1
1. 7Исходные данные
В исходных данных указывается состав электростанций энергосистемы, тип
установленного на них оборудования и вид сжигаемого топлива.
Вариант 4:
1. КЭС – 1 — 900 МВт (6хК – 150, на каменном угле );
2. КЭС – 2 — 1500 МВт (5хК – 300, на мазуте);
3. КЭС – 3 — 1500 МВт (3хК – 500, на буром угле);
4. ТЭЦ – 1 — 405 МВт (1хПТ – 135, на мазуте).
5. ТЭЦ – 2 — 750 МВт (3хТ –250, на мазуте).
Продолжительность летнего периода принимается равный nл = 210 суток, а зимнего —
nз =155 суток.
2. Определение суточного графика нагрузки
Для решения поставленной задачи необходимо знать обьем и режим
годовогоэлектропотребления. Для упрощения расчетов весь год представляется ввиде двух
периодов — летнего( 210 суток ) и зимнего (155 суток )
Максимальную нагрузку, которая приходится на t = 18 ч зимних суток, примем на
уровне, равном 95% установленной мощности энергосистемы:
Руст = 900+1500+1500+135+750=4785 МВт,
Рmax = 0,95 Руст = 47850,95= 4545,75 МВт.
Суточные графики для характерных зимних и летних суток представлены в таблице 1.
Суточные графики нагрузки
Таблица 1
Часы суток
Лето
Зима
1
0,5
2272,9
0,6
2727,5
2
0,5
2272,9
0,6
2727,5
3
0,5
2272,9
0,6
2727,5
4
0,5
2272,9
0,6
2727,5
5
0,55
2500,2
0,65
2954,7
6
0,6
2727,5
0,7
3182,0
7
0,7
3182,0
0,8
3636,6
8
0,75
3409,3
0,9
4091,2
9
0,8
3636,6
0,96
4363,9
10
0,8
3636,6
0,95
4318,5
11
0,78
3545,7
0,9
4091,2
12
0,75
3409,3
0,85
3863,9
13
0,65
2954,7
0,85
3863,9
14
0,7
3182,0
0,9
4091,2
15
0,7
3182,0
0,94
4273,0
16
0,72
3272,9
0,95
4318,5
17
0,73
3318,4
0,97
4409,4
18
0,73
3318,4
1
4545,8
19
0,7
3182,0
0,95
4318,5
20
0,65
2954,7
0,9
4091,2
21
0,6
2727,5
0,85
3863,9
22
0,6
2727,5
0,8
3636,6
23
0,55
2500,2
0,7
3182,0
24
0,55
2500,2
0,65
2954,7
2
3. Построение годового графика по продолжительности
Построение годового графика по продолжительности нагрузки (рис.1) начнём с
максимальной нагрузки. Продолжительность её в часах равна количеству зимних суток,
умноженному на число часов в сутках, в течении которых эта нагрузка имеет место (для
максимальной нагрузки — 1ч):
Нумерация
Мощность (МВт) Время (ч.)
1
4546
155
2
4409
155
3
4364
155
4
4318
465
5
4273
155
6
4091
620
7
3864
465
8
3637
730
9
3546
210
10
3409
420
11
3318
420
12
3273
210
13
3182
1150
14
2955
730
15
2727
1250
16
2500
630
17
2273
840
4. Построение характеристик относительных приростов
электростанций энергосистемы
На основе характеристик относительных приростов (ХОП) электростанций
осуществляется экономное распределение активной электрической нагрузки между
электростанциями энергосистемы.
Расчёт ХОП для КЭС – 1 (6хК – 150, на каменномугле):
Гкал
Qкаmin  0,6Q ном  0,6  320  192
ч
(0,6 — коэффициент для котлоагрегатов, работающих на газомазутном топливе)
Qкаmin  Q xx 192  24,85

 86,96МВт;
q
1,922
т. у.т.
r min  0,156
;
Гкал
 Рэк  124МВт;
min
Р БЛОК

относительный прирост котла при любой нагрузке:
Q  Q2
(r2  r1где
), Q1, Q2, r1, r2 — смежные с Q значения тепловых нагрузок,
Q2  Q1
Гкал
Q каэк  Q xx  q  Р эк  24,85  1,922 124  263,18
;
ч
т. у.т.
263,18  256
r эк  0,164 
(0,170  0,164)  0,165
;
288  256
Гкал
r  r1 
3
Qкаmax  Q xx  q ,  Р эк  q ,,  ( Рmax  Р эк )  24,85  1,922  124  2,101  (150  124)  317,804
Гкал
;
ч
блок
Рmax
 150МВт ;
r max  0,17 
т. у.т.
317,8  288
(0,18  0,17)  0,179
.
320  288
Гкал
Зимний период
min
Р КЭС
 6  86,96  521МВт ;
эк
Р КЭС
 6 124  744 МВт ;
max
Р КЭС
 6 150  900 МВт .
летний период
Принимаем, что один агрегат находится в плановом ремонте:
min
Р КЭС
 5  86,96  434,8МВт ;
эк
Р КЭС
 5 124  620 МВт ;
max
Р КЭС
 5 150  750 МВт .
Расчёт ХОП для КЭС – 2 (5хК – 300, на мазуте):
Гкал
Qкаmin  0,5Qканом  0,5  605  302,5
ч
(0,5 — коэффициент для котлоагрегатов, работающих на твёрдом топливе)
Qкаmin  Q xx 302,5  35

 147,8МВт;
q
1,81
т. у.т.
r min  0,151
;
Гкал
Рэк  270МВт;
min
Р БЛОК

Гкал
;
ч
т. у.т.
523,7  484
 0,16 
(0,165  0,16)  0,163
;
544,5  484
Гкал
Qкаэк  Q xx  q  Р эк  35,0  1,81 270  523,7
r эк
бл
Qкаmax  Q xx  q ,  Рэк  q ,,  ( Рmax
 Рэк )  35,0  1,81  270  1,93  (300  270)  581,6
max
Р БЛОК
 300МВт;
r max  0,165 
т. у.т.
581,6  544,5
(0,171  0,165)  0,169
.
605  544,5
Гкал
Гкал
;
ч
4
Зимний период
min
Р КЭС
 5 147,8  739МВт ;
эк
Р КЭС
 5  270  1350МВт ;
max
Р КЭС
 5  300  1500МВт.
летний период
min
Р КЭС
 4 147,8  591,2МВт ;
эк
Р КЭС
 4  270  1080МВт ;
max
Р КЭС
 4  300  1200МВт.
Расчёт ХОП для КЭС – 3 (3хК – 500, на буром угле):
Гкал
min
Q ка
 0,6Q ном
ка  0,6 1025  615
ч
(0,6 — коэффициент для котлоагрегатов, работающих на твёрдом топливе)
Qкаmin  Q xx 615  58
Р


 308,6МВт ;
q
1,805
т. у.т.
r min  0,152
;
Гкал
 Р эк  450МВт ;
min
БЛОК
эк
Q ка
 Q xx  q  Р эк  58  1,805  450  870,25
r эк  0,158 
Гкал
;
ч
870,25  820
т.у.т.
(0,162  0,158)  0,15996
;
922,5  820
Гкал
Qкаmax  Q xx  q ,  Рэк  q ,,  ( Рmax  Рэк )  58  1,805  450  1,9  (500  450)  965,25
Гкал
;
ч
max
Р БЛОК
 500  500МВт;
r max  0,162 
т. у.т.
965,25  922,5
(0,165  0,162)  0,163
.
1025  922,5
Гкал
Зимний период
min
Р КЭС
 3  308,6  925,76 МВт ;
эк
Р КЭС
 3  450  1350 МВт ;
max
Р КЭС
 3  500  1500 МВт .
Р min
КЭС  2 
615  58
 617,175МВт ;
1,805
летний период
Р эк
КЭС  2  450  900МВт ;
Р max
КЭС  2  500  1000МВт .
ХОП для электростанций определяется:
  q  r , где q — относительный прирост расхода тепла турбоагрегатов, где
r — относительный прирост расхода топлива котлоагрегатов.
Расчёт ХОП КЭС сводим в таблицу 2.
5
Расчёт ХОП КЭС
ХОП
Гкал
МВт  ч
2
6 х К – 150
Нагрузка, МВт
1
Pmin
Рэк
Pmax
Pmin
Рэк
Pmax
лето
зима
лето
зима
лето
зима
434,8
521
620
744
750
900
лето
зима
лето
зима
лето
зима
591,2
739
1080
1350
1200
1500
q,
r,
т.у.т.
Гкал
3
Таблица 2
т.у.т.
,
МВт  ч
4
1,922
0,156
0,2998
1,922—2,101
0,165
0,31713—0,3466
2,101
0,179
0,376
1,81
0,151
0,273
1,81—1,93
0,163
0,295—0,314
1,93
0,169
0,326
5 х К – 300
3 х К – 500
лето
617,2
0,274
Pmin
1,805
0,152
зима
925,7
лето
900
0,288—0,304
Рэк
1,805—1,9
0,1599
зима
1350
лето
1000
Pmax
1,9
0,163
0,309
зима
1500
ХОП ТЭЦ –1 строим на основе экспериментальных характеристик теплофикационных
агрегатов согласно исходным данным.
Удельный расход топлива на отпущенное с котла тепло:
1
1
т.у.т.
rq b уд  

 0,158
,
7  к 7  0,9
Гкал
где к = 0,870,91 – среднегодовой КПД котла.
Определяем относительный прирост расхода топлива на ТЭЦ –1 по конденсационному
циклу: эта величина постоянная для ПТ – 135 – 130 —  = rqqк = 0,1581,95 = 0,3081
т.у.у./МВтч.
Рассчитаем графики производственной (неизменна на протяжении всего года) и
тепловой (зимняя и летняя) нагрузок для ТЭЦ – 1 с 3-мя ПТ – 135 – 130:
08 часов :
Гкал
Q max
 0,9  Qном
 0,9  200  180
;
n
n
ч
Гкал
Q n  0,6 180  108
;
ч
824 часов :
Гкал
Q n  Q max
 180
;
n
ч
Гкал
Q зим
 0,9  Q ном
 0,9 110  99
;
т
т
ч
Гкал
Q лет
 0,4  Q зим
 0,4  99  39,6
.
т
т
ч
Вынужденная мощность ТЭЦ – 1: Рвын = Рт + Ркmin ; Ркmin 0,05135= 6,75 МВт;
Зима =Лето:
Рт = 0,36Qn + 0,616Qт – 14,5 = 0,36108 + 0,61699 – 14,5 = 85,364 Мвт;
6
РТЭЦвын =
3Рт + Рк =85,364 +6,75 = 92,114 Мвт(08 ч);
Р’т = 0,36180 + 0,61699 – 14,5 = 111,284 Мвт;
РТЭЦвын = 3Р’т + Ркmin = 354,102 Мвт(824 ч);
Расчёт ХОП ТЭЦ – 1
min
ХОП
РТЭЦвын
РТЭЦmax
т.у.т.
Гкал
rq ,
Гкал
МВт  ч
2
3
1хПТ – 135 –130 лето(зима) 08 ч
92,1142
1,95
0,158
135
РТЭЦвын
РТЭЦmax
118,035
135
Нагрузка, МВт
1
qк ,
лето(зима) 824 ч
1,95
0,158
Таблица 3
т.у.т.
,
МВт  ч
4
0,3081
0,3081
ХОП ТЭЦ –2 строим на основе экспериментальных характеристик теплофикационных
агрегатов согласно исходным данным.
Удельный расход топлива на отпущенное с котла тепло:
1
1
т.у.т.
rq b уд  

 0,158
,
7  к 7  0,9
Гкал
где к = 0,870,91 – среднегодовой КПД котла.
Определяем относительный прирост расхода топлива на ТЭЦ –1 по конденсационному
циклу: эта величина постоянная для Т – 250 – 240 —  = rqqк = 0,1581,84 = 0,29 т.у.у./МВтч.
График теплофикационной нагрузки принимаем одноступенчатым для зимних и летних
суток.
QНОМ=335 Гкал/ч
Величину зимней теплофикационной нагрузкипримем на уровне:
QTЗИМ  0,8  0,9  QTНОМ  0,85  335  284,75 Гкал / ч;
летней : QTЛЕТ  0,2  0,4  QTЗИМ  0,3  284,75  85,425 Гкал / ч;
Вынужденная мощность ТЭЦ – 2: Рвын = Рт + Ркmin ;
Зима :
min
PK  0.05  250  3  37.5МВт
PKЗИМ  0,7  QTЗИМ  20  0,7  284,75  20  179,3МВт
ТЭЦ
Р ВЫН
 3  РТЗИМ  Р Кmin  3  179,3  37.5  575,4МВт
Лето:
min
PK  0,05  250  2  25МВт
PKЛЕТ  0,7  QTЛЕТ  20  0,7  84,4  20  39,78МВт
ТЭЦ
Р ВЫН
 2  РТЛЕТ  Р Кmin  2  39,78  25  64.78МВт
Расчёт ХОП ТЭЦ – 1 сводим в таблицу 4.
7
Расчёт ХОП ТЭЦ – 2
ХОП
Нагрузка, МВт
1
РТЭЦвын
РТЭЦmax
575,4
750
РТЭЦвын
РТЭЦmax
64,78
500
Гкал
qк ,
МВт  ч
2
3хТ – 250—240
зима
1,84
Лето
1,84
т.у.т.
rq ,
Гкал
3
Таблица 4
т.у.т.
,
МВт  ч
4
0,158
0,29
0,158
0,29
6. Распределение электрической энергии между электростанциями
энергосистемы
Распределение нагрузки производим по принципу равенства относительных приростов.
При распределении пользуемся ХОП, которые были построены ранее. Распределение
производится для зимних (таблица 5) и летних (таблица 6) суток. В результате решения этой
задачи получаем суточные графики нагрузки всех электростанций. Зная суточные графики и
количество суток в году, легко подсчитать годовую выработку электроэнергии по каждой
станции.
Распределение нагрузки для зимних суток
Таблица 5
Часы
Нагрузка,
Нагрузка по станциям, МВт
Суток
МВт
КЭС - 900
КЭС –
КЭС ТЭЦ – 135 ТЭЦ –750
1500
1500
1
2
3
4
5
6
1
521
739
925
92
575
2727,5
2
521
739
925
92
575
2727,5
3
521
739
925
92
575
2727,5
4
521
739
925
92
575
2727,5
5
521
840
990
92
575
2954,7
6
521
910
1080
92
575
3182,0
7
521
1120
1320
92
575
3636,6
8
550
1350
1350
92
750
4091,2
9
640
1350
1480
92
750
4363,9
10
640
1350
1480
92
750
4318,5
11
550
1350
1350
92
750
4091,2
12
521
1210
1350
92
575
3863,9
13
521
1210
1350
92
575
3863,9
14
550
1350
1350
92
750
4091,2
15
620
1350
1440
92
750
4273,0
16
640
1350
1480
92
750
4318,5
17
670
1350
1500
135
750
4409,4
18
744
1430
1500
135
750
4545,8
19
640
1350
1480
92
750
4318,5
20
550
1350
1350
92
750
4091,2
21
521
1210
1350
92
575
3863,9
22
521
1120
1320
92
575
3636,6
23
521
910
1080
92
575
3182,0
24
521
840
990
92
575
2954,7
8
Эвырсут,
МВтч/сут
(итого)
13567
27256
30290
2294
15725
Следовательно, выработка электроэнергии за год (зимний период):
Эвыр КЭС – 900год(зима) = 13567155 = 2102885 МВтч/зима;
Эвыр КЭС – 1500год(зима) = 27256155 = 4224680 МВтч/зима;
Эвыр КЭС – 1500год(зима) = 30290155 = 4694950 МВтч/зима;
Эвыр ТЭЦ – 135год(зима) = 2294155 = 355570 МВтч/зима.
Эвыр ТЭЦ – 750год(зима) = 15725155 = 2437375 МВтч/зима.
Распределение нагрузки для летних суток
Часы
Суток
1
1
2
3
4
5
6
Нагрузка,
МВт
2
2272,9
2272,9
2272,9
2272,9
2500,2
2727,5
3182,0
8
3409,3
9
3636,6
10
3636,6
11
3545,7
12
3409,3
13
2954,7
14
3182,0
15
3182,0
16
3272,9
17
3318,4
18
3318,4
19
3182,0
20
2954,7
21
2727,5
22
2727,5
23
2500,2
24
2500,2
Эвырсут, МВтч/сут
(итого)
КЭС - 900
3
435
435
435
435
435
435
560
620
750
750
700
620
435
560
560
550
595
595
560
435
435
435
435
435
12640
Таблица 5
Нагрузка по станциям, МВт
КЭС –
КЭС - 1500 ТЭЦ – 135 ТЭЦ –750
1500
4
5
6
850
830
92
65
850
830
92
65
850
830
92
65
850
830
92
65
980
900
92
65
980
900
92
65
1080
980
92
500
1160
1000
135
500
1200
1000
135
500
1200
1000
135
500
1200
1000
135
500
1160
1000
135
500
1030
1000
92
500
1080
980
92
500
1080
980
92
500
1080
1000
135
500
1085
1000
135
500
1085
1000
135
500
1080
980
92
500
1030
1000
92
500
980
900
92
65
980
900
92
65
980
900
92
65
980
900
92
65
24830
22640
2552
7650
Следовательно, выработка электроэнергии за год (летний период):
Эвыр КЭС – 900год(лето) = 12640210 =2654400 МВтч/лето;
Эвыр КЭС – 1500год(лето) = 24830210 =5214300 МВтч/лето;
Эвыр КЭС – 1500год(лето) = 22640210 =4754400 МВтч/лето;
Эвыр ТЭЦ – 135год(лето) = 2552210 = 535920 МВтч/лето.
Эвыр ТЭЦ – 750год(лето) = 7650210 =1606500 МВтч/лето.
9
7.
Расчёт технико – экономических показателей работы энергосистемы
7.1. Число часов использования установленной мощности
электростанций и энергосистемы:
hу 
Э выр
Nу
зим.сут
лет.сут
; Э выр  Э выр
 n зим.  Э выр
 n лет.
КЭС-1: Эвыр =13567155 + 12640210 =4757285 МВтч;
hу = 4757285/900 =5285,87 ч.
Для остальных станций расчёт выполняется аналогично. Результаты расчёта сведены в
таблицу 6.
Число часов использования установленной мощности
Таблица 6
зим.сут
лет.сут
ст.
Параметры Эвыр
,
Эвыр
,
Эвыр ,
hy,
Станции
ч
МВтч/сут МВтч/сут
МВтч/сут
КЭС – 1: 6хК – 150
13567
12640
4757285
5285,87
КЭС – 2: 5хК – 300
27256
24830
9438980
6292,65
КЭС – 3: 3хК – 500
30290
22640
9449350
6299,56
ТЭЦ – 1: 1хПТ – 135
2294
2552
891490
6603,63
ТЭЦ – 1: 3хТ – 250
15725
7650
4043875
5391,83

Энергия, вырабатываемая энергосистемой за год:
28580980
МВт  ч
.
год
i 1
Число часов использования установленной мощности энергосистемы:
Э
сис
в ыр
4
  Эвстыр  28580980
h усис 
28580980
 5973ч.
4785
7.2. Годовой расход топлива каждой электростанции и энергосистемы
7.2.1. Годовой расход топлива на КЭС (удельный расход)
Величина годового расхода топлива на КЭС:
Вгод = Вслет.n1nлет + Всзим.n2nлет
Величина суточного расхода топлива блока:
24
сут
Вс  b q  Q сут
  Q час
э ;Qэ
эi .
i 1
Значения расходов Qэiчас определяются, исходя из нагрузки КЭС в течении
рассматриваемого часа, делённой на количество работающих блоков по энергетической
характеристике турбоагрегата.
10
КЭС – 1 (6хК - 150):
зима
521
Гкал
 191.74
;
6
ч
550
Гкал
Q эчас
 201,3
;
8,11,14, 20  24,85  1,922
6
ч
640
Гкал
Q эчас
 229,86
;
9 10,16,19  24,85  1,922
6
ч
620
Гкал
Q эчас
 223,45
;
15  24,85  1,922
6
ч
670
Гкал
Q эчас
 239,47
;
17  24,85  1,922
6
ч
744
Гкал
Q эчас
 263,177
;
18  24,85  1,922
6
ч
Q эчас
1 7 ,1213, 21 24  24,85  1,922
лето
435
Гкал
Q эчас
 164,19
;
1 6 ,13, 20 24  24,85  1,922
5
ч
560
Гкал
Q эчас
 204.23
;
7 ,1415,19  24,85  1,922
5
ч
620
Гкал
Q эчас
 223,45
;
8,12  24,85  1,922
5
ч
750
Гкал
Q эчас
 265,09
;
9 ,10  24,85  1,922
5
ч
700
Гкал
Q эчас
 249,08
;
11  24,85  1,922
5
ч
550
Гкал
Q эчас
 201,03
;
16  24,85  1,922
5
ч
595
Гкал
Q эчас
 253.56
;
17 18  24,85  1,922
5
ч
Тогда Qэлетсут =164,1912 + 204,234 + 223,452 + 265,092 + 249,08 + 201,03 + 253,562 =
=4721,51 Гкал/сут,
Qэзимсут = 191,7413 + 201,034 + 229,864 + 223,45 + 239,47 + 263,177 = 4942,77 Гкал/сут;
1
1
т.у.т.

 0,16
;
7  ка 7  0,89
Гкал
Всзим = 0,164942,77 = 790,84 т.у.т./сут;
Вслет = 0,164721,51 = 755,44 т.у.т./сут;
Вгод = 755,445210 + 790,846155 = 1528693,2 т.у.т./год.
Найдём удельный расход топлива на 1 кВтч, отпущенный в сеть энергосистемы:
В ээгод 1528693,2
т. у.т.
отп
bэ  отп 
 0,321
.
4757285
МВт  ч
Э год
bq 
11
КЭС – 2 (5хК - 300):
зима
739
Гкал
 302.52
;
5
ч
840
Гкал
Q эчас
 339,08
;
5, 24  35,0  1,81
5
ч
910
Гкал
Q эчас
 364,42
;
6 , 23  35,0  1,81
5
ч
1120
Гкал
Q эчас
 440,44
;
7 , 22  35,0  1,81
5
ч
1350
Гкал
Q эчас
 523,7
;
8 11,1417,19 20  35,0  1,81
5
ч
1210
Гкал
Q эчас
 473,02
;
1213, 21  35,0  1,81
5
ч
1350
1430  1350
Гкал
Q эчас
 1,93
 554,85
;
18  35,0  1,81
5
5
ч
Q эчас
1 4  35,0  1,81
лето
850
Гкал
 419,62
;
4
ч
980
Гкал
Q эчас
 478,45
;
5  6 , 21 24  35,0  1,81
4
ч
1080
Гкал
Q эчас
 523,7
;
7 ,1416,19  35,0  1,81
4
ч
1080
1160  1080
Гкал
Q эчас
 1,93
 562,57
;
8,12  35,0  1,81
4
4
ч
080
1200  1080
Гкал
Q эчас
 1,93 
 581,87
;
9 11  35,0  1,81
4
4
ч
1030
Гкал
Q эчас
 501,07
;
13, 20  35,0  1,81
4
ч
1080
1085  1080
Гкал
Q эчас
 1,93
 526,38
;
17,18  35,0  1,81
7
4
ч
Q эчас
1 4  35,0  1,81
Следовательно: Qэзимсут = 302,524 + 339,082 + 364,422 + 440,442 + 523,710 +
473,023+ 554,85 = 10708,87 Гкал/сут;
Qэлетсут = 419,624 + 478,456 + 523,75 + 562,57 + 581,873 + 501,072 + 526,382 =
=12093,33 Гкал/сут;
bq 
зим
1
7   ка

т. у.т.
1
 0,16
;
7  0,89
Гкал
Вс = 0,1610708,87 = 1713,42 т.у.т./сут;
Вслет = 0,1612093,33 = 1934,93 т.у.т./сут;
Вгод = 1713,425155 + 1934,934210 = 2953244 т.у.т./год.
12
Удельный расход топлива на 1 кВтч, отпущенный в сеть энергосистемы:
Вээгод 2953244
т. у.т.
bэотп  отп

 0,31287
.
9438980
год
Эгод
КЭС – 3 (3хК - 500):
зима
925
Гкал
 614,54
;
3
ч
990
Гкал
Q эчас
 653,65
;
5.24  58,0  1,805
3
ч
1080
Гкал
Q эчас
 707,8
;
6 , 23  58,0  1,805
3
ч
1320
Гкал
Q эчас
 852,2
;
7 , 22  58,0  1,805
3
ч
1350
Гкал
Q эчас
 870,25
;
8,1114, 20 21  58,0  1,805
3
ч
1350
1480  1350
Гкал
Q эчас
 1,90
 952,55
;
9 10,16,19  58,0  1,805
3
3
ч
1350
1440  1350
Гкал
Q эчас
 1,90
 927,25
;
15  58,0  1,805
3
3
ч
1350
1500  1350
Гкал
Q эчас
 1,90
 965,25
;
17 18  58,0  1,805
3
3
ч
лето
830
Гкал
Q эчас
 807
;
1 4  58,0  1,805
2
ч
900
Гкал
Q эчас
 870,25
;
5, 6 , 21 24  58,0  1,805
2
ч
900
980  900
Гкал
Q эчас
 1,90
 946,25
;
7 ,14,15,19  58,0  1,805
2
2
ч
900
1000  900
Гкал
Q эчас
 1,90
 965,25
;
8 13,1618, 20  58,0  1,805
2
2
ч
695
Гкал
Q эчас
 685,24
;
23, 24  58,0  1,805
2
ч
Q эчас
1 4  58,0  1,805
Тогда Qэлетсут = 8074 + 870,256 + 946,254 + 965,2510 = 21887 Гкал/ч;
Qэзимсут = 614,544 + 653,652 + 707,82 + 852,22 + 870,257 + 952,554 + 927,25 +
+965,252 = 19645,16 Гкал/ч;
bq 
1
7   ка

т. у.т.
1
 0,16
;
7  0,89
Гкал
Всзим = 0,1619645,16 = 3143,2 т.у.т./сут;
Вслет = 0,1621887 = 3501,92 т.у.т./сут;
13
Вгод = 3143,23155 + 3501,92 2210 = 2933264,6 т.у.т./год.
Удельный расход топлива на 1 кВтч, отпущенный в сеть энергосистемы:
Вээгод 2933264,6
т. у.т.
bэотп  отп

 0,3104
.
9449350
год
Эгод
7.2.2. Годовой расход топлива на ТЭЦ 1(удельный расход)
6.2.2.1. Расход топлива на отпуск электроэнергии
Интервал времени с 0 до 7 часов (летний период=зимний период):
агр
Pвып
 Pт  Pкmin
( агр)  85,364  6,75  92,114МВт.
Тогда
Гкал
;
ч
Гкал
 20,0  1,95  135  1,11135  6,75  140,89
;
ч
элет
Qчас
116,19 24  20,0  1,95  92,144  1,11  85,364  104,868
элет
Qчас
17 18
Суточный расход:
э
Qсут
 104,868  22  140,89  2  2588,92
Гкал
;
сут
Величина суточного расхода топлива на выработку электроэнергии:
т. у.т.
bq  0,158
;
Гкал
т. у.т.
Вс  0,158  2588,92  409,05
;
сут
т. у.т.
год
В эТЭЦ
 409,05  210  409,05 155  149303,01
.
год
Удельный расход:
т. у.т.
149303,01
bэотп 
 0,167
.
891490
сут
6.2.2.2. Расход топлива на отпуск тепла
год
год
год
год
Вгод
эТЭЦ  b q  Qотп , где Qотп  Qотп( n )  Qотп( т ) .
период:
0  8 часов
Гкал
;
ч
Гкал
 39,6
;
ч
час.агр.
Q отп
( n )  108
час.агр.
Q отп
(т)
9  24 часов
Гкал
;
ч
Гкал
 39,6
;
ч
час.агр.
Q отп
( n )  180
час.агр.
Q отп
(т)
14
Суточный отпуск тепла:
Гкал
;
сут
Гкал
 39,6  8  39,6 16  950
;
сут
сут.агр.
Qотп
( n )  108  8  180 16  3744
сут.агр.
Qотп
( т)
Величина годового суммарного отпуска тепла:
Гкал
годТЭЦ
Qотп
;
( n )  3744  210  3744 155  1366560
год
Гкал
годТЭЦ
Qотп
;
( т )  950  210  950 155  346750
год
Гкал
годТЭЦ
годТЭЦ
годТЭЦ
Qотп
 Qотп
.
( n )  Q отп( т )  1713310
год
Расход топлива ТЭЦ на отпуск тепла:
т. у.т.
год
Втэ
 0,158  1713310  270702,98
;
год
Величина общего расхода топлива наТЭЦ:
год
год
ВТЭЦ
 В эгод  В тэ
 149303,01  270702,98  420005,99
т. у.т.
;
год
7.2.3. Годовой расход топлива на ТЭЦ 2(удельный расход)
7.2.3.1. Расход топлива на отпуск электроэнергии
Зимний период
min
Pвагр
ып  Pт  Pк ( агр)  179.3 
37.5
 191.8МВт.
3
Тогда
Гкал
элет
Qчас
;
1 7 ,1213, 21 24  32  1,84  191,8  1,0  179,3  205,61
ч
750  37,5  254,5 Гкал ;
750
элет
Qчас
 1,0 
8 11,1419  32  1,84 
3
3
ч
Летний период
25
Pвагр
 52,28МВт .
ып  39,78 
2
Тогда
Гкал
элет
Qчас
;
1 6 , 21 24  32  1,84  52,28  1,0  39,78  88,41
ч
500  25  254,5 Гкал ;
500
элет
Qчас
 1,0 
7  20  32  1,84 
2
2
ч
Суточный расход:
Гкал
;
сут
Гкал
 205,01  13  254,5  11  5472,43
;
сут
элет
Qсут
 44,5  10  254,5  14  4008
эзим
Qсут
15
Величина суточного
т. у.т. расхода топлива на выработку электроэнергии:
bq  0,158
;
Гкал
т. у.т.
Всл ет  0,158  4008  633,264
;
сут
т. у.т.
Всзим  0,158  5472,43  864,64
;
сут
т. у.т.
год
В эТЭЦ
 633,264  210  2  864,64  155  3  668028,4
.
год
Удельный расход:
bэотп 
т. у.т.
668028,4
 0,1652
.
4043875
сут
7.2.3.2. Расход топлива на отпуск тепла
В
год
эТЭЦ
 bq  Q
год
отп
год
лет
зим
, гдеQ отп
 Qотп
( т )  n лет  Q отп( т )  n зим
лет
Qотп
( т )  85,425 Гкал / ч
зим
Qотп
( т )  284,75 Гкал / ч
год
Qотп
 85,425  210  24  2  284,75 155  24  3  4038894 Гкал / год
Расход топлива ТЭЦ на отпуск тепла:
т. у.т.
год
Втэ
 0,158  4038894  638145,25
;
год
Величина общего расхода топлива наТЭЦ:
год
год
ВТЭЦ
 В эгод  Втэ
 638145,25  668028,4  1306173,6
т. у.т.
;
год
Величина суммарного расхода топлива энергосистемой в течение года:
n
год
Всис
  В годi  В годТЭЦ  1528693,2  2953244  2933264,6  420006  1306173,6  9141381,4
i 1
Величина удельного расхода(bэотп)энергосистемой:
т. у.т.
9141381,4
bэотп 
 0,319
.
28580980
МВт  ч
7.3. Эксплуатационные расходы по энергосистеме
Условно-переменные затраты: Ст = ЦтВ.
Условно-переменные затраты на ТЭЦ: Ст = ЦтВээгод + ЦтВтэгод.
Амортизационные отчисления: Сам = рамКуNу.
Заработная плата: Сзп = КштNуФзп.
Суммарные эксплуатационные затраты по всем электростанциям:
С
n

  (С тi  С амi  С зпi )(1  );   0,1.
i 1
КЭС-1
Ст = 301528693,2 = 45860796 руб.,
Сам = 6,3/130113900000 = 7371000 руб.,
Сзп = 0,599002500 = 1327500 руб.,
С КЭС-1 = (45860796+7371000 +1327500)(1+0,1) = 54559296 руб.
т. у.т.
.
год
16
КЭС-2
Ст = 352953244 = 103363540 руб.,
Сам = 6,8/100120150000 = 12240000 руб.,
Сзп = 0,3215002500 = 1200000 руб.,
С КЭС-1 = (103363540+12240000+1200000)(1+0,1) = 116803540 руб.
КЭС-3
Ст = 252933264.6 = 73331615 руб.,
Сам = 7,15/1001321500000 = 14157000 руб.,
Сзп = 0,4215002500 = 1575000 руб.,
С КЭС-1 = (73331615+14157000+1575000 (1+0,1) = 97959976,5 руб.
ТЭЦ-1
Ст = 35420006 = 14700210руб.,
Сам = 7,3/100180135000 = 1773900 руб.,
Сзп = 1,51352500 = 506250 руб.,
С КЭС-1 = (14700210+1773900 +506250 )(1+0,1) = 18678396 руб.
ТЭЦ-2
Ст = 351306173,6 = 45716076 руб.,
Сам = 7,5/10018075000010125000 = 1773900 руб.,
Сзп = 0,447502500 = 825000 руб.,
С КЭС-1 = (45716076 +1773900 +825000)(1+0,1) = 62332683 руб.
Эксплуатационные расходы по электростанциям системы:
Ссис = 54559296+116803540+97959976,5+18678396+62332683= 362024245,5 руб.
7.4. Себестоимость 1 кВтч, отпущенного в сеть энергосистемы
С ээ
 ;
С ээ  отп
Э

ээ
ТЭЦ
ТЭЦ
С ТЭЦ
 Ц Т  ВТЭЦ
ээ.год  0,6(С ам  С зп )(1   );
тэ
ТЭЦ
ТЭЦ
С ТЭЦ
 Ц Т  ВТЭЦ
ээ.год  0,4(С ам  С зп )(1   );
год
КЭС
КЭС
С ээ
КЭС  Ц Т  В КЭС  (С ам  С зп )(1   ).
СКЭС-1
ээ
СКЭС-2
ээ
СКЭС-3
ээ
КЭС-1
= 301528693,2+(7371000+1327500)(1+0,1) = 55429146 руб.,
КЭС-2
= 352953244+(12240000+1200000)(1+0,1) = 118147540 руб.,
КЭС-3
= 252933264,6+(14157000+1575000)(1+0,1) = 90636815 руб.,
ТЭЦ-1
СТЭЦээ = 35149303,01+0,6(1773900+506250)(1+0,1) = 6730504,35 руб.,
СТЭЦтэ = 35270702,9+0,4(1773900+506250)(1+0,1) = 10477867,5 руб.,
17
ТЭЦ-2
СТЭЦээ = 35638145,25+0,6(10125000+825000)(1+0,1) = 29562083 руб.,
СТЭЦтэ = 35668028,4+0,4(10125000+825000)(1+0,1) = 28198994 руб.,
С ээ  300506088.3 руб.,

руб
300506088.3
С ээ 
 0,0105
28580980000
кВт  ч
7.5. Себестоимость единицы тепла, отпущенного ТЭЦ
С ээ 
тэ
С ТЭЦ
С тэ 
ээ
Q отп
;
руб
38676861
 6,724
5752204
кВт  ч
7.6. Эксплуатационные расходы в электрических сетях
Сэ.с. = рКэ.с.;
Сэ.с. =0,070,3(130900+1201500+1321500+180135+180750)1000 = 13740300 руб.
7.7. Общие затраты в энергосистеме, относимые на электроэнергию
С энээ  С ээ  С эс ;

ээ
С эн  13740300  300506088.3  314246388,3 руб.
7.8. Себестоимость 1 кВ-тч, полезно отпущенного потребителям
С ээ
эк  П пок
;
отп
Э (1  К пот )

 Эпер  Т м эп ;
С пол
ээ 
П пок
П пок  52178  1000  0,02  1043560 руб.
С ээпол 
314246388.3  1043560
 0,0122 руб / кВт
28580980000(1  0,1)
7.9. Стоимость реализации энергии

ср
П  Эотп  (1  К пот )  Т ээср  Qотп
 Т тэ
;
П  28580980000(1  0,1)  0,025  5752204  4,5  668956968 руб.
6.10. Прибыль энергосистемы
Сэн = Сэнээ + Стэ;
Сэн = Сэнээ + Стэ = 314246388,3 +38676861 = 352923249,3 руб;
Д = П – (Сэн - Ппок);
Д = 668956968 – (352923249,3 - 1043560) = 317077278,7 руб.
18
6.11. Прибыль, остающаяся в распоряжении энергосистемы
Ф0 = Кэл.ст. + Кэс;
Ф0 = (130900+1201500+1321500+180135+180750)10001,3 = 850590000 руб.
Дост = Д - jФ0 = 317077278,7 – 0,04850590000 = 283053678,7 руб.

6.12. Хозрасчётный доход предприятия
Хд = Сзп + Дост;
Хд = (1327500 + 1200000 + 1575000 + 506250 + 825000) + 283053678,7= 288487428,7руб.
6.13. Фондоотдача
Кфо = П/Фо = 668956968/850590000= 0,786 руб.прод./руб.фондов.
6.14. Рентабельность
Крен = Д/Фс = 317077278,7/850590000 = 0,3727 руб.прибыли/руб.фондов
6.15. Коэффициент эффективности использования установленной
мощности электрических станций и всей энергосистемы
Кэ 
N ср
раб
ср
; N ср
раб  N у  N пл.рем ; N пл.рем.  N у
ном
Nу
Т рем
Тк
.
КЭС – 1:
N плср. рем.  150 
КЭС – 2:
N плср. рем.  300 
155
836,3
ср
 63,69МВт ; N раб
 900  63,69  836,3МВт ; К э 
 0,929.
365
900
155
1372,62
ср
 127,38МВт ; N раб
 1500  127,38  1372,62МВт ; К э 
 0,915.
365
1500
КЭС – 3:
155
1287,7
ср
N плср. рем.  500 
 212,3МВт ; N раб
 1500  212,3  1287,7 МВт ; К э 
 0,858.
365
1500
ТЭЦ – 1: т. к. агрегат ПТ – 135 на станции не выводится в плановый ремонт, то Кэ = 1.
ТЭЦ – 2:
155
643,85
ср
N плср. рем.  250 
 106,15МВт ; N раб
 750  106,15  643,85МВт ; К э 
 0,858.
365
750
Энергосистема :
210
ср
N плср. рем.  1335 
 566,841МВт ; N раб
 4785  566,841  4218,16МВт ;
365
4218,16
Кэ 
 0,8815.
4785