13

ПТ-50-130/7

ТЭЦ

Qотбп

Гкал

0,00

157680,00

48545,00

206225,00

Qотбг.в.

Гкал

255500,00

0,00

24333,33

279833,33

Э тф

МВтч

167717,50

36500,00

18444,06

222661,56

Э кн

МВтч

14782,50

0,00

18055,94

32838,44

Эош

МВтч

182500,00

36500,00

219000,00

438000,00

Qт

Гкал

428271,65

189435,90

125051,55

742759,10

Q к нетто

441119,80

195118,98

128803,09

765041,87

В сум

т.у.т.

130065,62

В э

т.у.т.

0,5 от суммарного расхода

65032,81

В тэ

т.у.т.

0,5 от суммарного расхода

65032,81

b ош Э

г.у.т./кВт*ч

164,61

b ок Q

137,23

э/э тэц

%

74,72

т/э тэц

%

104,21

Так как КПД ТЭЦ по производству тепловой энергии свыше 100%, задаем его значение зт/э тэц = 96 % , тогда:

В э

т.у.т.

56144,25

В тэ

т.у.т.

73921,37

b ош Э

г.у.т./кВт*ч

142,11

b ок Q

152,08

э/э тэц

%

86,55

т/э тэц

%

96,00

Таблица 7.2.3 - Расчет КПД по производству тепла и электроэнергии на ТЭЦ для летнего периода

Параметр

Ед. изм.

Т-250-240

Р-50-130/13

ТЭЦ

Qотбп

Гкал

0,00

117548,25

117548,25

Qотбг.в.

Гкал

159505,00

0,00

159505,00

Э тф

МВтч

94281,33

25536,77

119818,09

Э кн

МВтч

88218,68

0,00

88218,68

Эош

МВтч

182500,00

25536,77

208036,77

Qт

Гкал

392494,31

139766,14

532260,45

Q к нетто

Гкал

402558,27

143349,89

545908,16

В сум

т.у.т.

92968,75

В э

т.у.т.

0,5 от суммарного расхода

46484,38

В тэ

т.у.т.

0,5 от суммарного расхода

46484,38

b ош Э

г.у.т./кВт*ч

247,72

b ок Q

172,08

э/э тэц

%

49,65

т/э тэц

%

83,10

7.3 Составление топливного баланса энергосистемы

Топливный баланс разрабатывается по энергосистеме и отражает потребность в топливе отдельных тепловых электростанций на производство электроэнергии и тепла. Расходная часть топливного баланса отражает общую потребность в условном топливе. Приходная часть представляет расчет обеспечения топливом станций с учетом видов топлива.

По полученным выше результатам составим годовой баланс топлива энергосистемы и представим его в виде таблицы 7.3.1 и 7.3.2:

Таблица 7.3.1 - Форма 2.1. План по топливу (потребность в топливе (по видам) на электростанциях)

№ п/п

Наименование

Ед. изм.

Период

итого

1 квартал

2 квартал

3 квартал

4 квартал

1.

Отпуск электроэнергии с шин ЭС

млнкВт.ч

1706,73

1329,28

1329,28

1706,73

6072,03

-по теплофикационному циклу

млнкВт.ч

667,98

359,45

359,45

667,98

2054,88

-по конденсационному циклу

млнкВт.ч

1038,75

969,83

969,83

1038,75

4017,16

2.

Отпуск тепла с коллекторов источников

тыс. Гкал

1534,92

874,91

874,91

1534,92

4819,65

3.

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии

г у.т./кВт.ч

3.1.

ТЭЦ:

г у.т./кВт.ч

1062,84

470,07

470,07

1062,84

3.1.1.

по теплофикационному циклу

г у.т./кВт.ч

158,73

158,73

158,73

158,73

3.1.2.

по конденсационному циклу

г у.т./кВт.ч

904,11

311,34

311,34

904,11

3.2.

КЭС

г у.т./кВт.ч

357,77

288,71

288,71

357,77

4.

Удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии

кгу.т./Гкал

152,08

172,08

172,08

152,08

5.

Потребность в топливе для производства электроэнергии - всего

тыс. т у.т

1135,33

1001,33

1001,33

1135,33

4273,33

5.1.

ТЭЦ

тыс. т у.т

195,10

139,45

139,45

195,10

669,10

5.2.

КЭС

тыс. т у.т

940,23

861,88

861,88

940,23

3604,22

6.

Потребность в топливе для производства теплоэнергии

тыс. т у.т

221,76

139,45

139,45

221,76

722,43

7.

Суммарная потребность в топливе

тыс. т у.т

1357,09

1140,79

1140,79

1357,09

4995,76

8.

Расход нефтетоплива - всего,

тыс. т у.т

0

0

0

0

9.

Расход угля - всего,

тыс. т у.т

1357,09

1140,79

1140,79

1357,09

4995,76

9.А.

Расход каменного угля - всего

тыс. т у.т

1357,09

1140,79

1140,79

1357,09

4995,76

9.Б.

Расход бурого угля - всего

тыс. т у.т

0

0

0

0

0

10.

Расход прочих видов топлива - всего,

Страница:


Подобные документы

  • Планирование производственной программы энергосистемы

    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 14.07.2013

  • Проект теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

    Расчет 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 03.03.2011

  • Расчет технико-экономических показателей ТЭЦ

    Расчет 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 17.02.2013

  • Наивыгоднейшее распределение нагрузки потребителей в энергосистеме

    Определение 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 08.01.2017

  • Расчет источника снабжения теплоэлектроцентрали

    Определение 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 22.01.2014

  • Система учета тепловой энергии в мире и в РБ

    Потребление 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 22.09.2010

  • Общая энергетика

    Производство 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 19.04.2012

  • Графики нагрузки различных типов потреблений электроэнергии и энергосистемы в целом, их обеспечение и регулирование

    Факторы 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 19.01.2011

  • Показатели потребности в тепловой и электрической энергии

    Расчет 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 01.04.2011

  • Расчет тепловых затрат на коммунально-бытовые нужды

    Характеристика 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 01.02.2016

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2025, ООО «Олбест» Все наилучшее для вас