Планирование на энергетических предприятиях

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Исходные данные

1. Планирование мощности энергетических предприятий

2. Планирование годового графика ремонта основного оборудования электростанций

3. Суточные графики нагрузок

4. Планирование режимов работы электростанций энергосистемы

5. Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепла электростанциями энергосистемы

6. Разработка топливного баланса энергетической системы

7. Планирование себестоимости

7.1 Характеристика производственных затрат на энергетических предприятиях

7.2 Калькуляция себестоимости энергии на КЭС

7.3 Калькуляции себестоимости энергии на ТЭЦ

Список литературы

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица 1 - Состав и мощность оборудования, установленного на электростанциях.

Типы электрических станций	Количество и мощность турбоагрегатов, МВт
КЭС №1	3ЧК-300-240
КЭС №2	4ЧК-160-130
ТЭЦ №3	1ЧТ-180-130 2ЧПТ-50-130/7
ГЭС №4	300

Таблица 2 - Суточные максимумы электрических нагрузок.

Показатели	%	МВт
1. Суточный максимум электрической нагрузки за декабрь (% от установленной мощности энергосистемы)	93,2 %	1975,84
2. Суточные максимумы электрической нагрузки по месяцам планового года (% от максимальной нагрузки)
Январь	95,1	1879,02
Февраль	90,2	1782,21
Март	80,5	1590,55
Апрель	70	1383,09
Май	66,3	1309,98
Июнь	62,3	1230,95
Июль	63,4	1252,68
Август	67,4	1331,72
Сентябрь	77,2	1525,35
Октябрь	82,6	1632,04
Ноябрь	96,2	1900,76
Декабрь	100	1975,84

Таблица 3 - Энергетические характеристики турбоагрегатов.

Тип турбоагрегата	Уравнения энергетических характеристик, (, т у.т./ч, ,МВт)
К-160 - 130
К-300 - 240
Т - 180 - 130 Гкал/ч.
ПТ - 50 - 130/7 Гкал/ч. Гкал/ч.

Таблица 4 - Капитальные вложения в КЭС, отнесенные на один блок, млн. руб.

Состав блока (тип турбины и паропроизводительность котла)	Капитальные вложения
	первый агрегат	последующий агрегат
К-160-130; 640т/ч	43,33	19,19
К-300-240; 950т/ч	64,89	32,68

Таблица 5 - Капитальные вложения на одну турбину, млн. руб.

Тип турбоагрегата	Капитальные вложения
	первый агрегат	последующий агрегат
ПТ - 50 - 130/7	11,39	6,70
Т - 180 - 130	24,77	16, 85

Таблица 6 - Капитальные вложения на один паровой котел, млн.руб.

Производительность котла, т/ч	Капитальные вложения
	первый агрегат	последующий агрегат
420	13,30	8,00
480	12,60	9,84

Таблица 7 - Штатные коэффициенты промышленно - производственного персонала, чел/МВт

Состав турбин	Мощность, МВт	Коэффициент
3ЧК-300-240	900	0,39
4ЧК-160-130	640
1ЧТ-180-130	180	0,9
2ЧПТ-50-130/7	100	0,9

1. Планирование мощности энергетических предприятий

Установленная мощность энергосистемы рассчитывается на основе индивидуального задания как сумма установленных мощностей отдельных входящих в нее электростанций:

(1)

где m - количество электрических станций; - мощность электростанции, МВт.

Установленная мощность каждой электростанции определяется как сумма номинальных мощностей ее турбогенераторов:

(2)

где - единичная мощность турбоагрегата, МВт; - количество турбоагрегатов.

= 300 · 3 + 160 · 4 + 180 + 50 · 2 + 300 = 2120 МВт

Снижение установленной мощности до располагаемой мощности может быть вызвано различными причинами:

ь Из-за несоответствия между отдельными элементами электростанции (так называемые «разрывы мощности»). Эти несоответствия могут приводить к постоянному снижению располагаемой мощности электростанций, например, на тепловых электростанциях вследствие ограниченной паропроизводительности котельных агрегатов, конструктивных недоработок паротурбинного оборудования.

ь Так называемые «режимные и технологические ограничения» мощности, имеющие временный локальный характер и вызываемые отклонениями фактических условии эксплуатации электростанций от проектных, в связи, например, с ухудшением качества топлива, повышением температуры охлаждающей воды, колебаниями уровней водохранилищ ГЭС при изменении водности, недостаточности тепловыми нагрузками (для турбин с противодавлением), либо превышением по сравнению с проектными отборов пара на теплофикационных электростанциях, приводящих к снижению их электрической мощности, и, наконец, в связи с ограниченной пропускной способностью сетевых связей для выдачи мощности электростанций в энергосистему.

ь Недоиспользование мощности ГЭС в маловодный период. Суммарное снижение мощности по энергосистеме составит:

(3)

где- снижение мощности на i -ом агрегате.

При расчете располагаемой мощности в курсовой работе учитывается снижение мощности конденсационных турбоагрегатов в летние месяцы (июнь, июль, август) в связи с повышением температуры охлаждающей воды и за счет этого ухудшение вакуума в конденсаторе. Величина снижения мощности за счет этого фактора в задании принимается 2% для чисто конденсационных турбин типа К.

МВт

Также принято, что мощность ГЭС в маловодный период года январь, февраль, декабрь будет снижена на 50 МВт.

Располагаемая мощность энергосистемы составит:

(4)

Диспетчерская потребная мощность складывается из мощности, необходимой для покрытия максимума нагрузки энергосистемы и мощности эксплуатационного резерва(принимается наибольшая мощность 300 МВт):

= + (5)

МВт

Величина эксплуатационного резерва должна составлять не менее величины наиболее крупного агрегата в энергосистеме.

Диспетчерская располагаемая мощность равна располагаемой мощности за вычетом величины мощности, которая будет находиться в ремонте в данном месяце:

= - (6)

МВт

Необходимым условием баланса производственной мощности энергосистемы должно быть равенство или превышение диспетчерской располагаемой мощности по сравнению с диспетчерской потребной:

(7)

Ремонтный резерв мощности энергосистемы в основном образуется за счет сезонного снижения максимума нагрузки энергосистем в есеннее-летний и осенний периоды года.

Ремонтный резерв энергосистемы определяется как разность располагаемой мощности и диспетчерской потребной мощности:

(8)

МВт

Рабочая мощность определяется как разность располагаемой диспетчерской мощности и расчетного эксплуатационного резерва энергосистемы:

(9)

МВт

Подтверждением правильность составления годового графика ремонта оборудования в пределах располагаемого ремонтного резерва энергосистемы будет являться следующее уравнение:

(10)

Результаты расчетов по всем месяцам приведены в Таблице 8.

Таблица 8 - Производственная мощность энергосистемы с учетом графика ремонта основного оборудования, МВт

Мощность	Месяцы планового года
	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3
Установленная мощность	2120	2120	2120	2120	2120	2120	2120	2120	2120	2120	2120	2120
Неиспользуемая мощность	50	50	0	0	0	31	31	31	0	0	0	50
Располагаемая мощность	2070	2070	2120	2120	2120	2089	2089	2089	2120	2120	2120	2070
Максимум электрической нагрузки	1879	1782	1591	1383	1310	1231	1253	1332	1525	1632	1901	1976
Эксплуатационный резерв	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300
Диспетчерская потребная мощность	2179	2082	1891	1683	1610	1531	1553	1632	1825	1932	2201	2276
Ремонтный резерв энергосистемы	-109	-12	229	437	510	558	536	457	295	188	-81	-206
Снижение мощности энергосистемы в результате вывода в ремонт агрегатов Nрем	0	0	0	0	0	0	160	210	210	340	300	300	510	210	480	480	350	510	210	320	460	300	300	180	160	210	210	160	0	0	0	0	0	0	0	0
К - 300 - 240											300				300	300					300
К - 300 - 240												300										300
К - 300 - 240													300				300	300					300
К - 160 - 130							160																		160
К - 160 - 130								160										160	160	160						160
К - 160 - 130									160				160	160													160
К - 160 - 130										160										160	160							160
Т - 180 - 130										180					180	180								180
ПТ - 50 - 130/7								50									50	50	50								50
ПТ - 50 - 130/7									50				50	50												50
Располагаемая диспетчерская мощность NДР	2070	2070	1960	1910	1780	1820	1610	1910	1640	1609	1739	1579	1879	1769	1629	1789	1909	1960	1910	1960	2120	2120	2070
Рабочая мощность NР	1770	1770	1660	1610	1480	1520	1310	1610	1340	1309	1439	1279	1579	1469	1329	1489	1609	1660	1610	1660	1820	1820	1770
Дополнительный эксплуатационный резерв мощности ДNремрез	-109	-12	69	19	97	137	0	300	30	78	208	48	326	216	76	157	277	135	85	28	188	-81	-206
Общая величина эксплуатационного резерва мощности Nрез.эксплрасп	191	288	369	319	397	437	300	600	330	378	508	348	626	516	376	457	577	435	385	328	488	219	94

2. Планирование годового графика ремонта основного оборудования электростанций

В задачу планирования ремонтов входит такое распределение их во времени, чтобы создать наиболее благоприятные условия для производства этих ремонтов и вместе с тем обеспечить на протяжении года достаточный, особенно в период прохождения годового максимума, оперативный резерв.

Следовательно, годовой график ремонта основного оборудования энергосистемы должен быть составлен таким образом, чтобы в каждом месяце планового года снижение мощности в результате вывода в ремонт агрегатов не превышало располагаемого ремонтного резерва энергосистемы.

При составлении графика ремонта в курсовой работе принимаются следующие условия:

· периодичность капитального ремонта всех энергоблоков 2 года;

· длительность капитального ремонта энергоблока 300 МВт 60 дней, а для остальных 30 дней;

· длительность расширенного текущего ремонта принимается 20 дней;

· количество и продолжительность обычных текущих ремонтов для всех агрегатов принимается два по 10 дней каждый.

Подтверждением правильности составления годового графика ремонта оборудования в пределах располагаемого ремонтного резерва энергосистемы является следующее уравнение:

(11)

Годовой график ремонта основного оборудования также представлен в Таблице 8.

3. Суточные графики нагрузок

Графики тепловых и электрических нагрузок строятся в зависимости от времени по параметрам отпускаемого тепла и видам теплоносителей в соответствии с исходными данными.

Таблица 9 - Суточный график электрической нагрузки.

Время, ч	% от = 1879,02 МВт	МВт
0-8	65,2	1225,12
8-18	83,5	1568,98
18-24	72,5	1362,29

Рисунок 1 - График электрической нагрузки.

Таблица 10 - Суточный график тепловой нагрузки в паре.

Время, ч	% от	Нагрузка, Гкал/ч
0-8	72	100,8
8-18	84	117,6
18-24	69	96,6

Номинальная мощность производственного отбора: Гкал/ч



Рисунок 2 - График тепловой нагрузке в паре.

Таблица 11 - Суточный график тепловой нагрузки в горячей воде

Время, ч	% от	Нагрузка, Гкал/ч
0-8	70	231
8-18	90,3	297,99
18-24	68	224,4

Номинальная мощность теплофикационного отбора:

Гкал/ч

Рисунок 3 - График тепловой нагрузке в горячей воде

4. Планирование режимов работы электростанций энергосистемы

Планирование режимов работы электростанций энергосистемы производится на основании распределения электрической нагрузки между электрическими станциями энергосистемы для каждого месяца планового года.

Электрическая нагрузка энергосистемы распределяется с учетом величины производственной мощности, эксплуатационных свойств и экономичности отдельных электростанций, входящих в энергосистему. В качестве критерия экономичного распределения электрической нагрузки принимается тепловая экономичность, обеспечивающая минимальный расход условного топлива по энергосистеме в целом при покрытии заданного графика нагрузки. Тепловая экономичность энергосистемы достигается распределением электрической нагрузки по методу относительных приростов, условием которого является равенство относительных приростов энергетических характеристик отдельных электростанций, входящих в энергосистему, некоторой минимальной величине для каждого определенного диапазона нагрузки энергосистемы:

(12)

Область применения метода относительных приростов распространяется на мощность электростанций с чисто конденсационными агрегатами, а также на свободную конденсационную мощность ТЭЦ.

Экономичное распределение электрической нагрузки может быть произведено с помощью диспетчерских таблиц. Диспетчерские таблицы загрузки электростанций строятся по возрастающим значениям относительных приростов расхода топлива и содержат соответствующие значения мощности отдельных станций и энергосистемы.

В экономичном распределении нагрузки, условием котором является обеспечение минимального расхода топлива по энергосистеме при покрытии заданного графика нагрузки, участвует также ГЭС. Участие ГЭС в покрытии нагрузки энергосистемы должно обеспечивать:

· заданный циклом регулирования пропуск воды через турбины ГЭС;

· максимальное участие ГЭС в покрытии пика электрической нагрузки энергосистемы;

· заданный постоянный пропуск воды в нижний бьеф по условиям водоиспользования гидрокомплекса.

В курсовой работе принимается, что мощность ГЭС, развиваемая за счет постоянного пропуска воды в нижний бьеф, исходя из требований водоиспользования гидроксомплекса, составляет 65% установленной мощности ГЭС. Остальная мощность ГЭС используется для покрытия максимума нагрузки и частотного резерва энергосистемы.

Таким образом, в базисной части графика нагрузки размещается вынужденная мощность электростанций, определяемая:

· для КЭС - величиной технического минимума нагрузки их агрегатов;

· для ТЭЦ - величиной вынужденной мощности, которая состоит из теплофикационной мощности, определяемой величиной тепловой нагрузки, и вынужденной конденсационной мощности, определяемой величиной вентиляционного пропуска пара в цилиндр низкого давления;

· для ГЭС величиной мощности, определяемой постоянным пропуском воды в нижний бьеф.

Распределение тепловой нагрузи между турбоагрегатами производится, на основе уравнений энергетических характеристик.

Распределение заданных графиков тепловых нагрузок в паре и горячей воде между соответствующими отборами находящихся в работе турбин осуществляется в порядке уменьшения показателя частичной удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, представленном в энергетической характеристике турбин (Таблица 3).

Распределение тепловой нагрузки ТЭЦ между теплофикационными отборами нужно начинать с группировки турбин по величине давления в отборе. Тепловая нагрузка в паре покрывается из отбора турбины ПТ. Тепловая нагрузка в горячей воде может быть покрыта из отбора турбины Т и из второго отбора турбины ПТ.

В часы с пониженной тепловой нагрузкой распределение производят либо равномерно между отборами всех работающих турбин, либо покрывают её за счёт загрузки отборов меньшего числа турбоагрегатов, При этом загрузка отбора не должна быть менее 20 - 25 % от расчетного (номинального) значения отбора.

Распределение тепловой нагрузки между агрегатами в период, когда все турбины в рабочем состоянии, приведено в таблице 12.

Таблица 12 - Распределение тепловой нагрузки, Гкал/ч

Наименование показателей	В паре	В горячей воде
	0-8	8-18	18-24	0-8	8-18	18-24
Тепловая нагрузка по графику	100,8	117,6	96,6	231	298	224
Номинальный отбор тепла турбин	140	140	140	330	330	330
Загрузка отборов турбин	100,8	117,6	96,6	231	298	224
Турбоагрегат Т-180-130
Номинальный отбор	-	-	-	240	240	240
Загрузка отборов	-	-	-	213	240	206
Турбоагрегат ПТ-50-130/7
Номинальный отбор	70	70	70	45	45	45
Загрузка отборов	50,4	58,8	48,3	9	29	9
Турбоагрегат ПТ-50-130/7
Номинальный отбор	70	70	70	45	45	45
Загрузка отборов	50,4	58,8	48,3	9	29	9

Теплофикационная нагрузка рассчитывается на основе распределения тепловой нагрузки для каждого турбоагрегата. Результат расчетов в таблице 13.

Часы	Турбоагрегат Т-180-130	Часы	Турбоагрегат ПТ-50-130/7
0-8		0-8
8-18		8-18
18-24		18-24

При распределении графиков электрической нагрузки необходимо учитывать минимальную нагрузку (технический минимум) теплофикационных и конденсационных турбин (табл.14).

Таблица 14 - Технический минимум конденсационных и теплофикационных агрегатов, МВт

Турбоагрегат	Технический минимум
К-160- 130	48
К - 300 - 240	90
Т - 180 - 130	15,62
ПТ - 50 - 130 / 7	6,64

электростанция топливный себестоимость нагрузка

Построение диспетчерской таблицы (табл. 15) осуществляется в следующей последовательности:

· для каждого интервала времени (с 0 - 8 ч, с 8-18 ч и с 18 - 24 ч) относительные приросты топлива располагаются в порядке возрастания;

· в базисной части графика нагрузки располагается технический минимум электростанции (КЭС и ТЭЦ), теплофикационная нагрузка, приведенные в табл.13,14, нагрузка ГЭС, определяемая постоянным пропуском воды в нижний бьеф. Таблица 15 - Диспетчерская таблица

Часы суток	Относительный прирост в тут/МВт*ч	Диапазон нагрузки, МВт
		КЭС 1 Ny=900	КЭС 2 Ny=640	ТЭЦ 3 Ny=280	ГЭС Ny=300	Энергосистема Ny=2120
0 - 8	-	270	192	202,18	210	874,18
	0,212	270	480	202,18	210	1162,18
	0,293	900	480	202,18	210	1792,08
	0,294	900	480	222,08	210	1812,08
	0,302	900	640	222,08	210	1972,08
	0,319	900	640	280	210	2030
	-	900	640	280	300	2120
8 - 18	-	270	192	216,3	210	888,3
	0,212	270	480	216,3	210	1176,3
	0,293	900	480	216,3	210	1806,3
	0,302	900	640	216,3	210	1966,3
	0,319	900	640	280	210	2030
	-	900	640	280	300	2120
18 - 24	-	270	192	197	210	869
	0,212	270	480	197	210	1157
	0,293	900	480	197	210	1787
	0,294	900	480	222,08	210	1812,08
	0,302	900	640	222,08	210	1972,08
	0,319	900	640	280	210	2030
	-	900	640	280	300	2120

Пояснения к таблице 15: анализ относительных приростов показал, что КЭС №2 (4ЧК - 160 - 130) имеет наименьший относительный прирост 0,212, тогда можно сделать вывод о том, что разумно загрузить сначала КЭС №2. Загружаем до излома только на одной станции (рис.4), в остальных нагрузка повторяется.

Рисунок 4 -

Экономическая нагрузка конденсационных агрегатов принимается равной 75 % от установленной мощности станции, Рэк=0,75 · 640 = 480 МВт

Минимальная нагрузка ГЭС принимается равной 70 % от установленной мощности. РminГЭС=0,70 · 300 МВт = 210 МВт

РminКЭС = Ртех.min · количество турбин станции

Турбины типа Т и ПТ на ТЭЦ №3 несут в себе конденсационную и теплофикационную нагрузку, поэтому необходимо найти минимальную вынужденную нагрузку для ТЭЦ.

Таблица 16 - Расчет минимальной вынужденной нагрузки для ТЭЦ

Время,ч	Тип турбины	Минимальная вынужденная нагрузка, МВт	Всего по ТЭЦ, МВт
0 - 8	Т - 180 - 130	(144,4 + 15,52) · 1= 160,1	202,18
	2ЧПТ - 50 - 130/7	(14,4 + 6,64) · 2 = 42,08
8 - 18	Т - 180 - 130	(164,38 + 15,62) · 1 = 180	216,3
	2ЧПТ - 50 - 130/7	(29,626 + 6,64) · 2 = 36,6
18 - 24	Т - 180 - 130	(139,3 + 15,62) · 1 = 156,32	197
	2ЧПТ - 50 - 130/7	(13,7 + 6,64) · 2 = 40,68

Распределение заданной нагрузки между электрическими станциями производится на основе диспетчерской таблицы. Нагрузка энергосистемы в соответствии с заданием составляет:

с 0 до 8 часов 1270 МВт

с 8 до 18 часов 1890 МВт

с 18 до 24 часов 1500 МВТ.

В соответствии с характеристиками относительных приростов суммарная нагрузка распределяется между тепловыми электростанциями и ГЭС, работающей в базисной зоне графика нагрузки:

0 - 8 ч Д = 1270 - 1162 = 108 МВт

8 - 18 ч Д = 1890 - 1806 = 84 МВт

18 -24 ч Д = 1500 - 1157 = 343 МВт

с 0 до 8 часов

КЭС № 1 270 МВт

КЭС № 2 480 + 108 = 588 МВт

ТЭЦ 202,18 МВт

ГЭС 210 МВт

с 8 до 18 часов

КЭС № 1 900 МВт

КЭС № 2 480 + 84 = 564 МВт

ТЭЦ 216,3 МВт

ГЭС 210 МВт

с 18 до 24 часов

КЭС № 1 270 + 343 = 613 МВт

КЭС № 2 480 МВт

ТЭЦ 197 МВт

ГЭС 210 МВт

5. Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии

Планирование выработки электроэнергии и отпуска тепла каждой электростанций энергосистемы производится на основании распределения электрической и тепловой нагрузки между станциями энергосистемы и в соответствии с этими заданными графиками нагрузок. Выработка электроэнергии и отпуска тепла энергосистемы определяется как сумма соответствующих выработок и отпуска тепловой энергии отдельными электростанциями.

На основании распределения нагрузки энергосистемы между электростанциями, исходя из данных диспетчерской таблицы, суточная выработка электроэнергии рассчитывается:

где ? выработка электрической энергии - й электрической станцией, МВт.ч;

где ? нагрузка - го турбоагрегата, МВт; ? отрезок времени, в течении которого нагрузка остается постоянной, час.

Отпуск тепла в паре и горячей воде за сутки определяется по формулам:

При определении месячной выработки электроэнергии и отпуск тепла электростанциями энергосистемы принимается, что суточные графики электрической и тепловой нагрузок для всех дней данного месяца остаются без изменений.

Месячная выработка электроэнергии равна:

где ? количество дней в периоде;

Месячный отпуск тепла:

WСУТ = 1270 • 3 + 1890 • 10 + 1500 • 6 = 38060 МВт•ч

WМЕС = 38060 • 31= 1179860 МВТ•ч

2ЧПТ - 50 - 130/7

QСУТпар = 2 • (50,4 • 8 + 58,8 • 10 + 48,3 • 6) = 2562 Гкал•ч

QСУТгор.вода = 2 • (9 • 8 + 29 • 10 + 9 • 6) = 868 Гкал•ч

Т - 180 - 130

QСУТгор.вода = 213• 8 + 240 • 10 + 206 • 6 = 5340 Гкал•ч

QМЕСпар= 2562 • 31 = 79422 Гкал•ч

QМЕСгор.вода = (5340 + 868) • 31 = 192448 Гкал•ч

КЭС №1 (3ЧК - 300 - 240)

WМЕС = (270 · 8 + 900 · 10 + 613 · 6) · 31 = 396180 МВт·ч

КЭС №2 (4ЧК - 160 - 130)

WЭК = 480 · 24 · 31 = 357120 МВт·ч

WМЕС = (588 · 8 + 564 · 10 + 480 · 6) · 31 = 409944 МВт·ч

WМЕС - WЭК = 409944 - 357120 = 52824 МВт·ч

ТЭЦ №3

Т - 180 - 130

· теплофикационная выработка

Wт = (Рт1·8+Рт2·10+Рт3·6)·31 = (144,48·8+164,38·10+139,3·6)·31 = 112698,64 Гкал·ч

· конденсационная выработка

Wк = Рmin·24·31 = 15,62·24·31 = 11621,28 МВт·ч

?W = (Wк + Q)·

количество турбин = 112698,64 + 11621,28 = 124319,92

2ЧПТ - 50 - 130/7

· теплофикационная выработка

Wт = (Рт1·8+Рт2·10+Рт3·6)·31 = (14,4·8+29,626·10+13,7·6)·31 = 15433,66 Гкал·ч

· конденсационная выработка

Wк = Рmin·24·31 = 6,64·24·31 = 4940,16

?W = (Wк + Q)·количество турбин = (15433,66 + 4940,16) ·2 = 40747,64

Всего по ТЭЦ:

WТЭЦ = 124319,92 + 40747,64 = 135195,96

РminТЭЦ = 15,62 + 6,64 · 2 = 28,9

WМЕСт = ( (144,48 + 14,4 · 2) · 8 + (164,38 + 29,626 · 2) · 10 + (139,3 + 13,7 · 2) · 6) · 31 = 143565,96

WМЕСк = 28,9 · 24 · 31 = 21501,6

6. Разработка топливного баланса энергосистемы

Топливный баланс электростанций и энергосистемы представляет собой баланс отдельных видов топлива. Он определяет в расходной части для отдельных станций расход условного топлива и необходимое количество натурального топлива для выполнения производственной программы по выработке электроэнергии и отпуску тепла, а в приходной - покрытие этой потребности определенными видами натурального топлива.

Исходными данными для расчета топливного баланса электростанции являются:

· план выработки и отпуска электрической энергии с шин электростанций;

· план отпуска тепловой энергии с коллекторов электростанций;

· нормативные удельные расходы топлива на производство электрической и тепловой энергии;

· теплота сгорания (тепловые эквиваленты) расходуемого на электростанции отдельных видов натурального топлива.

Расход условного топлива на выработку электроэнергии электростанциями определяется по преобразованным расходным энергетическим характеристикам соответствующих турбоагрегатов:

Для теплофикационных агрегатов:

,

где ? расход условного топлива агрегатом на выработку электроэнергии, тут; ? часовой расход условного топлива на холостой ход, т у.т. / ч; ? время работы агрегата в течение рассматриваемого календарного периода, ч; ? выработка электроэнергии агрегатом в экономической зоне за календарный период, МВт.ч; ? выработка электроэнергии за календарный период, МВт. ч; - выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, МВт.ч; ` ? относительный прирост расхода условного топлива в зоне экономической нагрузки, ту.т./МВт.ч; ? относительный прирост расхода условного топлива за пределами зоны экономической нагрузки, т у.т. / МВт.ч; ? относительный прирост расхода условного топлива по конденсационному циклу, т у.т. / МВт.ч; ? относительный прирост расхода условного топлива по теплофикационному циклу, т у.т ./ МВт.ч

Для расчета расхода условного топлива по расходным энергетическим характеристикам необходимо определить выработку:

- для КЭС электроэнергии в зоне экономической нагрузки и за пределами экономической нагрузки ( в зоне перегрузки),

- для ТЭЦ по конденсационному и теплофикационному циклу.

КЭС №1

= 7,5 • 3 • 744 + 0,293 • 396180 = 132820 т.у.т

КЭС №2

= 3,39 • 4 • 744 + 0,212 • 357120 + 0, 302 • 52824 = 101750,93 т.у.т

ТЭЦ №3

Т - 180 - 130

= 7,2 • 744 + 0,294 • 21501,6 + 0, 139 • 143565,96 = 31633,94 т.у.т

ПТ - 50 - 130/7

= 1,9 • 744 + 0,319 • 4940,16 + 0, 139 • 497,86 = 3058,7 т.у.т

для всех ПТ: 3058,7 • 2 = 6117,4 т.у.т

Всего по ТЭЦ: = 31633,94 + 6117,4 = 37751,34 т.у.т

По всей ЭЭС: = 132820 + 101750,93 + 37751,34 = 272322,27 т.у.т

КЭС №1

W = 396180 МВт•ч

Wсн = 396180 • 0,07 = 27732,6 МВт•ч

Wотп = W-Wсн = 396180 - 27732,6 = 368447,4 МВт•ч

bээ = (132820/368447,4) • 1000 = 360,49 т.у.т/МВт•ч

КЭС №2

W = 409944 МВт•ч

Wсн = 409944 • 0,07 = 28696,08 МВт•ч

Wотп = W-Wсн = 409944 - 28696,08 = 381247,92 МВт•ч

bээ = (101750,93/381247,92) • 1000 = 266,89 т.у.т/МВт•ч

ТЭЦ №3

W = (202 • 8 +216 • 10 + 197 • 6) • 31 = 153698 МВт•ч

Wсн = 153698 • 0,10 = 15369,8 МВт•ч

Wотп = W-Wсн = 153698 - 15369,8 = 138328,2 МВт•ч

bээ = (37751,34/138328,2) • 1000 = 272,9 т.у.т/МВт•ч

Месячный расход условного топлива на отпуск тепла в горячей воде и паре равен:

,

где - КПД котельной установки (0,90); -КПД теплового потока (0,96-0,98)

т.у.т

bээ = (44488,6/271870) • 1000 = 164 т.у.т/МВт•ч

Всего расход условного топлива по ТЭЦ на выработку электроэнергии и отпуск тепла:



Расход условного топлива по энергосистеме включает суммарный расход топлива КЭС и ТЭЦ месяц:

.

В приходной части топливного баланса определяется потребность электростанций системы в отдельных видах натурального топлива, необходимого для выполнения производственной программы по выработке электроэнергии и отпуску тепла.

Потребность в натуральном топливе определяется по формуле:

где - низшая теплотворная способность топлива, Гкал / кГ.

= 37751,34 + 44488,6 = 82239,94 т.у.т

= 132820 + 101750,93 + 82239,94 = 316810,87 т.у.т

= 316810,87 • (7000/3700) = 599372 т.н.т

Топливный баланс энергосистемы приводится в табл.17.

Таблица 17 - Топливный баланс энергосистемы на январь 2011 года.

Электростанции энергосистемы	Выработка электроэнергии и отпуск тепла	Приход, т у.т.	Расход, т н.т.
	, МВт.ч	, ГКал	бурый уголь	бурый уголь
КЭС №1	396180		132820	251029,8
КЭС №2	409944		101750,93	192309,26
ТЭЦ	153698	271870	82239,94	155433,49
Итого	959822	271870	316810,87	599372

На основании топливного баланса составляется сводный план топливоснабжения электростанций энергосистем.

7. Планирование себестоимости электрической и тепловой энергии

7.1 Характеристика производственных затрат на энергетических предприятиях

Исходя из особенностей энергетического производства устанавливается следующая группировка по калькуляционным статьям затрат на производство электрической и тепловой энергии:

1. Топливо на технологические цели

2. Вода на технологические цели

3. Заработная плата рабочих

4. Страховые взносы с заработной платы производственных рабочих

5. Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

6. Цеховые расходы

7. Общехозяйственные расходы

По статье 1 «Топливо на технологические цели» отражается стоимость технологического топлива, расходуемого непосредственно на производство электрической и тепловой энергии. Израсходованное на производство топливо расценивается по средневзвешенной цене франко-станция назначения.

В стоимость топлива франко-станция назначения входит стоимость топлива по договорной цене, железнодорожный тариф и другие расходы до пункта назначения.

На тепловых электростанциях по статье «Вода на технологические цели» учитываются затраты на воду, расходуемую на питание котлов, гидрозолоудаление и золоулавливание, пополнение системы теплофикации и отпуска горячей воды, охлаждение трансформаторов и другие цели, связанные с технологией производства электрической тепловой энергии.

По этой же статье учитываются расходы по химводоочистке (химического цеха), в состав которых входят заработная плата персонала с отчислениями на страховые взносы, химические реактивы, материалы и другие расходы, осуществляемые для организации технологического процесса химической очистки воды.

По статье «Заработная плата рабочих» учитывается основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих, непосредственно участвующих в технологическом процессе производства энергии, а также оплата труда других категорий работников, непосредственно занятых в основном производстве: дежурных инженеров станции, начальников смен и всего дежурного (вахтенного) персонала.

Страховые взносы с заработной платы производственных рабочих учитывают отчисления в пенсионный фонд, социальное страхование, на обязательное медицинское страхование, предусмотренные действующим законодательством.

К статье «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» относятся амортизация, затраты по содержанию и ремонту производственного оборудования цехов, прочие расходы не предусмотренные в других статьях.

В состав статьи «Цеховые расходы» включают затраты по обслуживанию цехов и управлению ими: заработная плата и страховые взносы с заработной платы аппарата управления цехом, амортизация и затраты по содержанию и ремонту зданий и инвентаря общецехового назначения.

По статье «Общехозяйственные расходы» учитывают расходы на управление предприятием

Для разработки плана по себестоимости электрической и тепловой энергии и тепла в курсовой работе используется укрупнённый способ расчёта основных технико-экономических показателей.

7.2 Калькуляция себестоимости энергии на КЭС

При планировании себестоимости энергии на КЭС необходимо учитывать, что все затраты относятся на производство электроэнергии, а на ТЭЦ

затраты должны быть распределены между электрической и тепловой энергией по физическому методу.

Себестоимость единицы энергии рассчитывается по формуле, коп /кВт ч, руб./Гкал:

где - отпуск электрической энергии с шин; - суммарный отпуск тепла в паре и горячей воде.

где расход энергии на собственные нужды, % .

Для определения себестоимости производства энергии в курсовой работе подсчитываются следующие калькуляции: топливо на технологические цели ; заработная плата производственных рабочих ; страховые взносы с заработной платы производственных рабочих ; расходы по содержанию и эксплуатации оборудования , цеховые расходы ; общехозяйственные расходы .

КЭС №1 (3ЧК - 300 - 240)

1. Wотп =368447,4 МВт·ч

2. Топливо на технологические цели. На тепловых электростанциях затраты на топливо по удельному весу являются основными, они составляют до 60 % всех затрат (при дорогом топливе). Затраты на топливо зависят от количества из расходованного топлива и его цены и составляют, руб.:

,

где - расход натурального топлива, т н.т.; - цена топлива с учетом доставки, руб./т н.т.; - потери топлива в пути в пределах естественной убыли, %. Для КЭС нет потерь топлива в пути, т. к. они обычно расположены вблизи угольного разреза.

руб.

3. Заработная плата. Заработная плата производственных рабочих включает заработную плату рабочих и других категорий работников, непосредственно участвующих в технологическом процессе производства энергии, тыс. руб.

,

где - среднемесячный фонд заработной платы одного работника; -численность персонала.

,

где - штатный коэффициент, чел./МВт.

чел

руб.

4. Страховые взносы с заработной платы рабочих включают страховые взносы в пенсионный фонд, фонд медицинского страхования и в фонд социального страхования в соответствии законодательно установленными ставками:

где - отчисления в пенсионный фонд; - отчисления в фонд медицинского страхования; - отчисления в фонд социального страхования.

руб.

5. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

где - капитальные вложения в электростанцию; - норма амортизации; - коэффициент, учитывающий затраты на проведение ремонтов оборудования; - коэффициент, учитывающий затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.

Капитальные вложения в КЭС определяют по формуле

где - капитальные вложения, связанные с установкой головного и последующих блоков; - коэффициент, учитывающий район размещения электростанции; - коэффициент удорожания капитальных вложений на расчетный период.

млн.руб.

млн.руб.

6. Цеховые расходы рассчитываются в размере 30-25 % от суммы расходов на зарплату, страховых взносов, затрат на ремонт оборудования и амортизации.

руб.

7. Общехозяйственные затраты можно принять в размере 22- 25% от суммы затрат на зарплату, страховых взносов с заработной платы, затрат на ремонт оборудования и амортизации.

руб.

8. В сумме затраты на КЭС №1 составляют:

9. Себестоимость единицы энергии рассчитывается по формуле, коп /кВт·ч:

коп /кВт·ч

КЭС №2 (4ЧК - 160 - 130)

Wотп =381247,92 МВт·ч

руб.

чел

руб.

руб.

1. млн.руб.

млн.руб.

руб.

руб.

коп /кВт·ч

7.3 Калькуляция себестоимости энергии на ТЭЦ

Расчеты по калькулированию себестоимости на ТЭЦ с цеховой структурой управления выполняются в следующей последовательности:

I. Определяют себестоимость производства энергии в разрезе статей калькуляции в целом по ТЭЦ.

II. Распределяют затраты по цехам (фазам производства) в процентном соотношении, приведенном в табл. 18.

III. Вычисляют себестоимость производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ по физическому методу.

ТЭЦ №3 (Т - 180 - 130 и 2ЧПТ - 50 - 130/7)

Wотп =138328,2 Гкал

руб.

чел

руб.

руб.

Капитальные вложения в ТЭЦ определяют по формуле:

,

где - капитальные вложения, отнесенные на один турбоагрегат соответственно головной и каждый последующий; - капитальные вложения, отнесенные на один паровой котел, соответственно головной и каждый последующий.

млн.руб.

млн. руб.

руб.

руб.

Таблица 18 - Распределение затрат по цехам, руб.

Статьи калькуляции	Стадии производства	Общехозяйственные затраты	Итого
	ТТЦ и КЦ	ТЦ и ЭЦ
Топливо на технологические цели	86384491,68	-	-	86384491,68
Заработная плата	2646000	2646000	2268000	7560000
Страховые взносы с заработной платы	899640	899640	771120	2570400
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	26308508	39462762	-	65771270
Цеховые расходы	10246725,45	10246725,45	-	20493450,9
Общехозяйственные расходы	-	-	17457384,1	17457384,1
Итого	126485365,1	53255127,45	20496504,1

Затраты, установленные по стадиям производства (табл. 18), распределяют между электрической и тепловой энергией следующим образом:

Таблица 19 - Калькуляция себестоимости
Показатель	Ед. измерения	Значение
А	руб.
С	руб.
Затраты на производство э/э ()	руб.
Затраты на производство т/э ()	руб.
Себестоимость э/э ()	коп./кВт*ч
Себестоимость т/э ()	руб./Гкал

Список литературы

Организация, планирование и управление в энергетике: Учебник / Под. ред. В. Г. Кузмина. - М.: Высшая школа,1982.

Прузнер, С. Л. Организация, планирование и управление энергетическим предприятием: Учебник для энергетических спец. вузов / С. Л. Прузнер, А. Н. Златопольский, В. Г. Журавлев. - М.: Высшая школа, 1981. - 432 с.

Волькенау, А. Н. Экономика формирования электроэнергетических систем И. М. Волькенау, А. Н. Зейлигер, Л. Д. Хабачев. - М.: Энергия, 1981. - 420 с.

Размещено на Allbest.ru