n=(8760-nрем) – число часов работы турбоагрегата в течение года, ч,
qт=3,69, qк=9,09 – частичные удельные расходы тепла на выработку электроэнергии соответственно: по теплофикационному и по конденсационному циклам, ГДж/МВтч,
Эт, Эк– годовая выработка электроэнергии соответственно по: теплофикационному и конденсационному циклам, МВтч;
турбина №1: Qэ=25,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047,
турбина №2: Qэ=25,1*7872+3,69*228218+9,09*130730=2228047,
турбина №3: Qэ=25,1*8328+3,69*243066+9,09*138665=2366411.
Общая выработка электроэнергии по электростанции за год, МВтч
Э=549000+183000+2*(228218+130730)+ 243066+138665=1831627.
Суммарный расход тепла на выработку электроэнергии по цеху (без учёта расхода тепла на собственные нужды, ГДж
Qэ=6650220+2*2228047+2366411=13472725.
КПД турбинного цеха брутто, %
Расход электроэнергии на собственные нужды турбинного цеха:
а) на циркуляционные насосы, МВтч
где
- количество воды, расходуемой на охлаждение в конденсаторах турбин, т,
где
- количество тепла в паре, проходящем в конденсатор, ГДж,
гдеhЭМ=0,97 – электромеханический КПД турбогенератора;
m=60 – кратность охлаждения,
k=1,05 – коэффициент, учитывающий расход охлаждающей воды на охладители,
Di=2,2 – разность удельного количества теплоты входящего в конденсатор отработавшего пара и выходящего из него конденсата, ГДж/т,
Н=6 – напор, развиваемый циркуляционными насосами(система водоснабжения – прямоточная; насосы установлены в машинном зале), м.вод.ст.,
hН,hЭД– КПД насоса и электродвигателя,
hН*hЭД=0,6;
б) на конденсатные насосы, кВтч
Экн=(а*n+b*Эк)*10-3,
где а – расход электроэнергии на час работы турбоагрегата, кВтч,
b – удельный расход на единицу энергии, вырабатываемой турбоагрегатом, кВтч/МВтч;
для турбины №1: Экн1=(30*7872+1*130730)*10-3=366,89,
для турбины №2: Экн2=(30*7872+1*130730)*10-3=366,89,
для турбины №3: Экн3=(30*8328+1*138665)*10-3=388,505,
для турбины №4: Экн4=(70*7320+0,5*732000)*10-3=878,4,
Экн=SЭкн i=2000,685;
Расход электроэнергии на прочие собственные нужды турбинного цеха по укрупнённой среднемесячной норме, МВтч/мес
Эпр=25,
Эпр=25*12=300 МВтч.
Потери в трансформаторах собственных нужд, МВтч
гдеhснтр=0,96 – КПД трансформаторов собственных нужд;
КПД нетто турбинного цеха, %
где Qснт=0,005*Qэ– расход тепла на собственные нужды турбинного цеха, ГДж
Qснт=0,005*13472725=67364;
2.2 Баланс тепла
Баланс тепла составляется для определения его выработки котельным цехом. Он должен суммировать все расходы и потери тепла на электростанции.
Потери и расход тепла на собственные нужды определяются на основании плановых норм.
Потери при отпуске тепла со станции внешним потребителям, ГДж/ч
Qпот=0,05*Qт,
Qпот=0,05*12039,37*103=601969.
Норматив потерь тепла при распределении, характеризующих совершенство тепловой схемы
qраспр=1.
Потери при распределении, ГДж/ч
Qраспр=Qнк-(Qэ+Qт+Qснт+Qпот),
где
Qраспр=26445887-(13472725+12039370+67364+601969)=
=264459.
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.
Норматив расхода тепла на собственные нужды котельного цеха
qснк=3.
Расход тепла на собственные нужды котельного цеха, ГДж/ч
Qснк=Qбрк-Qнк,
где
Qснк=27263801-26775887=487914.
Баланс тепла представлен в таблице 10.
Таблица 10
|
Статьи баланса
|
Условное обозначение |
Расход, ГДж |
Приход, ГДж |
|
Расход тепла на выработку электроэнергии |
Qэ
|
13472725 |
|
Отпуск тепла со станции на нужды отопления и горячего водоснабжения |
Qт
Qотт
Qпрт
|
12039370
3903520
8135850
|
|
Расход тепла на
собственные нужды турбинного цеха |
Qснт
|
67364 |
|
Потери при отпуске тепла |
Qпот
|
601969 |
|
Потери тепла при
Распределении |
Qраспр
|
264459 |
|
Итого отпуск тепла котельной |
Qнк
|
26445887 |
|
Расход тепла на собственные нужды котельной |
Qснк
|
487914 |
|
Всего выработка тепла котельной |
Qбрк
|
|
27263801
|
2.3 Показатели котельного цеха
Расход топлива на выработку тепла котельным цехом, т.у.т.
гдеhбрк=89,5 – КПД брутто котельных агрегатов;
Расход натурального топлива, т.н.т.
где Qнр=3040 - низшая теплота сгорания натурального топлива, ккал/кг /2/;
Выработка пара котельным цехом, т
где iпп=3478, iпв=901 – теплосодержание соответственно: перегретого пара и питательной воды, кДж/кг;
Расход питательной воды котельным цехом, т
Gпв=Дбрк,
Gпв=10,58.
Годовой выход золы, т
где qн=2 – процентные потери к весу топлива с механическим недожогом, %,
Ар=15 – зольность рабочей массы топлива, %;
Расход электроэнергии на собственные нужды котельного цеха включает в себя:
а) расход электроэнергии на питательные насосы, МВтч
Эпн=апн*Gпв*10-3,
где апн=9 – удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны питательной воды, кВтч/т;
Эпн=9*10,58*10-3=0,095;
б) расход электроэнергии на тягу и дутьё, МВтч
Этд=атд*Дбрк*10-3,
где атд=5 – удельный расход электроэнергии на дымососы и дутьевые вентиляторы, кВтч/т;
Этд=5*10,58*10-3=0,053;
в) расход электроэнергии на топливоподачу, МВтч
Этп=атп*Вн*10-3,
где атп=0,8 – удельный расход электроэнергии на подачу 1 тонны натурального топлива в бункера котельной, кВтч/т;
Этп=0,8*2398909*10-3=1919;
г) расход электроэнергии на топливоприготовление (дробление, помол топлива и транспорт пыли), МВтч
Эдр=адр*Вн*10-3,
Эпт=апт*Вн*10-3,
где адр=2 – удельный расход электроэнергии на дробление топлива, кВтч/т.н.т.,
апт=10 – удельный расход электроэнергии на помол топлива (шахтные мельницы) и транспорт пыли, кВтч/т.н.т.;
Эдр=2*2398909*10-3=4798,
Эпт=10*2398909*10-3=23989;
д) расход электроэнергии на топливоприготовление (дробление, помол топлива и транспорт пыли), МВтч
Эгзу=агзу*З*10-3,
где агзу=7 – удельный расход электроэнергии на удаление золы из котельной на золоотвал (система гидрозолоудаления с багреными насосами), кВтч/т,
Эгзу=7*400618*10-3=2804;
е) расход электроэнергии на прочие собственные нужды котельного цеха определяется с учётом коэффициентаa=1,02 от суммы полученных ранее показателей расхода электроэнергии потребителей собственных нужд котельного цеха. Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды котельной определяется с учётом КПД трансформаторов собственных нужд, МВтч
Эснкц=(a/hснтр)*(Эпн+Этд+Этп+Эдр+Эпт+Эгзу),
Эснкц=(1,02/0,96)*(0,095+0,053+1919+4798+23989+2804)=35605.
КПД нетто котельной, %
где Qснкэ=3,6*Эснкц/hнтц– расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды котельной, ГДж
Qснкэ=3,6*35605/0,2742=467462;
2.4 Показатели теплофикационного отделения
КПД нетто тепловой теплофикационного отделения, %
Для определения КПД нетто теплофикационного отделения необходимо определить расход электроэнергии на собственные нужды этого отделения, который включает в себя:
а) расход электроэнергии на сетевые насосы, МВтч
где
количество сетевой воды, перекачиваемой насосами за год, т,
гдеDi=355 – разность удельного количества теплоты прямой и обратной сетевой воды, кДж/кг
Н=DНс+DНб+DНп– напор, развиваемый сетевыми насосами, м.вод.ст.,
гдеDНс=10 – падение напора в прямом и обратном трубопроводах водяной теплофикационной сети, м.вод.ст. на 1 км разветвлённой сети,
DНб=6,7 – падение напора в подогревателях станции, м.вод.ст.,
DНп=5 – падение напора в приёмниках потребителей, м.вод.ст.,
Н=4,5*10+6,7+5=56,7,
hэд,hн– соответственно КПД электродвигателя и насоса, о.е.
hэд*hн=0,6;
б) расход электроэнергии на конденсатные насосы подогревателей, МВтч
Эпкн=акн*Gпк,
где
количество конденсата, т,
где iоп=2667 – теплосодержание отборного пара, кДж/кг,
iк=419 – теплосодержание конденсата подогревателей, кДж/кг;
акн=2– удельный расход электроэнергии на перекачку 1 тонны конденсата, кВтч/т;
Эпкн=2*5355592*10-3=10711.
Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды теплофикационного отделения с учётом КПД трансформаторов собственных нужд, МВтч
Эснто=(a/hснтр)*(Эсн+Эпкн),
гдеa=1,05 – коэффициент, учитывающий расход электроэнергии на прочие собственные нужды теплофикационного отделения;
Эснто=(1,05/0,96)*(289+10711)=12031.
КПД нетто теплофикационного отделения, %
где
расход тепла, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды теплофикационного отделения, ГДж
2.5 Общестанционные показатели
Удельный расход условного топлива на отпущенное тепло в горячей воде, кг у.т./ГДж
Удельный расход условного топлива на отпущенное тепло в паре, кг у.т./ГДж
Расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию в горячей воде, т.у.т.
Воттэ=bотт*Qотт*10-3,
Воттэ=43,1*3903520*10-3=168242.
Расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию в паре, т.у.т.
Вптэ=bпрт*Qпрт*10-3,
Вптэ=42,53*8135850*10-3=346018.
Всего годовой расход условного топлива на отпуск тепла, т.у.т.
Втэ= Вптэ+Воттэ,
Втэ=346018+168242=514260.
Расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, т.у.т.
Вэ=В–Втэ,
Вэ=1041812–514260=527552.
Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды электростанции, МВтч
Эснтэц=Эснтц+Эснкц+Эснто,
Эснтэц=2950+35605+12031=51586.
Распределение расхода электроэнергии собственных нужд, МВтч:
а) на отпущенную теплоэнергию
б) на отпущенную электроэнергию
Эснэ=Эснтэц–Эснтэ,
Эснэ=51586–29050=22536.
Отпуск электроэнергии с шин станции, МВт
Эотп=Э–Эснтэц,
Эотп=1831627–51586=1780041.
Удельный расход условного топлива на отпущенный кВтч, кг/кВтч
bотпэ=Вэ/Эотп,
bотпэ=527552/1780041=0,296.
Относительный расход электроэнергии на собственные нужды по производству и отпуску электроэнергии, %
Ксн=Эснэ*100/Э,
Ксн=22536*100/1831627=1,2.
Удельный расход электроэнергии на отпущенную единицу тепла, кВтч/ГДж
bт=Эснтэ*103/Qт,
bт=29050*103/12039370=2,41.
КПД нетто электростанции по производству электроэнергии, %
hэтэц=0,123*100/bотпэ,
hэтэц=0,123*100/0,296=41,55.
КПД нетто электростанции по производству теплоэнергии, %
hттэц=0,0342*Qт*100/Втэ,
hттэц=0,0342*12039370*100/514260=80,07.
3 Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала
3.1 Нормативная численность персонала /1/
Для ТЭЦ, работающей на буром угле, с суммарным числом котлов и турбин 9 и суммарной паропроизводительностью котлов 1100 т/ч, нормативная численность персонала: всего – 470 человек, в том числе эксплуатационного персонала – 205 и ремонтного персонала – 265 человек.
Состав и численность персонала:
-директор – 1,
-главный инженер – 1,
-заместитель директора по общим вопросам – 1,
-старший инспектор по эксплуатации, по ОТ и ТБ – 1,
-старший инспектор по эксплуатации оборудования электрической станции, подконтрольных Госгортехнадзору – 1,
-начальник смены электрической станции – 5,
-производственно-технический отдел (ПТО) – 6,
-отдел в составе ПТО по подготовке и проведению ремонта – 10,
ремонтный персонал – 10 человек;
-бухгалтерия – 6,
-отдел материально-технического снабжения (ОМТС) – 7,
-группа хозяйственного обслуживания (ГХО) – 7,
эксплуатац. персонал ОМТС и ГХО – 55 человек;
-группа делопроизводственного обслуживания – 3,
-планово-экономический отдел (ПЭО) – 4,
-группа (в составе ПТО) капитального строительства (КС) – 5,
ремонтный персонал – 5 человек;
-отдел (в составе группы КС) оборудования – 4,
-инженер по подготовке кадров – 1,
-инженер по специальной и мобилизационной работе – 1,
-старший инспектор по кадрам – 1,
производственные подразделения:
-топливно-транспортный участок в составе КТЦ,
эксплуатац. персонал – 45 человек;
-котлотурбинный цех (КТЦ),
эксплуатац. персонал – 75 человека;
-электроцех (ЭЦ),
эксплуатац. персонал – 29, ремонтный – 33 человека;
-участок тепловой автоматики и измерений в составе ЭЦ,
эксплуатац. персонал – 8, ремонтный – 26 человека;
-химический участок (с химлабораторией) в составе КТЦ,
эксплуатац. персонал – 33;
-участок централизованного ремонта тепломеханического оборудования в составе КТЦ,
ремонтный персонал – 185 человек;
-лаборатория металлов и сварки,
-цех наладки и испытания оборудования,
эксплуатац. персонал – 6 человек;
-гидротехнический участок в составе КТЦ,
-ремонтно-строительный участок в составе КТЦ,
ремонтный персонал – 13 человек;
-золопогрузочный участок в составе КТЦ;
-участок теплоснабжения и подземных коммуникаций в составе КТЦ.
3.2 Схема организационно-производственной структуры ТЭЦ /2/
3.3 Фонд оплаты труда персонала /1/
Расчёт средств на оплату труда в курсовой работе производится укрупнённо в форме таблицы 11.
Принимается минимальная тарифная ставка рабочего первого разряда 840 руб. Т.к. установленная мощность ТЭЦ больше 150 МВт, то принимается 6 группа и тарифный коэффициент 1,76.
