Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ

 

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»


 

 

 

Энергетический институт

Направление: «Электроэнергетика»

Кафедра: ЭЭС

 

 

 

 

 

 

Составление годового плана эксплуатации ТЭЦ

Курсовая работа по дисциплине «Экономика и организация  энергетического производства»

 

 

 

 

Исполнитель:

студент группы 9А87  ____________________     Полугородний А.С.       (подпись/дата)                       

 

Руководитель:

            Доцент                                            ____________________        Антонова И. С.

                    (подпись/дата)

 

 

 

 

 

 

Томск – 2012

Оглавление

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

     Настоящая  курсовая работа посвящена вопросам  организации и планирования эксплуатации тепловой электрической станции, работающей в энергетической системе. Основная цель данной работы - составление годового плана эксплуатации ТЭЦ.

     Электрические станции типа ТЭС играют важную роль в Единой энергосистеме России, так как большая часть электрической энергии производится именно этими станциями. Практическое значение работ по организации эксплуатации ТЭЦ очень велико, так как станции этого типа широко распространены в районах и городах с большим потреблением тепла, и на долю ТЭЦ приходится почти 40 % централизованно производимой тепловой энергии.

     Основные задачи данной работы:

  1. Составление производственной программы станции, включая построение графиков тепловой и электрической нагрузок, экономический расчет и распределение нагрузок меду агрегатами, построение годового графика планово-предупредительных ремонтов (ППР) оборудования ТЭЦ, расчет выработки электроэнергии и отпуск тепла в суточном разрезе, по сезонам и за год, без учёта и с учётом ППР.
  2. Составление энергетического баланса ТЭЦ и рассчет показателей турбинного цеха, баланс тепла, показатели теплофикационного отделения и общестанционные показатели.
  3. Расчёт штатов и фонда оплаты труда персонала, определение  нормативной численности персонала, схемы организационно-производственной структуры ТЭЦ, фонда оплаты труда персонала.
  4. Планирование себестоимости производства  электроэнерии и тепловой энергии.

    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

 

 

№№

п/п

Исходные данные

Вариант

6

1

Состав оборудования:

Турбогенераторы -   3´ПТ-50-90/13

                                      К-100-90       

Парогенераторы -     5´БКЗ-220                

 

Удельные капитальные вложения в ТЭЦ, тыс руб/кВт,

7,2

2

Топливо, сжигаемое  на станции -  Райчихинский, Б

 

Стоимость транспортировки топлива, руб/ (т.н.т.*км),

4,6

 

потери топлива  при перевозке, разгрузке и хранении, %

1,2

3

Дальность транспортировки топлива, км

320

4

Радиус теплоснабжения горячей водой, км

5,2

5

Сроки отопительного периода

10.10-

10.5




 

6

График нагрузок

Электрические нагрузки в % от максимума (Р), МВт

Pmax=250 МВт

Интервал времени, ч.

1

76

2 – 7

80

8 – 16

87

17 – 22

82

23 – 24

78

Тепловые отопительные нагрузки в % от максимума зима/лето (Qот), ГДж/ч

Qотmax=670 / 405 ГДж/ч

Интервал времени, ч.

1

65/67

2 – 7

68/72

8 – 16

82/78

17 – 22

88/83

23 – 24

75/76

Тепловые промышленные нагрузки в % от максимума (Qпр), ГДж/ч

Qпрmax=1090 ГДж/ч

Интервал времени, ч.

1

67

2 – 7

70

8 – 16

78

17 – 22

72

23 – 24

68




Таблица 1 

 

 

 

Номер варианта определяется по первой букве фамилии

Букв.

А,Б,В

Г,Д,Е

Ж,З,И

К,Л,М

Н,О,П

Р,С,Т,У

Ф,Х,Ц

Ч,Ш,Щ

Э,Ю,Я

Вар.

2

3

4

5

6

7

8

9

10


 

 

 

 

 

1. ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ПРОГРАММА СТАНЦИИ

1.1. Построение суточных графиков тепловой и электрической нагрузок

     Суточные графики тепловой и электрической нагрузок строятся на основе данных о величинах максимумов нагрузок и диспетчерских графиков их распределения по интервалам времени в течение суток, заданных в процентах от максимума соответствующей нагрузки:

 

 

 Таблица 2

Электрические нагрузки (Р), МВт

Интервал времени, ч.

1

190

2 – 7

200

8 – 16

217,5

17 – 22

205

23 – 24

195

Тепловые отопительные нагрузки зима/лето (Qот), ГДж/ч

Интервал времени, ч.

1

435,5/271,35

2 – 7

455,6/291,6

8 – 16

549,4/315,9

17 – 22

589,6/336,15

23 – 24

502,5/307,8




 

Тепловые промышленные нагрузки (Qпр), ГДж/ч

Интервал времени, ч.

1

 

730,3

2 – 7

 

763

8 – 16

 

850,2

17 – 22

 

784,8

23 – 24

 

741,2




 

 

 

Рис. 1. Суточный график электрических нагрузок

 

 

Рис. 2. Суточный график тепловых отопительных нагрузок (зима)

 

 

 

Рис. 3. Суточный график тепловых отопительных нагрузок (лето)

 

Рис. 4. Суточный график тепловых промышленных нагрузок

1.2. Экономическое распределение  нагрузок между агрегатами

Распределение тепловой и электрической нагрузки между турбоагрегатами осуществляется в следующем порядке:

      1. Вначале производится распределение тепловых нагрузок Qт . Покрытие графика тепловой нагрузки осуществляется за счёт регулируемых отборов турбин на соответствующие параметры пара в пределах их расчётной (максимальной) величины.

На станции  установлены одинаковые по типоразмерам турбоагрегаты, загрузка их отборов будет производиться параллельно.

      1. После распределения тепловых нагрузок определяется вынужденная теплофикационная мощность - Nт отдельно по отборам, турбинам и по станции в целом.
      2. Далее распределяется график электрической нагрузки. Базисная часть графика электрической нагрузки покрывается за счёт вынужденной теплофикационной мощности. Остаток нагрузки распределяется между мощностями конденсационных турбоагрегатов и свободной конденсационной мощностью теплофикационных турбин. При этом следует руководствоваться правилами экономичного распределения: использовать конденсационные мощности в порядке последовательного увеличения  частичных удельных расходов тепла на выработку электроэнергии.

После распределения  графиков нагрузок рассчитывается выработка электроэнергии и отпуск тепла за сутки (зимние и летние). Для этого мощности, участвующие в покрытии того или иного графика, умножают на число часов в интервале и затем суммируют, чтобы получить суточные величины выработки электроэнергии и отпуска тепла.

Расчёты по распределению  графиков тепловой и электрической  нагрузок представляются в форме  таблицы 1.

Расчёт будет  производиться на основании энергетических характеристик турбин:

 

Турбины №№ 1,2,3.

ПТ-50-90/13

Qтурб=25,1+3,69Nт+9,09Nк+Qт

р0=8,8 МПа, Т0=808 К

Qт=Qотт+Qпрт, Nт=Nотт+Nпрт

рототб=(0,12¸0,25) МПа, Qотт=240 ГДж/ч, Nотт=0,138Qотт-8 МВт

рпротб=(0,79¸1,28) МПа, Qпрт=373 ГДж/ч, Nпрт=0,076Qпрт-9,5 МВт

 

Турбина № 4.

К-100-90

Qтурб=88+8,05Nэк+8,67Nнеэк,

р0=8,8 МПа, Т0=808 К

 

Таблица 1. Результаты расчётов распределения  графиков нагрузок
 

Зимние / летние сутки
За сутки
 

1

2-7

8-16

17-22

23-24

зима / лето

Теплофикационная нагрузка в паре, ГДж/ч

Покрытие 

- отбор турбины 1

- отбор турбины 2

- отбор турбины 3

730,3

243,433

243,433

243,433

763

254,333

254,333

254,333

850,2

283,4

283,4

283,4

784,8

216,6

216,6

216,6

741,2

247,067

247,067

247,067

19151,3

6383,76

6383,76

6383,76

Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч

Покрытие 

- отбор турбины 1

- отбор турбины 2

- отбор турбины 3

435,5/271,35

145,17/90,45

145,17/90,45

145,17/90,45

455,6/291,6

151,87/97,2

151,87/97,2

151,87/97,2

549,4/315,9

183,13/105,3

183,13/105,3

183,13/105,3

589,6/336.15

196,53/112,05

196,53/112,05

196,53/112,05

502,5/307,8

167,5/102,6

167,5/102,6

167,5/102,6

12656,3/7496,55

4218,76/2498,85

4218,76/2498,855

4218,76/2498,85

Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара

на промышленные нужды, МВт

 

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

на нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

 

 

 

 

 

 

 

 

9.001

9.001

9.001

 

 

 

12,033/4.482

12,033/4.482

12,033/4.482

 

 

 

 

 

 

 

 

9.829

9.829

9.829

 

 

 

12,958/5.414

12,958/5.414

12,958/5.414

 

 

 

 

 

 

 

 

12.038

12.038

12.038

 

 

 

17,272/6,531

17,272/6,531

17,272/6,531

 

 

 

 

 

 

 

 

6.962

6.962

6.962

 

 

 

19,121/7,463

19,121/7,463

19,121/7,463

 

 

 

 

 

 

 

 

9,277

9,277

9,277

 

 

 

15.115/6.159

15.115/6.159

15.115/6.159

 

 

 

 

 

 

 

 

475.666

475.666

475.666

 

 

 

574,198/152.841

574,198/152.841

574,198/152.841

Электрическая нагрузка, МВт

Покрытие

а) теплофикационной мощностью

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

б) конденсационной мощностью

- турбина 4  ЭК

- турбина 4  НЕЭК

 

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

 

 

 

190

 

 

21,034/13.483

21,034/13.483

21,034/13.483

 

 

75

25

 

8,966/16.517

8,966/16.517

8,966/16.517

 

 

 

200

 

 

22,787/15.243

22,787/15.243

22,787/15.243

 

 

75

25

 

10,546/18.09

10,546/18.09

10,546/18.09

 

 

 

217.5

 

 

29,31/18,569

29,31/18,569

29,31/18,569

 

 

75

25

 

9,857/20,598

9,857/20,598

9,857/20,598

 

 

 

205

 

 

26,083/14,425

26,083/14,425

26,083/14,425

 

 

75

25

 

8,917/20,575

8,917/20,575

8,917/20,575

 

 

 

195

 

 

24,436/15,436

24,436/15,436

24,436/15,436

 

 

75

25

 

7,231/16,231

7,231/16,231

7,231/16,231

 

 

 

4967,5

 

 

626,916/389.484

626,916/389.484

626,916/389.484

 

 

1800

600

 

228,949/466.351

228,949/466.351

228,949/466.351


1.3. Построение годового  графика планово-предупредительных  ремонтов (ППР) оборудования ТЭЦ

Вид и количество  проводимых ремонтов, а также продолжительность  ремонтного простоя указаны в таблице 2.

Все агрегаты один раз в году простаивают в капитальном  или среднем ремонте, в текущем ремонте котельные агрегаты простаивают 2¸3 раза.

 

Таблица 2

Оборудование 

Простои, календарные  сутки

Капитальный ремонт

Средний ремонт

Текущий ремонт

Кап.

Тек.

Ср.

Тек.

ПТ-50-90/13

35

6

12

6

9

К-100-90

46

14

18

14

21

БКЗ-220

33

13

13

13

20


 

  Капремонт данных  турбоагрегатов производится 1 раз  в 4 года.

  Для данного типа  котла межремонтный период составляет 4¸5 лет.

В соответствии с принятыми  данными строится календарный график ремонта основного оборудования ТЭЦ.

  При планировании  ремонтов в календарном разрезе  исходят из следующего:

  • теплофикационные турбоагрегаты капитально ремонтируют в период спада тепловой нагрузки;
  • предусматривают одновременный вывод в капремонт связанного по пару оборудования;
  • окончание ремонта одного агрегата совмещают с началом ремонта другого, с целью лучшей организации ремонтных работ;
  • текущие ремонты агрегатов производят равномерно в течение года.

Таблица 3. Годовой график ППР 

Тип агрегата

Месяцы года

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Турбогенераторы

турбина № 1

Т3

        

C12

      

Т3

    

турбина № 2

  

Т3

        

С12

      

Т3

  

турбина № 3

    

Т3

        

C12

      

Т3

турбина № 4

      

Т7

C10+8

      

Т7

      

Котлоагрегаты

котёл № 1

  

Т7

      

К33

      

Т6

  

котёл № 2

    

Т7

      

К33

      

Т6

котёл № 3

      

Т7

        

С13

    

Т6

котёл № 4

Т6

      

Т7

        

С13

    

котёл № 5

        

Т10

          

Т10

  

  Обозначение ремонта: К – капитальный, С – средний, Т – текущий; число после обозначения ремонта – количество календарных суток

 

 

1.4. Расчёт выработки  электроэнергии и отпуск тепла  в суточном

            разрезе, по сезонам и за год, без учёта и с учётом ППР

В данном разделе  определяется выработка электроэнергии и отпуск тепла за отопительный и  неотопительный периоды и за год  по отдельным агрегатам и по станции в целом. При этом исходят из величин суточной выработки электроэнергии и суточного отпуска тепла, полученных в результате экономичного распределения графиков нагрузок между турбоагрегатами, установленными на станции, и продолжительности отопительного и неотопительного периодов. Эти расчёты будут производиться без учётов и с учётом ремонтов оборудования. Для определения выработки электроэнергии и отпуска тепла с учётом ППР исходят из их суточных величин, полученных в результате перераспределения графиков нагрузок между турбоагрегатами при выводе их в ремонты, согласно разработанному ранее графику. Поскольку турбоагрегаты выводятся в ремонт поочерёдно, то снижение выработки энергии в тот или иной период находящегося в ремонте агрегата может быть частично компенсировано путём догрузки до номинальных мощностей, оставшихся в работе турбин.

 

Таблица 4 . Распределение графика нагрузок при ремонте конденсационной турбины

 

Зимние / летние сутки
За сутки
 

1

2-7

8-16

17-22

23-24

зима / лето

Теплофикационная нагрузка в паре, ГДж/ч

Покрытие 

- отбор турбины 1

- отбор турбины 2

- отбор турбины 3

730,3

243,433

243,433

243,433

763

254,333

254,333

254,333

850,2

283,4

283,4

283,4

784,8

216,6

216,6

216,6

741,2

247,067

247,067

247,067

19151,3

6383,76

6383,76

6383,76

Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч

Покрытие 

- отбор турбины 1

- отбор турбины 2

- отбор турбины 3

435,5/271,35

145,17/90,45

145,17/90,45

145,17/90,45

455,6/291,6

151,87/97,2

151,87/97,2

151,87/97,2

549,4/315,9

183,13/105,3

183,13/105,3

183,13/105,3

589,6/336.15

196,53/112,05

196,53/112,05

196,53/112,05

502,5/307,8

167,5/102,6

167,5/102,6

167,5/102,6

12656,3/7496,55

4218,76/2498,85

4218,76/2498,855

4218,76/2498,85

Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара

на промышленные нужды, МВт

 

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

на нужды отопления и горячего водоснабжения, МВт

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

 

 

 

 

 

 

 

 

9.001

9.001

9.001

 

 

 

12,033/4.482

12,033/4.482

12,033/4.482

 

 

 

 

 

 

 

 

9.829

9.829

9.829

 

 

 

12,958/5.414

12,958/5.414

12,958/5.414

 

 

 

 

 

 

 

 

12.038

12.038

12.038

 

 

 

17,272/6,531

17,272/6,531

17,272/6,531

 

 

 

 

 

 

 

 

6.962

6.962

6.962

 

 

 

19,121/7,463

19,121/7,463

19,121/7,463

 

 

 

 

 

 

 

 

9,277

9,277

9,277

 

 

 

15.115/6.159

15.115/6.159

15.115/6.159

 

 

 

 

 

 

 

 

475.666

475.666

475.666

 

 

 

574,198/152.841

574,198/152.841

574,198/152.841

 

Электрическая

нагрузка, МВт

Покрытие

а) теплофикационной мощностью

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

б) конденсационной мощностью

 

- турбина 1

- турбина 2

- турбина 3

 

 

150

 

 

 

21,034/13.483

21,034/13.483

21,034/13.483

 

 

 

28,966/36.517

28,966/36.517

28,966/36.517

 

 

150

 

 

 

22,787/15.243

22,787/15.243

22,787/15.243

 

 

 

27,213/34.757

27,213/34.757

27,213/34.757

 

 

150

 

 

 

29,31/18,569

29,31/18,569

29,31/18,569

 

 

 

20,69/31,431

20,69/31,431

20,69/31,431

 

 

150

 

 

 

26,083/14,425

26,083/14,425

26,083/14,425

 

 

 

23,917/35,575

23,917/35,575

23,917/35,575

 

 

150

 

 

 

24,436/15,436

24,436/15,436

24,436/15,436

 

 

 

25,564/34,564

25,564/34,564

25,564/34,564

 

 

150

 

 

 

626,916/389.484

626,916/389.484

626,916/389.484

 

 

 

573,084/810.516

573,084/810.516

573,084/810.516


 

 

 

 

 

 

Таблица 5. Распределение графика нагрузок при ремонте теплофикационной турбины

 

Зимние / летние сутки
За сутки
 

1

2-7

8-16

17-22

23-24

зима / лето

Теплофикационная нагрузка на промышленные нужды, ГДж/ч

Покрытие 

- отбор турбины 1

- отбор турбины 2

- Дефицит

730,3

363,3

363,3

3,7

763

363,3

363,3

36,4

850,2

363,3

363,3

123,6

784,8

363,3

363,3

58.2

741,2

363,3

363,3

14,4

19151,3

8719,2

8719,2

1712,5

Теплофикационная нагрузка на нужды отопления, ГДж/ч

Покрытие 

- отбор турбины 1

- отбор турбины 2

- Дефицит

435,5/271,35

217,75/135

217,75/135

0/0,68

455,6/291,6

223,3/135

223,3/135

9/21,6

549,4/315,9

223,3/135

223,3/135

102,8/45,9

589,6/336.15

223,3/135

223,3/135

143/66,15

502,5/307,8

223,3/135

223,3/135

55,9/37,8

12656,3/7496,55

5353,65/3240

5353,65/3240

1949/1015

Вынужденная теплофикационная мощность, вырабатываемая на базе отбора пара на

промышленные нужды, МВт

- турбина 1

- турбина 2

 нужды отопления  и горячего водоснабжения, МВт

- турбина 1

- турбина 2

 

 

 

 

 

 

 

18,11

18,11

 

 

 

22,05/10,724

22,05/10,724

 

 

 

 

 

 

 

18,11

18,11

 

 

 

22,815/10,63

22,815/10,63

 

 

 

 

 

 

 

18,11

18,11

 

 

 

22,815/10,63

22,815/10,63

 

 

 

 

 

 

 

18,11

18,11

 

 

 

22,815/10,63

22,815/10,63

 

 

 

 

 

 

 

18,11

18,11

 

 

 

22,815/10,63

22,815/10,63

 

 

 

 

 

 

 

434,64

434,64

 

 

 

546,795/255,12

546,795/255,12

Электрическая нагрузка, МВт

Покрытие

а) теплофикационной мощностью

- турбина 1

- турбина 2

б) конденсационной мощностью

- турбина 4  ЭК

- турбина 4  НЕЭК

- турбина 1

- турбина 2

 

 

 

190

 

 

40,16/28,834

40,16/28,834

 

 

75

25

4,84/16,166

1,699/16,025

 

 

 

200

 

 

40,925/28,74

40,925/28,74

 

 

75

25

9,075/21,26

9,075/21,26

 

 

 

200

 

 

40,925/28,74

40,925/28,74

 

 

75

25

9,075/21,26

9,075/21,26

 

 

 

200

 

 

40,925/28,74

40,925/28,74

 

 

75

25

9,075/21,26

9,075/21,26

 

 

 

195

 

 

40,925/28,74

40,925/28,74

 

 

75

25

6,575/18,76

6,575/18,76

 

 

4967,5

 

 

981,435/689,854

981,435/689,854

 

 

1800

600

208,565/500,146

208,565/500,146

 




 

 

 

Отопительный период составляет 212 суток, неотопительный период – 153, количество суток, отведённых на ремонт турбин – 86, из которых на отопительный период приходится 30, на неотопительный – 56.

 

 

Расчёт выработки  электроэнергии, млн кВтч :

  • теплофикационными турбинами в отопительный период:

в данный период турбина №1 работает 206 суток, из которых 182– в  нормальном режиме и 12 – когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте, 12 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=(182+12). 626,916+12. 981,435=133,39(млн.кВтч),

Эк=182. 228,949+12. 208,565+12. 573,084=51,048(млн.кВтч);

 

турбина №2 работает 206 суток, из которых 182– в  нормальном режиме и 12 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте, 12 – когда в ремонте находится конденсационная турбина

Эт=(182+12). 626,916+12. 981,435=133,39(млн.кВтч),

Эк=182. 228,949+12. 208,565+12. 573,084=51,048(млн.кВтч);

 

турбина №3 работает 206 суток, из которых 182– в  нормальном режиме и 12 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте, 12 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=(182+12). 626,916+12. 981,435=133,39(млн.кВтч),

Эк=182. 228,949+12. 208,565+12. 573,084=51,048(млн.кВтч);

 

  • теплофикационными турбинами в неотопительный период:

в данный период турбина №1 работает 141 сутки, из которых 97 – в нормальном режиме и 24 – когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте, 20 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=(97+20). 389,484+24. 689,854=62,12млн.кВтч),

Эк=97. 503,317+24. 500,146+20. 810,516=77,035(млн.кВтч);

турбина №2 работает 141 сутки, из которых 97– в  нормальном режиме и 24 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте, 20 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=(97+20). 389,484+24. 689,854=62,12млн.кВтч),

Эк=97. 503,317+24. 500,146+20. 810,516=77,035(млн.кВтч);

турбина №3 работает 141 сутки, из которых 97 – в  нормальном режиме и 24 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте, 20 – когда в ремонте находится конденсационная турбина:

Эт=(97+20). 389,484+24. 689,854=62,12млн.кВтч),

Эк=97. 503,317+24. 500,146+20. 810,516=77,035(млн.кВтч);

- конденсационной турбиной в отопительный период:

турбина №4 работает 200 суток, из которых 18 – период, когда в ремонте находятся теплофикационные турбины, 172 – нормальный режим:

Ээк=18.1800+172.1800=342(млн.кВтч),

Энеэк=18.600+172.600=114(млн.кВтч);

  • конденсационной турбиной в неотопительный период:

турбина №4 работает 133 суток, из которых 36 – период, когда в ремонте находятся теплофикационные турбины, 97 – нормальный режим:

Ээк=36.1800+97.1800=239,4(млн.кВтч),

Энеэк=36.600+97.600=79,8(млн.кВтч);

 

Расчёт отпуска  тепла, тыс ГДж/ч

  • в отопительный период турбина №1 работает 206 суток, из которых 194 – в нормальном режиме, 12 – когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте:

Qпр=194.6,383+12.8,719=1342,93,

Qот=194.4,218+12.5,354=882,54;

 

турбина №2 работает 206 суток, из которых 194 – в нормальном режиме, 12 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте:

Qпр=194.6,383+12.8,719=1342,93,

Qот=194.4,218+12.5,354=882,54;

 

турбина №3 работает 206 суток, из которых 194 – в нормальном режиме, 12 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте:

Qпр=194.6,383+12.8,719=1342,93,

Qот=194.4,218+12.5,354=882,54;

 

  • в неотопительный период турбина №1 работает 141 суток, из которых 117 – в нормальном режиме, 24 – когда турбины №2 и №3 находятся в ремонте:

Qпр=117.6,383+24.8,719=956,0,

Qот=117.2,498+24.3,24=370,0;

 

турбина №2 работает 141 суток, из которых 117 – в нормальном режиме, 24 – когда турбины №1 и №3 находятся в ремонте:

Qпр=117.6,383+24.8,719=956,0,

Qот=117.2,498+24.3,24=370,0;

 

турбина №3 работает 141 суток, из которых 117 – в нормальном режиме, 24 – когда турбины №1 и №2 находятся в ремонте:

 

Qпр=117.6,383+24.8,719=956,0,

Qот=117.2,498+24.3,24=370,0;

Результаты  расчёта выработки электроэнергии и отпуска тепла представлены в таблицах 6…9

 

Таблица 6 . Результаты расчёта выработки электроэнергии без учёта ППР

Источники
покрытия нагрузки

Выработка электроэнергии, млн кВтч

В отопит. период

В неотопит. период

За год

ЭТ

ЭК

ЭS

ЭТ

ЭК

ЭS

ЭТ

ЭК

ЭS

турбина 1

132,906

48,537

181,443

59,591

77,008

136,599

192,497

125,545

318,042

турбина 2

132,906

48,537

181,443

59,591

77,008

136,599

192,497

125,545

318,042

турбина 3

132,906

48,537

181,443

59,591

77,008

136,599

192,497

125,545

318,042

турбина 4

-

381,6

127,2

508,8

-

275,4

91,8

367,2

-

657

219

876

ИТОГО по ТЭЦ

398,718

654,411

1053,129

178,773

598,224

776,997

577,491

1252,635

1830,126