Разработка схемы электроснабжения промышленного предприятия
Выполним для заданного значения параметры пара (давления) в отборе турбины, используемого для теплоснабжения. Предварительно считаем, что в отбор идёт сухой насыщенный пар, а от теплового потребителя в схему поступает кипящий конденсат. По таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара определяем энтальпии сухого пара и кипящей воды. Так как Ротб = 0.2 Мпа = 2708.1 КДж/кг, = 508 КДж/кг… Читать ещё >
Разработка схемы электроснабжения промышленного предприятия (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ВЫСШЕЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ ДОНЕЦКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра «Промышленная теплоэнергетика»
Курсовая работа
по курсу
" Проектирование, монтаж и эксплуатация"
Выполнил: Вергелес С.В.
студент Vl курса заочного факультета гр. ТПзс-14а,
Проверил: Попов А.Л.
Донецк 2014
- Введение
- 1. Расчёт нагрузок
- 1.1 Расчёт величины годовых электрических нагрузок
- 1.2 Расчёт величины годовых тепловых нагрузок
- 1.3 Расчёт годового потребления электроэнергии
- 1.4 Расчёт годового потребления тепловой энергии
- 1.5 Расчёт коэффициента структуры энергопотребления
- 1.6 Построение графика коэффициента структуры энергопотребления
- 1.7 Определение предельного значения коэффициента структуры
- 2. Выбор схемы электроснабжения
- 3. Определение начальных параметров
- 4. Выбор основного оборудования
- 4.1 Выбор паровой турбины
- 4.2 Определение теплофикационного коэффициента для номинальных характеристик турбины
- 4.3 Выбор парогенератора
- 5.Определение режимов работы ТЭЦ и их анализ
- 5.1 Построение совместных графиков электрических нагрузок
- 5.2 Построение совместных графиков тепловых нагрузок
- 5.3 Анализ совместных графиков электрических и тепловых нагрузок
- 6. Технико-экономические показатели
- 6.1 Определение характеристик тепловой электроцентрали
- 6.2 Определение экономии топлива при энергоснабжении от ТЭЦ
- 6.3 Распределение топлива на ТЭЦ
- 6.4 Показатели работы ТЭЦ на теплофикационном режиме
- 6.5 Определение себестоимости энергии, отпускаемой ТЭЦ
- Заключение
- Список использованной литературы
Крупные промышленные предприятия являются значительными потребителями различных видов энергии, в первую очередь электрической и тепловой. Например, металлургические заводы — в очень больших количествах сжатого воздуха. Такие предприятия могут получать каждый из потребляемых видов энергии раздельно от самостоятельных источников.
В месте с тем возможно получение электрической и тепловой энергии, а в отдельных случаях и сжатого воздуха от единого источника — собственной теплоэлектроцентрали предприятия.
Какой схеме энергоснабжения отдать предпочтение в отдельном конкретном случае можно решить лишь на основе тщательного технико-экономического расчёта.
схема электроснабжение себестоимость энергия
1. Расчёт нагрузок
1.1 Расчёт величины годовых электрических нагрузок
Величины годовых электрических нагрузок рассчитываем согласно заданному уравнению;
N=No+Acos () +Bsin (р),
где No-фиксированное значение электрической нагрузки, МВт;
А, В — постоянные коэффициенты;
t — текущая координата времени, ч.
Результаты расчётов предоставлены в таблице 1.1
Таблица 1.1 Годовые электрические нагрузки.
t | No | A | t/2190 | cos () | Acos () | B | t/8760 | sin (р) | Bsin (р) | N | |
0.17 | 0.87 | 59.16 | 0.04 | 0.13 | 14.95 | 190.11 | |||||
0.33 | 0.50 | 0.08 | 0.26 | 29.92 | 179.99 | ||||||
0.50 | 0.00 | 0.13 | 0.38 | 43.70 | 159.70 | ||||||
0.67 | — 0.50 | — 34 | 0.17 | 0.50 | 57.50 | 139.50 | |||||
0.83 | — 0.87 | — 59.16 | 0.21 | 0.61 | 70.15 | 126.90 | |||||
1.0 | — 1.0 | — 68 | 0.25 | 0.71 | 81.65 | 129.60 | |||||
1.17 | — 0.87 | — 59.16 | 0.29 | 0.79 | 90.85 | 147.60 | |||||
1.33 | — 050 | — 34 | 0.33 | 0.87 | 100.05 | 182.05 | |||||
1.50 | 0.00 | 0.38 | 0.92 | 105.80 | 221.80 | ||||||
1.67 | 0.50 | 0.42 | 0.97 | 111.55 | 261.55 | ||||||
t | No | A | t/2190 | cos () | Acos () | B | t/8760 | sin (р) | Bsin (р) | N | |
1.83 | 0.87 | 59.16 | 0.46 | 0.99 | 113.85 | 281.01 | |||||
2.0 | 1.0 | 0.50 | 1.00 | 115.00 | 229.00 | ||||||
2.17 | 0.87 | 59.16 | 0.54 | 0.99 | 113.85 | 289.01 | |||||
2.33 | 0.50 | 0.58 | 0.97 | 111.85 | 261.55 | ||||||
2.50 | 0.00 | 0.63 | 0.92 | 105.80 | 221.80 | ||||||
2.67 | — 0.50 | — 34 | 0.67 | 0.87 | 100.05 | 182.05 | |||||
2.83 | — 0.87 | — 59.16 | 0.71 | 0.79 | 90.85 | 147.69 | |||||
3.0 | — 1.0 | — 68 | 81.65 | 129.65 | |||||||
3.17 | — 0.87 | — 59.16 | 0.79 | 0.61 | 70.15 | 126.90 | |||||
3.33 | — 0.50 | — 34 | 57.50 | 139.50 | |||||||
3.50 | 0.00 | 0.88 | 0.38 | 43.70 | 159.70 | ||||||
3.67 | 0.50 | 0.92 | 0.26 | 29.90 | 179.90 | ||||||
3.83 | 0.87 | 59.16 | 0.13 | 14.90 | 190.06 | ||||||
4.0 | 1.0 | 1.0 | 0.0 | 0.0 | |||||||
По данным таблицы 1.1 построим график.
График предоставлен на рисунке 1.1
1.2 Расчёт величины годовых тепловых нагрузок
Значения годовых тепловых нагрузок рассчитываем по заданному уравнению:
Q = Q0 + Ccos () + Dcos (),
где Q0 — фиксированное значение тепловой нагрузки, МВт
С, D — постоянные коэффициенты.
Результат расчётов приведён в таблице 1.2
Таблица 1.2 Годовые тепловые нагрузки.
t | Q0 | C | t/4380 | cos | Ccos | D | t/2190 | cos | Dcos | Q | |
0.00 | 1.00 | 0.00 | |||||||||
0.08 | 0.97 | 249.29 | 0.17 | 0.87 | 142.68 | 893.97 | |||||
0.17 | 0.87 | 223.59 | 0.33 | 0.50 | 807.59 | ||||||
0.25 | 0.71 | 182.47 | 0.50 | 0.00 | 684.47 | ||||||
0.33 | 0.50 | 128.5 | 0.67 | — 0.50 | — 82 | 548.5 | |||||
0.42 | 0.26 | 66.82 | 0.83 | — 0.87 | — 142.68 | 426.14 | |||||
0.50 | 0.00 | 0.00 | — 1.00 | — 164 | 338.0 | ||||||
0.58 | — 0.26 | — 66.82 | 1.17 | — 0.87 | — 142.68 | 292.50 | |||||
0.67 | — 0.50 | — 128.50 | — 0.50 | — 82 | 291.50 | ||||||
0.75 | — 0.71 | — 182.47 | 1.50 | 0.00 | 319.53 | ||||||
0.83 | — 0.87 | — 223.59 | 1.67 | 0.50 | 360.41 | ||||||
0.92 | — 0.97 | — 249.29 | 1.83 | 0.87 | 142.68 | 395.39 | |||||
1.0 | — 1.00 | — 257 | 2.0 | 1.0 | 409.00 | ||||||
1.08 | — 0.97 | — 249.29 | 2.17 | 0.87 | 142.68 | 395.39 | |||||
1.17 | — 0.87 | — 223.59 | 0.05 | 360.41 | |||||||
1.25 | — 071 | — 182.47 | 2.50 | 0.00 | 319.53 | ||||||
1.33 | — 0.50 | — 128.5 | 2.67 | — 0.50 | — 82 | 291.50 | |||||
1.42 | — 0.26 | — 66.82 | 2.83 | — 0.87 | — 142.68 | 292.50 | |||||
— 0.002 | — 0.51 | 3.00 | — 1.00 | 338.0 | |||||||
1.58 | 66.82 | 3.17 | — 0.87 | — 142.68 | 426.14 | ||||||
1.67 | 0.50 | 128.5 | 3.33 | — 0.50 | — 82 | 548.50 | |||||
0.71 | 182.47 | 3.50 | 684.47 | ||||||||
1.83 | 0.87 | 223.59 | 3.67 | 0.50 | 807.59 | ||||||
1.92 | 0.97 | 249.29 | 3.83 | 0.87 | 142.68 | 893.97 | |||||
2.0 | 4.0 | 1.0 | |||||||||
По данным таблицы 1.2 построим график. График представлен на рис. 1.2
1.3 Расчёт годового потребления электроэнергии
Вычислим значение средней в течении года электрической нагрузки, МВт:
Ncp==
Вычисляем годовую выработку (потребление) электроэнергии, МВт/ч:
Эг = Nср*8760
Эг = 189.2 * 8760 = 1 657 513.48 МВт/ч
1.4 Расчёт годового потребления тепловой энергии
Вычисляем значение средней в течении года тепловой нагрузки, МВт:
Qcp =
= =
=509.31 МВт.
Вычисляем годовую выработку (потребность) в тепловой энергии по следующей формуле:
QГ = Qср * 8760 МВт/ч
QГ = 509.31 * 8760 = 4 461 555.6 МВт/ч
1.5 Расчёт коэффициента структуры энергопотребления
Коэффициент структуры энергопотребления рассчитан для всех значений Nи Qпо следующей формуле:
Результаты расчёта представлены в таблице 1.3.
Таблица 1.3 — Результаты расчёта коэффициента структуры энергопотребления.
t | N | Q | ||
0.19 | ||||
190.11 | 893.97 | 0.21 | ||
179.99 | 807.59 | 0.22 | ||
159.70 | 684.47 | 0.23 | ||
139.50 | 548.50 | 0.25 | ||
126.90 | 426.14 | 0.29 | ||
129.60 | 338.00 | |||
147.60 | 292.50 | 0.50 | ||
182.05 | 291.50 | 0.62 | ||
221.80 | 319.53 | 0.69 | ||
261.55 | 360.41 | 0.72 | ||
289.01 | 395.39 | 0.73 | ||
299.00 | 409.00 | 0.73 | ||
289.01 | 395.39 | 0.73 | ||
161.55 | 360.41 | 0.72 | ||
221.8 | 319.53 | 0.69 | ||
182.05 | 291.50 | 0.62 | ||
147.69 | 292.50 | 0.50 | ||
65.70 | 129.65 | 338.00 | 0.38 | |
126.90 | 426.14 | 0.29 | ||
139.50 | 548.50 | 0.25 | ||
159.7 | 684.47 | 0.23 | ||
179.99 | 807.59 | |||
190.11 | 893.97 | 0.21 | ||
0.19 | ||||
1.6 Построение графика коэффициента структуры энергопотребления
В координатах мощность — время был построен график коэффициента структуры энергопотребления. Этот график представлен на рисунке 1.3. Величину среднего значения коэффициента структуры энергопотребления вычисляем на основе данных таблицы как среднеарифметическую:
Шср = = 0.449;
где шi — среднее значение коэффициента для і-го интервала времени, число разбиений временного интервала от 0 до 8760ч.
1.7 Определение предельного значения коэффициента структуры
Для анализа работы электростанции необходимо знать величину предельного коэффициента структуры энергопотребления, которую можно определить:
Шпр = ;
Шпр = = 0.93,
где — коэффициент использования тепла в парогенераторах котельных;
— КПД ТЭЦ на конденсационном режиме;
— КПД ТЭЦ на теплофикационном режиме;
— КПД станции;
ф — теплофикационный коэффициент;
— доля теплофикационного теплоснабжения.
2. Выбор схемы электроснабжения
Существуют две схемы энергоснабжения: раздельная и комбинированная. В данном случае схема — комбинированная, т.к. шср<�шпр (0.449<0.930)
Рисунок 2.1 - Принципиальная схема ТЭЦ.
Электрическая энергия вырабатывается в трёхфазном электрогенераторе, приводимом во вращение паровой турбиной, Q тепловая энергия из отборов турбины и РОУ.
3. Определение начальных параметров
Выполним для заданного значения параметры пара (давления) в отборе турбины, используемого для теплоснабжения. Предварительно считаем, что в отбор идёт сухой насыщенный пар, а от теплового потребителя в схему поступает кипящий конденсат. По таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара определяем энтальпии сухого пара и кипящей воды. Так как Ротб = 0.2 Мпа = 2708.1 КДж/кг, = 508 КДж/кг.
Из управления:
Находим энтальпию свежего пара на входе в турбину h1:
h1 = 0.449 * (2708.1 - 508) + 2708.1 = 3695.94 КДж/кг
Вычисляем значение энтальпии пара в конце адиабатного расширения :
,
где = 0.78 — относительный внутренний КПД турбины
= 3695.94 - (3695.94 - 2708.1) = 2429.47 КДж/кг
По значениям Ротб и h2на HS — диаграмме водяного пара находим значение энтальпии
S2 = 300 КДж (кг. град).
Так как S2 = S1 = 6.50 КДж (кг. град) и h1известна, определяем значение начальных параметров
P1 = 300 бар = 30 МПа, T1 = 670
4. Выбор основного оборудования
4.1 Выбор паровой турбины
Паровая турбина должна работать в номинальном режиме. Поэтому при выборе мощности турбины поступим так, чтобы турбин было несколько, а их суммарная мощность «ступеньками» покрывала график электрических нагрузок и суммарная мощность паровых турбин обеспечивая максимальную электрическую нагрузку.
Устанавливаем в 6 турбин Т — 50/130 со следующими значениями:
N = 50 МВт
P1 = 12.75 МПа
T1 = 565 0С
Pк = 5.0 кПа
Dmax = 260 т/ч
4.2 Определение теплофикационного коэффициента для номинальных характеристик турбины
Для начальных параметров пара выбранной турбины Р1 = 12.75 Мпа и t1= 5650С по HS — диаграмме воды и водяного пара находим значение h1,h1 = 3520 КДж/кг. Зная h1и заданное значение Ротб, по HS — диаграмме воды и водяного пара определяем энтальпию теоретического процесса расширения отборнго пара h2T=2515 КДж/кг.
Из выражения
hотб= h1 - (h1-h2T) зoi
определяем истинное значение энтальпии пара в отборе:
hотб = 3520 - (3520 - 2515) 0.78 = 2736.1 КДж/кг
Теплофикационный коэффициент вычисляем по формуле:
ф = ;
.
4.3 Выбор парогенератора
На основе параметров турбины (Р1 = 12.75 Мпа, t1 = 5650С), с углом вида топлива (природный газ) выбираем 4 котла Е — 480 — 140 ГМ со следующими параметрами:
заводская марка ТГМ — 96;
температура t= 570 0С;
КПД парогенератора зпг = 93.45%
5.Определение режимов работы ТЭЦ и их анализ
5.1 Построение совместных графиков электрических нагрузок
Совместные графики состоят из графика N = f (t) — электрическая нагрузка, Т. е. заказ потребителя и Nт = f (t) — возможная выработка электроэнергии на тепловой станции в теплофикационном режиме.
Построение графика Nт = f (t) начинаем с нахождения значений Nт для всех тех же точек, что и при построении графика Nт = f (t).
Значения Nт определяются из уравнения Nт~Qгде ф — теплофикационный коэффициент. Расчёты сведены в таблицу 5.1
Таблица 5.1 — Результаты расчёта совместных электрических нагрузок.
№ | t, ч | Q, МВт | ф | Nт, МВт | |
0.4 | 369.2 | ||||
893.9 | 357.5 | ||||
807.5 | |||||
684.4 | 273.7 | ||||
548.5 | 219.4 | ||||
624.1 | 170.44 | ||||
338.0 | 135.2 | ||||
292.5 | |||||
291.5 | 116.6 | ||||
319.5 | 127.8 | ||||
360.4 | 144.16 | ||||
395.4 | 158.16 | ||||
163.6 | |||||
395.4 | 158.16 | ||||
360.4 | 144.16 | ||||
319.5 | 127.8 | ||||
291.4 | 0.4 | 116.6 | |||
292.5 | |||||
338.0 | 135.2 | ||||
426.1 | 170.4 | ||||
548.5 | 219.4 | ||||
684.4 | 873.7 | ||||
807.5 | |||||
893.5 | 357.2 | ||||
369.2 | |||||
Совместные графики построены в одной сетке координат.
График совместных электрических нагрузок предоставлен на рисунке 5.1
5.2 Построение совместных графиков тепловых нагрузок
Следует различать нагрузку как заказ предприятия — это потребление требуемое и определяемое технологией производства, и нагрузки как возможность, отпуск. В первом случае это Q, во втором — Qт, т. е. мощность которую можно отобрать из турбины при выполнении заказа на выработку электрической представлен в таблице 5.2
Таблица 5.2 — Результаты расчёта совместных тепловых нагрузок.
№ | ф, МВт | N, МВт | ф | Qт, МВт | |
0.4 | |||||
190.11 | 475.2 | ||||
179.99 | 449.9 | ||||
159.70 | 339.25 | ||||
139.50 | 348.75 | ||||
126.90 | 317.25 | ||||
129.60 | |||||
147.60 | |||||
182.05 | 455.1 | ||||
221.8 | 554.5 | ||||
261.55 | 653.8 | ||||
289.01 | 722.5 | ||||
747.5 | |||||
289.01 | 722.5 | ||||
261.55 | 653.8 | ||||
221.80 | 554.5 | ||||
182.05 | 455.1 | ||||
147.60 | |||||
129.6 | |||||
126.9 | 317.25 | ||||
139.5 | 348.75 | ||||
159.7 | 399.25 | ||||
179.9 | 449.9 | ||||
190.1 | 475.2 | ||||
График совместных тепловых нагрузок расположен на рисунке 5.2
5.3 Анализ совместных графиков электрических и тепловых нагрузок
При сопоставлении графиков видим, что точки пересечения графиков Nт = f (t) с N = f (t) и Qт = f (t) cQ = f (t) совпадают. Это не случайно, т.к. выработка электрической и тепловой энергии осуществляется в одном и том же энергоблоке и эти графики характеризуют работу этого агрегата. В точках пересечения графиков величины потребления энергии и выработки совпадают. Из графиков видно, что режимы работы ТЭЦ различны в течении года:
1) Выработка электроэнергии на теплофикационном режиме N? Nт;
2) Выработка электроэнергии на конденсационном и теплофикационном режимах N>Nт;
3) Теплоснабжение из отборов турбин Q? Qт;
4) Режим теплоснабжение из отборов турбин и через РОУ Q>Qт.
6. Технико-экономические показатели
6.1 Определение характеристик тепловой электроцентрали
Среднегодовые характеристики ТЭЦ определяются по графикам тепловых и электрических нагрузок. Годовая выработка электроэнергии:
Эг = Nср * tг
Годовая выработка электроэнергии на теплофикационном и конденсационном режимах:
=
= 1 235 191.6 МВт/ч
Годовая выработка электроэнергии на конденсационном режиме, МВт:
= 1 657 513,4 - 1 235 191,6 = 422 321,88 МВт/ч
Годовой выпуск тепла:
Qг = Qсрt2 = 4 461 555.6 МВт/ч
Годовой отпуск тепла из отборов (на теплофикационном режиме определяется аналогично годовой выработке электроэнергии)
Годовой отпуск тепла через РОУ:
= 4 461 555.6 - 2 617 173.13 = 1 844 382.47 МВт
Доля выработки электрической энергии на теплофикационном и конденсационном режимах составит:
Доля теплоснабжения при этих же режимах:
Теплофикационный коэффициент по выработке электрической и тепловой энергии:
6.2 Определение экономии топлива при энергоснабжении от ТЭЦ
Расход топлива при раздельной выработке электрической и тепловой энергий, т/год
где — низшая теплота сгорания топлива.
Расход топлива на ТЭЦ, кг/год
Годовая экономия топлива, кг
Относительная экономия топлива, %
6.3 Распределение топлива на ТЭЦ
Расход топлива на теплоснабжение, кг/год
Расход топлива на выработку электроэнергии кг/год
Удельный расход топлива на теплоснабжении, кг/ (МВт*ч)
Удельный расход топлива на выработку электроэнергии, кг/ (МВт*ч)
6.4 Показатели работы ТЭЦ на теплофикационном режиме
Число часов использования установленной электрической мощности, час
Nуст =Nнемi = 50 * 6 = 300 МВт
Число часов использования установленной тепловой мощности:
Где Qуст = Qmaх максимальная тепловая нагрузка.
Удельный расход топлива на отпуск тепла, кг/ (МВт*ч)
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, кг/ (МВт*ч)
6.5 Определение себестоимости энергии, отпускаемой ТЭЦ
Топливная составляющая себестоимости по электрической энергии, грн/ (МВт*ч)
Топливная составляющая по теплу, грн/ (МВт*ч)
Амортизационная составляющая себестоимости, грн/ (МВт*ч),
а) по электроэнергии:
где Рк — коэффициент амортизационных отчислений на капитальный ремонт и восстановление, затраты на оборудование;
- стоимость оборудования ТЭЦ по производству электроэнергии;
Кэ — стоимость 1 КВт установленной мощности для ТЭЦ
б) по тепловой энергии:
где - стоимость оборудования ТЭЦ по производства тепла,
Составляющая себестоимости, учитывающая затраты:
на текущий ремонт и материалы:
на заработную плату:
где Аn — годовые затраты на заработную плату
где — основная заработная плата с эксплуатационного персонала с начислением на социальное страхование
А = Ф * П, А = 8400 * 948 = 7 963 200 грн
затраты по заработной плате составят, грн/ (МВт*ч):
на выработку электрической энергии:
на выработку тепловой энергии:
Общестанционные затраты определяются по формуле:
Общестанционные затраты распределяются между производством электрической и тепловой энергии пропорционально прямым затратам:
где — прямые затраты, связанные в отпуском тепла:
Пэ — прямые затраты, связанные м выработкой электроэнергии:
ПЭ = 1 667 513.4 * (67.6 + 6.5 + 0.65 + 3.75) = 130 * 106
Таким образом,
Составляющая себестоимости тепла учитывает:
общестанционные расходы
себестоимость тепловой энергии:
Данные расчётов обобщаются в сводных таблицах технико-экономических показателей.
Таблица 6 — составляющие себестоимости производства электроэнергии
составляющие | себестоимость | годовые затраты, тыс. грн | |||
обознач. | грн/ (МВт*ч) | % | |||
топливо | 55,5 | ||||
амортизация | 5.5 | ||||
текущий ремонт | 3.9 | ||||
зарплата | 3.9 | ||||
общие расходы | 10.3 | ||||
ИТОГО | 79.36 | ||||
Таблица 7 — составляющие себестоимостей производства тепловой энергии
составляющие | себестоимость | годовые затраты, тыс. грн | ||
обозначение | грн/ГДж | |||
Топливо | 8.4 | |||
Амортизация | 0.78 | |||
Текущий ремонт | 0.84 | |||
Зарплата | 0.48 | |||
Общие расходы | 1.5 | |||
ИТОГО | ||||
Таблица 8 — технико-экономические показатели.
Показатели | Условное обозначение | Единица величины | Значение | |
Годовая выработка электроэнергии | Эг | МВт*ч | 1 657 513,48 | |
На теплофикац. режиме | — // ; | 1 235 191.6 | ||
На конденсац. режиме | — // ; | 422 321.88 | ||
Годовой отпуск тепла | МДж | 4 461 555.6 | ||
В том числе из отборов турбины через РОУ | МДж | 2 617 173.13 1 844 382.47 | ||
Доля теплоснабжения на теплофик. режиме | МДж | 0.587 | ||
Доля электроснаб. натепл. режиме | МДж | 0.750 | ||
Теплофикац. коэффициент | МВт*ч/МДж | 0.472 | ||
Годовая экономия топлива | т/год | 267*106 | ||
Относительная экономия | % | |||
Удельный расход усл. топл. на выработку эл. энергии | кг/ (МВт*ч) | |||
Условный расходусл. Топл. на выработку тепл. Энергии | Кг/МДж | 93.6 | ||
Себестоимость электроэнергии | Грн/ (МВт*ч) | 79.36 | ||
Себестоимость тепловой энергии | Грн/МДж | 56.22 | ||
Заключение
В ходе данной курсовой работы был проведён расчёт величин годовых электрических и тепловых нагрузок, построены соответствующие графики. Был проведён расчёт энергопотребления, расчёт коэффициента структуры энергопотребления и построен его график. Выбрана схема энергоснабжения — комбинированная. Определены начальные параметры пара. Было выбрано основное оборудование электростанции: 6 турбин Т-50−130 и 4 котла Е-480−140 ГМ.
Были построены совместные графики электрических и тепловых нагрузок, сравнены и проанализированы.
Были определены технико-экономические показатели: характеристики ТЭЦ, экономия топлива, показатели работы ТЭЦ при теплофикационном режиме, а также определена себестоимость энергии.
1. Ривкин С. А., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. — М.: Энергия, 1980 г. — 402 с.
2. Рыжко В. Я. Тепловые электрические станции. — М.: Энергия, 1987 г. — 328 с.
3. Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине
4. «Энергетические установки» Сост.: В. Л. Кондроизкий, Г. Г. Пятышкин, С. М. Сафьянц. — Донецк: ДПИ, 1992 г. — 30 с.