Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?


Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






Рецензенты: И.А.Бокун, Чердынцева Л.Р.

Министерство образования Республики Беларусь

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра “Экономика и организация энергетики”

МЕНЕДЖМЕНТ В ЭНЕРГЕТИКЕ

Методические указания к курсовой работе для студентов специальностей

I-43.01.02 “Электрические системы”

М и н с к 2 0 1 3

УДК 621.311:658(075.4)

ББК 31.27 я 73

О-64

Составитель Л.П.Падалко, А.И.Лимонов

Рецензенты: И.А.Бокун, Чердынцева Л.Р.

В пособии рассматриваются методика разработки плана основного производства энергосистемы. В его основе осуществляется решение двух основных задач – оптимальное распределение выработки энергии и мощности между электростанциями и расчёт основных технико-экономических показателей энергосистемы.

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к курсовой работе по планированию основного

производства в энергосистеме курса “Организация

производства, управление предприятием”

 

1. Исходные данные

 

В табл. 1 приведены варианты заданий. Каждому варианту соответствует отдельный столбец таблицы (несколько КЭС и одна ТЭЦ). Здесь указывается состав электростанций энергосистемы, тип установленного на них оборудования и вид сжигаемого топлива.

Например, варианту № 1 соответствует:

1. КЭС-600 МВт (4хК-150, на мазуте);

2. КЭС-1000 МВт (5хК-200, на каменном угле);

3. КЭС-1200 МВт (4хК-300, на каменном угле);

4. ТЭЦ-540 МВт (3хПТ-60, на мазуте + 2хТ-180, на газе).

 

Таблица 1

Варианты заданий на курсовую работу

Тип турбо-агрегата № варианта
                       
К-150 4,м   4,м 6,ку 5,г 5,м   3,ку     4,ку
К-200 5,ку 4,м 6,ку   8,м 6,г 6,ку   5,ку 4,ку  
К-300 4,г 4,ку 2,бу 5,г 5,бу   8,г 3,ку 6,г 5,м 7,м
К-500       3,бу     4,м 3,бу 4,бу    
К-800   3,м       3,г       3,м 4,м
ПТ-60 3,м 4,г 2,м     3,м   2,г 2,г 4,г 4,г
ПТ-135   2,г   1,м 2,г 2,м 4,м        
Т-100                      
Т-180 2,г   4,м   2,г     4,г   2,г 3,Г
Т-250       3,м     2,М   3,ку    

 

Продолжение табл. 1

Тип турбо-агрегата № варианта
                       
К-150   6,м   5,ку 3,г       6,ку 5,ку 4,ку
К-200 3,м   6,ку 8,м 6,м 8,ку 6,ку       8,ку
К-300   8,ку 4,г     3,ку   5,г   4,ку  
К-500 5,ку 3,бу   3,г 4,м 4,г 6,г 4,ку 4,м 3,ку 4,м
К-800 3,ку   3,м       3,м   4,ку    
ПТ-60     4,м   4,м 3,г 5,м   2,м 3,г 4,г
ПТ-135 1,г 3,г   2,м       2,м      
Т-100   4.м       3,г          
Т-180 3,г       3,г   2,м   3,м 3,г 2,г
Т-250     1,м 3,м       4,м      

 

 

Продолжение табл. 1

Тип турбо-агрегата № варианта
                       
К-150   10,ку 4,м   6,ку   5,бу 5,бу   6,ку 8,м
К-200 6,м   7,г 5,м   4,ку   6,бу   4,м 6,бу
К-300   10,ку 4,м   4,ку 5,м 5,м   6,ку    
К-500 3,ку 4,г   3,м   3,м   4,ку 3,ку 4,м  
К-800 4,г     4,м 4,ку   3,ку   3,ку   3,м
ПТ-60   2,г   5,г   2,м   4,м     2,г
ПТ-135 1,м   4,м   4,м   4,г   4,ку 5,м 5,г
Т-100   4,г   1,ку     2,м     4,м  
Т-180     2,м   5,ку       4,г    
Т-250 3,м         3,м   2,г      

 

Для решения задачи необходимо знать объем и режим годового электропотребления. С целью упрощения расчетов весь год представляется в виде двух периодов – летнего и зимнего. Продолжительность летнего периода принимается равной - пЛ=210 суток, а зимнего - пЗ=155 суток.

Более полным было бы представление каждого сезона в виде трех характерных суточных графиков нагрузки: рабочего, субботнего и воскресного. Однако, поскольку в работе расчет выполняется вручную, такое детальное представление режима приведет к существенному увеличению трудоемкости расчетов. Поэтому в работе каждый сезон представлен одним суточным графиком. Таким образом, для выполнения работы необходимо знание двух рабочих суточных графиков электрической нагрузки – зимнего и летнего. Ниже приведены данные по конфигурации этих графиков (табл. 2). Максимальную нагрузку, которая, как видно из табл. 2, приходится на t=18 ч зимних суток, рекомендуется принимать на уровне, равном 95% установленной мощности энергосистемы. По данным этой таблицы следует построить на миллиметровой бумаге два суточных графика. Помимо этого, на отдельном листе необходимо построить годовой график продолжительности нагрузки. Построение такого графика начинается с максимальной нагрузки. Продолжительность ее в часах равна количеству зимних суток, умноженных на число часов в сутках, в течение которых эта нагрузка имеет место (для максимальной нагрузки это - 1 ч).

 

 

Таблица 2

Суточные графики нагрузки в относительных единицах

Часы суток                        
Лето 0,50 0,50 0,50 0,50 0,55 0,60 0,70 0,75 0,80 0,80 0,78 0,75
Зима 0,60 0,60 0,60 0,60 0,65 0,70 0,80 0,90 0,96 0,95 0,90 0,85

 

 

Продолжение табл. 2

Часы суток                        
Лето 0,65 0,70 0,70 0,72 0,73 0,73 0,70 0,65 0,60 0,60 0,55 0,55
Зима 0,85 0,90 0,94 0,95 0,97 1,0 0,95 0,90 0,85 0,80 0,70 0,65

 

 

Так же, как и для части электрической, для тепловой нагрузки принимаются два типовых суточных графика – зимний и летний. График производственной нагрузки принимаем неизменным для всего года, т.е. одинаковым для летних и зимних суток. Этот график считаем двухступенчатым:

 

с 0 до 8 часов ;

с 8 до 24 часов .

Максимальную производственную нагрузку принимаем равной 80-90% от номинальной величины отбора:

 

.

 

График теплофикационной (отопительной) нагрузки принимаем одноступенчатым для зимних и летних суток. Для летних суток величину теплофикационной нагрузки определяем как:

 

 

Величину же зимней теплофикационной нагрузки принимаем на уровне

 

,

 

т.е. 80-90% от номинальной величины отбора.

 

Распределение энергии между электростанциями, методика которого освещается далее, может осуществляться либо на базе двух характерных суточных графиков, либо на базе одного годового графика по продолжительности.

 

2. Построение характеристик относительных приростов электростанций и энергосистем.

 

На основании характеристик относительных приростов (ХОП) электростанций осуществляется экономическое распределение активной электрической нагрузки между электростанциями энергосистемы. Критерием экономичности является минимум затрат на топливо.

ХОП энергоблока или электростанции определяется как

 

 

где q – относительный прирост расхода тепла турбоагрегата (ТА);

r – относительный прирост расхода топлива котельного агрегата (КА).

Таким образом, для построения ХОП электростанции необходимы ХОП турбо(ТА)- и котельного агрегата (КА). ХОП КА приведены в табл. 3. Энергетические характеристики ТА приведены в табл. 4.

Расчет относительных приростов КЭС сводится в табл. 5. Необходимые для этих расчетов данные о производительности котлов приведены в табл. 3.

Минимальная нагрузка КЭС определяется минимальной нагрузкой КА :

(для КЭС, работающих на газе и мазуте).

(для КЭС, работающих на твердом топливе)

 

Таблица 3.

Характеристики относительных приростов котлоагрегатов (т.у.т./Гкал)

Тип турбины Произво-дит. котло-агрегата, т/час 100% тепло-вая нагрузка КА , Гкал/час Нагрузка, %, от
      50% 60% 70% 80% 90% 100%  
К-150     0,153 0,156 0,159 0,164 0,170 0,180 0,89
К-200     0,152 0,154 0,158 0,162 0,167 0,176 0,90
К-300     0,151 0,153 0,156 0,160 0,165 0,171 0,91
К-500     0,150 0,152 0,155 0,158 0,162 0,167 0,92
К-800     0,148 0,150 0,153 0,156 0,160 0,165 0,93

 

Таблица 4.

Энергетические характеристики турбоагрегатов

Тип турбо-агрегата Энергетические характеристики
К-150 , Гкал/ч; МВт.
К-200 , Гкал/ч; МВт.
К-300 , Гкал/ч; МВт.
К-500 , Гкал/ч; МВт.
К-800 , Гкал/ч; МВт.
ПТ-60-130 , Гкал/час; . , МВт; Гкал/час; Гкал/час
ПТ-135-130 , Гкал/час; , МВт; Гкал/час; Гкал/час.
Т-100-130   , Гкал/час; , МВт; Гкал/час.
Т-180-215 ,Гкал/час; ,МВт; Гкал/час.
Т-250-240 , Гкал/час; , МВт; Гкал/час.

 

Зная , можно найти минимальную электрическую нагрузку КЭС по формуле:

,

 

где q – относительный прирост турбоагрегата в зоне нагрузки до экономической;

n – количество блоков на КЭС.

Относительный прирост котла при любой нагрузке находится с помощью интерполяции по формуле:

 

,

 

где Q1, Q2, r1, r2 – смежные с Q значения тепловых нагрузок и соответствующих им относительных приростов из табл. 4. (; ).

 

 

Таблица 5.

Расчет относительных приростов КЭС

Нагрузка, МВт ХОП
  , Гкал/МВт×ч , т.у.т./Гкал , т.у.т./МВт×ч
     
     
     
       

 

 

В результате проведенных таким образом расчетов строятся в графической форме ХОП КЭС.

Характеристики относительных приростов ТЭЦ строятся на основании энергетических характеристик теплофикационных турбоагрегатов.

В целях упрощения расчетов расход топлива на выработку тепловой энергии по ТЭЦ определяется как:

 

,

где - удельный расход топлива на отпущенное с котла тепло, т.у.т/Гкал, определяемый:

,

 

где - среднегодовой КПД котла, принимаемый на уровне 0,9.

Расход топлива на выработку электроэнергии по конденсационному режиму составит

,

 

где - относительный прирост расхода топлива ТЭЦ по конденсационному циклу.

 

Как видно, относительный прирост принят постоянной величиной.

На основании ХОП электростанций строится ХОП энергосистемы.

Следует обратить внимание на то обстоятельство, что ХОП строятся раздельно для летнего и зимнего периодов года. При этом предполагаем, что для зимнего периода все оборудование находится в работе, а для летнего периода один агрегат на каждой станции находится в плановом ремонте и не участвует в работе.

Если по условию баланса тепловых нагрузок на ТЭЦ вывод одного агрегата в ремонт недопустим, то считаем все агрегаты включенными в летний период. Это может иметь место, в частности, для ТЭЦ, на которых установлены турбины с отпуском тепла на производственные нужды. Если в случае отключения агрегатов не выполняется условие баланса по электрической нагрузке для заданной энергосистемы, то принимаем, что недостаток мощности передается из соседней параллельно работающей энергосистемы (покупная электроэнергия).

 

3. Распределение электрической энергии между электростанциями

энергосистемы.

Распределению электрической нагрузки между КЭС и конденсационными мощностями ТЭЦ предшествует распределение отпуска тепла между агрегатами каждой ТЭЦ и определение на основе этого теплофикационной электрической мощности.

Тепловая нагрузка между агрегатами распределяется поровну. Зная величину тепловой нагрузки для каждого агрегата, находим теплофикационную мощность для каждой из них в соответствии с энергетическими характеристиками (табл. 4). Теплофикационная электрическая мощность всей станции определяется как произведение теплофикационной электрической мощности одного агрегата на их количество.

Найденная теплофикационная электрическая мощность вписывается в базовую часть графика электрической нагрузки энергосистемы как вынужденная мощность. К вынужденной мощности ТЭЦ относятся также и минимально необходимая конденсационная мощность, обусловленная пропуском пара в конденсатор. Для каждого агрегата эту мощность можно принять равной 10 % 5% от номинальной. Тогда полная вынужденная мощность агрегата и всей ТЭЦ определится как:

 

.

 

Для распределения электрической энергии между электростанциями необходимо из графика электрической нагрузки энергосистемы вычесть график вынужденной мощности ТЭЦ. Оставшаяся часть графика распределяется между КЭС и конденсационными мощностями ТЭЦ. Распределение нагрузки следует производить по принципу по принципу первоочередности загрузки станций, имеющих меньшее значение относительного прироста.

При распределении следует пользоваться теми ХОП, которые были построены ранее. Распределение производится для зимних и летних суток. В результате решения этой задачи получаем суточные графики нагрузки всех электростанций. Зная суточные графики и количество дней в году, легко подсчитать годовую выработку электроэнергии по каждой станции. Для ТЭЦ при этом должна быть учтена выработка электроэнергии по теплофикационному циклу.

 

4. Расчет технико-экономических показателей работы энергосистемы.

 

В данной курсовой работе предусматривается расчет следующих технико-экономических показателей:

1. Число часов использования установленной мощности электростанции и энергосистемы:

.

 

2. Годовой расход топлива каждой электростанцией и энергосистемой.

Для КЭС расход топлива может быть определен следующим образом. При известном суточном графике нагрузки станции можно определить график для каждого энергоблока, разделив нагрузки на число блоков. Зная электрическую нагрузку и энергетическую характеристику турбоагрегата (табл. 4), можно определить расход тепла на агрегат за каждый час суток. Задаваясь примерным значением КПД (табл. 4), определим по формуле удельный расход топлива на отпуск тепла . Далее по формуле

 

 

определяем суточный расход топлива. Здесь - суточный расход тепла на турбоагрегат, определяется как сумма часовых, найденных ранее,

 

.

 

Зная суточный расход топлива для характерных суток, легко подсчитать годовой расход:

 

.

 

Расход топлива на ТЭЦ складывается из расхода на выработку электроэнергии и на отпуск тепла.

Расход на выработку электроэнергии определяется аналогично КЭС. При известных электрических нагрузках и энергетических характеристиках теплофикационных агрегатов (табл. 4) можно определить расход тепла на выработку электроэнергии (конденсационной плюс теплофикационной), а затем и расход топлива.

Расход топлива на отпуск тепла определится как:

 

,

 

где - годовой отпуск тепла.

В расчетах полагаем, что все тепло отпускается из отборов турбины, т.е. коэффициенты теплофикации равны единице.

Если предположить, что часть тепла отпускается от энергетических котлов через РОУ и от пиковых водогрейных котлов, то следует задаться значениями меньшими единицы.

В свою очередь, годовой отпуск тепла складывается из отпуска на производственные и отопительные нужды:

 

,

;

 

где , - суточные отпуски тепла на отопительные нужды, соответственно, в летний и зимний периоды.

Общий расход топлива на ТЭЦ

 

.

 

3. Удельный расход топлива на 1 кВт×ч, отпущенный в сеть энергосистемы,

 

.

 

Эта величина определяется как по каждой электростанции, так и по всей энергосистеме.

4. Эксплуатационные расходы в энергосистеме. По каждой электростанции они определяются как сумма условно переменных и условно постоянных затрат.

Условно переменные затраты определяются как произведение цены топлива, принимаемой равной 250 у.е./т.у.т., на его расход

 

.

 

Для ТЭЦ эти затраты определяются по формуле

 

.

 

Условно постоянные расходы складываются из затрат на амортизацию, заработную плату и прочих затрат (вспомогательные материалы и пр.).

Амортизационные отчисления определяются по формуле

 

,

 

где - норма амортизационных отчислений в относительных единицах (табл. 8);

- удельные капвложения в электростанцию.

Для КЭС определяются, исходя из табл. 9. Для ТЭЦ, работающей на твердом топливе, =2500 у.е./кВт; для ТЭЦ на газо-мазутном топливе =2000 у.е./кВт.

 

Таблица 8

Средние нормы амортизации для КЭС и ТЭЦ, %

Тип агрегатов электростанции Вид топлива
  Уголь Газ, мазут
К-150 6,3 6,5
К-200 6,5 6,65
К-300 6,9 6,8
К-500 7,15 7,3
К-800 7,85 7,45
ПТ-60 7,1 6,9
Т-100 7,3 7,1
ПТ-135 7,5 7,3
Т-250 7,8 7,5
     

 

 

Таблица 9

Удельные капвложения в КЭС, у.е./кВт

Тип блоков Вид топлива
  Каменный уголь Бурый уголь Газ, мазут
К-150      
К-200      
К-300      
К-500      
К-800      

 

Заработная плата рассчитывается как

 

,

 

где - штатный коэффициент (для КЭС приведен в табл. 10, а для ТЭЦ – на 10% выше, чем для КЭС той же мощности);

- среднегодовой фонд заработной платы, принимаем на уровне 6000 у.е./чел.×год

 

Таблица 10

Штатные коэффициенты для КЭС, чел/МВт

Мощность, кВт Тип и количество блоков
    Твердое топливо Газ, мазут
  4хК-150 0,66 0,5
  6хК-150 0,59 0,43
  4хК-200 0,5 0,38
  3хК-300 0,41 0,32
  6хК-200 0,42 0,33
  4хК-300 0,37 0,27
  6хК-300 0,28 0,25
  8хК-300 0,26 0,23
  6хК-500 0,21 0,17
  8хК-500 0,19 0,17
  5хК-800 0,16 0,13

 

Суммарные эксплуатационные затраты по всем электростанциям энергосистемы

 

,

 

где - коэффициент, учитывающий прочие расходы ( =0,1).

5. Себестоимость 1 кВт×ч, отпущенного в сеть энергосистемы:

 

,

 

где - суммарные эксплуатационные расходы, относящиеся к отпуску электроэнергии.

Для определения этой величины по ТЭЦ следует разделить затраты на амортизацию, заработную плату и прочие расходы между двумя видами продукции. С целью упрощения расчетов предлагается 60% затрат относить на электроэнергию, а 40% - на тепло. Тогда для ТЭЦ будем иметь:

 

;

 

Для КЭС

 

 

Суммарные затраты в энергосистеме

 

.

 

Себестоимость единицы тепла, отпущенной от всех ТЭЦ:

 

.

 

Эксплуатационные расходы в электрических сетях можно приближенно определить как

 

,

 

где - коэффициент, учитывающий отчисления на амортизацию, заработную плату и прочие затраты и принимаемый =0,07;

- капитальные вложения в электрические сети, равные 50% от капитальных вложений в электростанции.

Тогда общие затраты в энергосистеме, относимые к электроэнергии, будут равны:

 

.

 

Себестоимость 1 кВт×ч, полезно отпущенного потребителям, составит:

 

,

 

где - коэффициент потерь в сетях ( =0,1);

- стоимость покупной энергии, определяемая как

 

,

 

где - количество покупной энергии;

- тариф на межсистемные передачи электроэнергии ( =0.1 у.е./кВт×ч).

6. Стоимость реализации энергии

 

,

 

где , - средние тарифы на электроэнергию и тепло для потребителей

( =0.12 у.е./кВт×ч; =50 у.е./Гкал).

7. Прибыль энергосистемы

 

,

где:

.

 

8. Прибыль, остающаяся в распоряжении энергосистемы (остаточная прибыль), после осуществления всех выплат:

 

До = Д(1-а)

 

где а- налог на прибыль (принять равным 0,3);

9. Фондоотдача

 

где Фо - стоимость основных фондов (может быть принята равной капитальным вложениям в энергосистему).

10. Рентабельность основных фондов

 

11. Рентабельность продукции

 

Кпррен = До эн

 

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Падалко Л.П., Маныкина Л.А. Методические указания к курсовой работе по планированию основного производства в энергосистеме курса “Организация и планирование энергетического производства” для студентов специальности 0302 – «Электрические системы», Минск, 1988г.

2. Кузьмин В.Г. и др. Организация, планирование и управление в энергетике.- М., Высшая школа, 1982.

3. Падалко Л.П. Экономика и управление в энергетике. – Мн., Вышэйшая школа, 1987.


<== предыдущая | следующая ==>
Разработка потоковой VHDL-модели микросхемы | Общие требования к содержанию курсовой работы

Date: 2016-07-25; view: 167; Нарушение авторских прав; Помощь в написании работы --> СЮДА...



mydocx.ru - 2015-2024 year. (0.007 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию