Содержание
Введение
1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов
1.1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов длякомбинированной схемы энергоснабжения
1.2. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов дляраздельной схемы энергоснабжения
2. Расчет капитальных вложений прикомбинированной и раздельной схемах энергоснабжения
2.1 Расчет капитальных вложений прикомбинированной схеме энергоснабжения
2.2 Расчет капитальных вложений прираздельной схеме энергоснабжения
3. Расчет эксплуатационных затрат прикомбинированной и раздельной схемах энергоснабжения
3.1. Расчет эксплуатационных затратпри комбинированной схеме энергоснабжения
3.1.1 Расчет эксплуатационных затратна ТЭЦ
3.1.2 Расчет эксплуатационных затратв пиковую котельную
3.1.3 Эксплуатационные затраты натранспорт тепла
3.1.4 Эксплуатационные затраты натранспорт электрической энергии
3.2. Расчет эксплуатационных затратпри раздельной схеме энергоснабжения
3.2.1 Расчет эксплуатационных затратна КЭС
3.2.2 Эксплуатационные затраты нарайонной и промышленной котельной
3.2.3 Эксплуатационные затраты натранспорт тепла
3.2.4 Эксплуатационные затраты натранспорт электрической энергии
4. Расчет основных технико-экономическихпоказателей основных схем энергоснабжения потребителей
4.1 Расчет технико-экономическихпоказателей по комбинированной схеме энергоснабжения
4.2 Расчет технико-экономическихпоказателей по раздельной схеме энергоснабжения
Заключение
Список использованных источников
Введение
Переход России к рыночнойэкономике обусловил необходимость проведения структурных реформ в электроэнергетикеРоссии и создания новых форм внутриотраслевых и межотраслевых экономических отношений.В отрасли проведены акционирование и частичная приватизация предприятий. Одновременнос акционированием предприятий электроэнергетики осуществлялась реструктуризация,вызванная неравномерным размещением генерирующих мощностей и зависимостью большинстварегионов от межсистемных перетоков электроэнергии и мощности.
Выбранный способ формированияотраслевой структуры капитала, при котором контрольный пакет акций большинства отраслевыхкомпаний принадлежит Российскому акционерному обществу «ЕЭС России», обеспечил определеннуюпреемственность управления в условиях трудного переходного периода. Сложившаясяструктура управления отраслью, которая во многом воспроизводит прежнюю систему административно-отраслевогоуправления, но действует уже на основе имущественных отношений, позволила за этотпериод решить главную задачу – обеспечить устойчивое энергоснабжение потребителей.Вместе с тем функционирование частично реформированной электроэнергетики выявилоеё слабые стороны, которые наряду с неблагоприятными внешними факторами (спад производства,неплатежи и др.) привели к снижению отраслевой эффективности.
Не обеспечивается оптимальныйрежим работы электростанций, что стало одной из причин увеличения удельного расходатоплива, возросли потери энергии в электрических сетях и увеличилась относительнаячисленность эксплуатационного персонала.
Существенно снизилась эффективностькапитального строительства (инвестиционного процесса). Это является в основном результатомдействующего порядка финансирования электроэнергетики, предусматривающего формированиефинансовых источников за счет включения инвестиционной составляющей в тарифы наэлектрическую и тепловую энергию [1].
Прогнозируемая динамика ростаспроса на тепловую энергию определяет требования к развитию теплофикации. Необходимоотметить, что прогнозирование развития теплофикации сильно усложняется отсутствиемдостоверных данных об изменении локальных тепловых нагрузок, которые, главным образом,и определяют выбор комбинированной (ТЭЦ) или раздельной (котельная и КЭС) схем энергоснабжения,величину требуемой мощности (электрической и тепловой), требования к составу теплофикационногооборудования (единичная мощность, тип турбин и т.д.) [2].
В данной курсовой работе производитсявыбор оптимальной схемы энергоснабжения некоторого промышленного района. Сравниваютсядве схемы энергоснабжения – комбинированная, когда тепло и электроэнергия подаютсяот ТЭЦ и раздельная, когда тепло подается от котельной, а электроэнергия – от КЭС.
Основной целью курсовой работыявляется технико-экономическое обоснование схемы энергоснабжения района, при решениикоторой вариант сооружения ТЭЦ общего пользования, где электрическая и тепловаяэнергия вырабатываются комбинированным методом, сравнивается с вариантом полученияэлектрической и тепловой энергии от раздельных источников: электрической энергииот КЭС и теплоты от котельных. По каждой схеме энергоснабжения необходимо произвеститехнико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов, расчет капитальных вложений,расчет эксплуатационных затрат, а также произвести технико-экономическое сравнениеи выбор оптимальной схемы [3].
энергоснабжениетурбина котлоагрегат комбинированный раздельный
1. Технико-экономическийвыбор турбин и котлоагрегатов
1.1 Технико-экономическийвыбор турбин и котлоагрегатов для комбинированной схемы энергоснабжения
Основой для выбора турбини котлов является заданная тепловая нагрузка района. Исходные данные для расчетаприведены в П-1. В комбинированной схеме при установке ТЭЦ вся тепловая нагрузка,за исключением отопительной, покрывается из отборов теплофикационных турбин. Отопительнаянагрузка покрывается из двух источников – отборов турбин и специальной пиковой котельной.Доля тепла на отопление из отборов турбин определяется коэффициентом теплофикации:
/>
где /> отопительная нагрузка изотборов турбин, Гкал/час
/> общая отопительная нагрузка из отборовтурбин и пиковой котельной, Гкал/час.
При неблагоприятных условияхтопливосжигания и водоснабжения принимается значение коэффициента теплофикации:
/>/>
при благоприятных условияхпринимаются:
/>
Таким образом, из отборовтурбин покрывается следующая нагрузка:
а) />, Гкал/час
б) />, Гкал/час
где /> и /> часовые максимумы тепловойнагрузки из отборов турбин по пару производственных и отопительных параметров, Гкал/час,
/>; />; />; />часовые максимумы отдельных видов нагрузокпромышленных районов, Гкал/час.
Поскольку мощность отборовтурбин (табл.1, П-1) задана в тоннах (т) пара, целесообразно перейти от Гкал к тоннампара, используя следующие приближенные соотношения:
/>, т/час;
/>, т/час;
/>, т/час;
/>, т/час.
Определяем часовые расходыпара из отборов турбин по пару производственных и отопительных параметров, соответственно:
/>т/час;
/>
/> т/час
По выявленной тепловой нагрузкеотборов турбин подбираем тип (ПТ, Т, Р) и количество (/>) турбин (табл.1, П-1), руководствуясьследующими правилами:
1. Единичная мощность турбин должна бытьвозможно большой.
2. Начальные параметры пара всех турбин должныбыть одинаковыми.
Сначала подбираем турбины,покрывающие тепловую нагрузку производственных параметров (/>), то есть турбины типа ПТс двумя отборами пара производственных и отопительных параметров. Выбираем тип турбины:ПТ-135-130. Их двух отборов в первую очередь максимально загружается отбор парапроизводственных параметров />/> /> />т/час, а по нему определяем возможныйотбор пара отопительных параметров, /> т/час.
Суммарный возможный отборпара отопительных параметров от турбин типа ПТ составит: /> т/час. Тогда для покрытияоставшейся нагрузки отборов по пару отопительных параметров (/>т/час) необходимо установитьтурбины типа Т с одним отбором отопительных параметров. Выбираем турбину Т-180-130.Количество таких турбин (/>) определяется как:
/>
где />максимальный часовой отборпара отопительных параметров для турбин типа Т (табл.1; П-1).
После выбора всех турбин производимпроверку коэффициента теплофикации, величина которого ранее выбиралась в заданныхпределах. Фактический (или расчетный) коэффициент теплофикации определяется как:
/>
где />, т/час
/>
Рис.1. Зависимость возможногоотбора пара производственных параметров от величины отбора пара отопительных параметровдля турбины типа ПТ
Определение мощности пиковойкотельной
Мощность пиковой котельной,необходимой для покрытия отопительной нагрузки, помимо отборов турбин, составит:
/>Гкал/час
Используя зависимость междучасовым и годовым коэффициентом теплофикации (рис.2; П-1), определяется годовойкоэффициент теплофикации (/>), а затем и годовой отпуск тепла наотопление:
а) годовой отпуск тепла наотопление из отборов:
/> тГкал/год
б) годовой отпуск тепла наотопление из пиковой котельной:
/> тГкал/год
Выбор энергетических котлов
По расходам пара на выбранныетурбины с учетом 2 – 3% потерь определяем суммарную паропроизводительность котельнойТЭЦ (/>), типи число котлоагрегатов (табл.2; П-1):
/>, т/час;
/>, т/час
Правила выбора котлов следующие:
1. Параметры пара котловдолжны соответствовать начальным параметрам пара турбин, т.е. />МПа, />.
2. Котлы должны бытьпо возможности однотипными.
Выбираем тип котлоагрегатаТГМ-104 с паропроизводительностью /> т/час.
Число котлоагрегатов определяетсяпо формуле:
/>
/>
Здесь />паропроизводительность одногокотла, т/час; />число котлов; />сумма максимальных расходовпара теплофикационных турбин ТЭЦ (табл.1; П-1).
При отключении одного котладолжна полностью обеспечиваться вся внешняя тепловая нагрузка ТЭЦ, то есть:
/>
/>
/>
Определение мощности электростанцийи линий электропередач
Определение мощности электростанцийи линии электропередач, связывающей ТЭЦ с энергосистемой, принимаем равной 40 –60% мощности проектируемой ТЭЦ, т.к. ТЭЦ обычно располагается в самом промышленномрайоне, где потребляется значительная часть вырабатываемой электроэнергии.
Установленная электрическаямощность ТЭЦ равна сумме номинальных мощностей выбранных турбин:
/>, МВт
/>, МВт
Мощность электростанции илинии электропередач:
/>, МВт
Определение длины линийэлектропередач
Длина линий электропередачпринимается согласно её мощности (табл.3; П-1) /> км, />руб./км, />руб./МВт.
Определение мощности тепловыхсетей
Мощность тепловых сетей вданном расчете принимается равной суммарной тепловой нагрузке района:
/> Гкал/час
1.2 Технико-экономическийвыбор турбин и котлоагрегатов для раздельной схемы энергоснабжения
Конденсационная электростанция(КЭС) обычно располагается вне промышленного района, параметры оборудования на нейопределяются нагрузками нескольких районов. Поэтому из условия экономичностив качестве проектируемой КЭС выбираем одну из крупных современных КЭС в блочнойкомпоновке К-500-240, к установке на ней принимаем четыре крупных агрегатов.
Установленная электрическаямощность КЭС:
/>, МВт
где />номинальная электрическаямощность блока, МВт; />число блоков на КЭС. Часть мощностипроектируемой КЭС предназначена для электроснабжения рассматриваемого района, замещаяпо электрической мощности и энергии ТЭЦ.
Определение мощности промышленнойи районной отопительной котельных
Теплоснабжение в раздельнойсхеме осуществляется от котельных:
промышленной – мощность равна/> Гкал/часи районной отопительной – мощность равна /> Гкал/час.
Мощность подстанции и линииэлектропередач выбирается из условия передачи в район полезной электрической нагрузкив размере полезной нагрузки, которую может отпустить замещаемая ТЭЦ. С учетом впотерях электроэнергии на собственные нужды и в электрических сетях для раздельнойи комбинированной схем энергоснабжения эта полезноотпускаемая мощность (и, следовательно,мощность линии электропередач) принимается равной:
/> МВт.
Длину линии электропередачопределяем по таблице 3 П-1 в соответствии с её мощностью: /> км, /> руб./км, /> руб./МВт.
Мощность тепловых сетей принимаемравной суммарной тепловой нагрузке района: /> Гкал/час
2. Расчет капитальных вложенийпри комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения
Капитальные вложения рассчитываютсяпо укрупненным показателям.
2.1 Расчет капитальныхвложений при комбинированной схеме энергоснабжения
Общие капитальные вложенияпри комбинированной схеме /> определяются следующим образом:
/>
/>млн. руб.
Капитальные вложения в ТЭЦ:
/>
/> млн. руб.
где />,/>капиталовложения в первыйтурбоагрегат типа ПТ и в первый котлоагрегат, соответственно, руб.;
/>, />, />капиталовложения в последующие турбоагрегатытипа Т, типа ПТ и котлоагрегат, соответственно, руб.;
/>коэффициент, учитывающий район расположенияТЭЦ;
/> коэффициент, учитывающий вид используемоготоплива.
Капитальные вложения в пиковуюкотельную указаны в таблице 4, П-1. Поскольку />Гкал/час, то выбираем 2 водогрейныхкотла ПТВМ-180. Определяем по таблице вложения в пиковую котельную Кпк = /> млн. руб.
Капитальные вложения в тепловыесети рассчитываем по следующей формуле:
/>
/>
/> млн. руб.
где />руб./Гкал/час – удельныекапитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;
/> руб./Гкал/час – удельные капитальныевложения в тепловые сети для пара производственных параметров;
Капитальные вложения в линииэлектропередач рассчитываем по формуле:
/>млн. руб.
где />удельные капитальные затратыв подстанции, руб./МВт;
/>передаваемая мощность (мощность линииэлектропередач), МВт;
/>капитальные вложения на километр длинылинии, руб./км;
/>длина линии электропередач, км.
Данные указаны в таблице 3П-1.
2.2. Расчет капитальныхвложений при раздельной схеме энергоснабжения
Общие капитальные вложенияпри раздельной схеме /> определяются следующим образом:
/>
/>млн.руб.
Капитальные вложения в КЭСрассчитываем по следующей формуле:
/> млн. руб.
где />капитальные вложения в первыйблок, руб.;
/>капитальные вложения в последующиеблоки, руб.;
/>число блоков на КЭС.
Исходные данные для расчета/> указаны втаблице 5, П-1.
Капитальные вложения в районнуюи промышленную котельные рассчитываем по следующей формуле:
/>
/>
/> млн.руб.
где />удельные капитальные вложенияв районную котельную, руб./Гкал/час;
/> удельные капитальные вложения в промышленнуюкотельную, руб./т пара/час
Данные указаны в таблице 6П-1.
Капитальные вложения в тепловыесети определяем по формуле:
/>
/> млн. руб.
где /> руб./Гкал/час – удельныекапитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;
/> руб./Гкал/час – удельные капитальныевложения в тепловые сети для пара производственных параметров.
Капитальные вложения в линииэлектропередач рассчитываем по следующей формуле:
/> млн. руб.
где />удельные капитальные затратыв подстанции, руб./МВт;
/>передаваемая мощность (мощность линииэлектропередач), МВт;
/>капитальные вложения на километр длинылинии, руб./км;
/>длина линии электропередач, км.
Данные указаны в таблице 3П-1.
3. Расчет эксплуатационныхзатрат при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения
3.1 Расчет эксплуатационныхзатрат при комбинированной схеме энергоснабжения
Эксплуатационные затраты прикомбинированной схеме энергоснабжения включают в себя затраты на ТЭЦ (SТЭЦ), затраты в пиковую котельную (SПК), затраты на транспорт тепла (SТС), затраты на транспорт электрическойэнергии (SЛЭП) и могут быть определены по следующемувыражению:
/>
/>руб./год.
3.1.1. Расчет эксплуатационныхзатрат на ТЭЦ
При укрупненных расчетах эксплуатационныезатраты на ТЭЦ складываются из пяти основных элементов:
/>
/> млн. руб./год,
где, /> затраты на топливо, руб./год;
/> амортизационные отчисления, руб./год;
/>затраты на текущий ремонт, руб./год;
/> затраты на заработную плату эксплуатационногоперсонала, руб./год;
/> прочие расходы, руб./год;
Расчет затрат на топливо
Затраты на топливо рассчитываютсяпо формуле:
/> млн. руб./год;
где />годовой расход натуральноготоплива на ТЭЦ, тнт/год
/>потери топлива в пределах норм естественнойубыли (0,5 — 1,0 %);
/>цена топлива на станции назначения,руб./тнт
Цену топлива /> принимаем равной />.
Годовой расход натуральноготоплива на ТЭЦ:
/> тнт/год
Здесь />годовой расход условноготоплива, тут/год;
7000 – теплота сгорания условноготоплива, ккал/кг;
/>теплота сгорании натурального топлива,ккал/кг.
/> для газа 8330 ккал/тм3;
Годовой расход условного топливана ТЭЦ определяется по следующей формуле:
/>
/>, тут/год
Здесь /> и />годовые расходы топлива длятурбин типа Т и турбин типа ПТ, соответственно, тут/год.
Годовой расход условного топливана ТЭЦ определяется по топливным характеристикам (табл. 7, П-1). Общий вид топливныххарактеристик:
для турбин типа Т:
/>
/> тут/год,
Поскольку работа турбоагрегатовпроизводится на газе и мазуте, снижаем расход топлива на 3%:
/> тут/год
для турбин типа ПТ:
/>/>
/>тут/год,
Поскольку работа турбоагрегатовпроизводится на газе и мазуте, снижаем расход топлива на 3%:
/> тут/год
где />коэффициенты, характерныедля данного типа турбин (табл. 7, П-1);
/>число часов работы турбоагрегатов втечение года, час/год;
/>годовая выработка электроэнергии турбоагрегатом,МВт ч/год;
/> и />годовые отборы пара отопительных ипроизводственных параметров, соответственно, т/год;
/> приближенно принимается в пределах/> час/год,
Для турбин Т:
/> т пара/год,
Здесь />число часов использованиямаксимальных отопительных отборов за год, час/год;
/> час/год
Для турбин типа ПТ:
/> т пара/год;
/> т пара/год;
Здесь />число часов использованиямаксимального производственного отбора за год, час/год;
/> час/год
Для определения годовой выработкиэлектроэнергии (Э) отдельными турбоагрегатами ТЭЦ необходимо иметь суточные графикиэлектрической нагрузки ТЭЦ. В настоящем расчете приближенно задается один графикэлектрической нагрузки ТЭЦ для зимних суток (обычно используется 24 суточных графиказа год). По оси абсцисс – время суток (в часах), по оси ординат – нагрузка турбоагрегатав % от его максимальной нагрузки (Р). Площадь под суточным графиком дает суточнуювыработку электроэнергии турбоагрегата (Эсутт, Эсутпт).
/> МВт
/> /> МВт
/>
Коэффициенты, учитывающиенеравномерность выработки электроэнергии по суткам года.
/>/>,
/> />,
где m – число суток в году (365);
/>, /> коэффициенты, учитывающие неравномерностьвыработки электроэнергии по суткам года.
Значение коэффициентов принимаетсяследующим образом:
/>
/>
где />число часов в году (8760).
Для проверки правильностирасчета годовой выработки электроэнергии турбоагрегатами определяем числа часовиспользования мощности турбоагрегатов:
/> час/год;
/> час/год;
При этом должно быть />, 3666 > 3638и />, 8300 >7631 > 7173
Эти условия выполняются.
Годовая выработка электроэнергиитурбоагрегатами определяется из выражения:
/> МВт∙ч/год
Число часов использованиямаксимальной мощности ТЭЦ:
/> час/год
должно лежать в пределах 5000– 6500 час/год. Это условие также выполняется.
Годовой расход топлива наТЭЦ распределяется на топливо, затраченное на выработку тепла, и топливо, затраченноена выработку электроэнергии по физическому (балансовому) методу. Это значит, чтогодовой расход топлива на выработку тепла на ТЭЦ /> приравнивается к годовому расходутоплива на выработку того же тепла в котельной и может быть рассчитан следующимобразом:
/> тут/год
где />, />годовой расход топлива навыработку тепла турбоагрегатами типа Т и турбинами типа ПТ, соответственно, тут/год.
Для турбин типа Т: />
/> тут/год
Для турбин типа ПТ: />
/>
/>
/>тут/год
Годовой расход топлива навыработку электроэнергии на ТЭЦ определяется как:
/> тут/год
Для проверки правильностирасчетов годовых расходов топлива необходимо определить удельные расходы топливана выработку тепла (/>) и электроэнергии (/>):
/> /> кг ут/Гкал
/> г ут/кВт∙ч
При правильных расчётах:
/>
/>
Эти условия выполняются.
Расчет амортизационныхотчислений
Затраты на амортизацию рассчитываемпо формуле:
/> млн. руб./год,
где />средневзвешенная норма амортизации;для ТЭЦ = 0,085, 1/год;
КТЭЦ – капитальные вложенияв ТЭЦ, руб.
Расчет затрат на текущийремонт
Затраты на текущий ремонтв приближенных расчетах принимаем равными />
/> млн. руб./год
Расчет затрат на заработнуюплату
Затраты на основную и дополнительнуюзаработную плату с начислениями в фонд социального страхования эксплуатационногоперсонала (т.е. без учета ремонтного и административно-управленческого персоналаТЭЦ) рассчитываем приближенно:
/> млн. руб./год.
здесь />количество эксплуатационногоперсонала, чел;
Ф – годовой фонд заработнойплаты одного человека, руб./чел∙год.
Количество эксплуатационногоперсонала рассчитываем по следующей формуле: /> чел.
где />штатный коэффициент, чел./МВт(табл.8; П-1);
/>установленная электрическая мощностьТЭЦ, МВт;
Ф принимаем равным 96000 руб./чел.в год.
Расчет прочих расходов
Прочие расходы определяютсякак доля от суммы амортизационных отчислений, затрат на текущий ремонт и заработнуюплату:
/>
/>млн. руб./год
3.1.2 Расчет эксплуатационныхзатрат в пиковую котельную
В состав ТЭЦ входит пиковаякотельная. При определении годовых эксплуатационных расходов в комбинированную схемунеобходимо рассчитать эксплуатационные затраты (или себестоимость производства тепла)на пиковой котельной по формуле:
/>
/>млн. руб./год,
где />затраты на топливо в пиковойкотельной, руб./год рассчитаем по формуле:
/> млн. руб./год,
/> тнт/год,
/> тут/год.
где />годовая выработка тепла впиковой котельной, Гкал/год;
/>амортизационные отчисления и затратына текущий ремонт определяем по следующей формуле:
/> млн. руб./год
Здесь />норма отчислений на амортизациюи текущий ремонт, %. />;
/>затраты на заработную плату, руб./годрассчитываем по следующей формуле:
/> млн. руб./год
/>
/>
Здесь />штатный коэффициент котельной,чел./Гкал/час (табл. 9 П-1).
/> млн. руб./год
/>мощность пиковой котельной, Гкал/час;(раздел II);
/>годовой фонд заработной платы на одногоработающего в пиковой котельной, руб./год∙чел., принимается равным 60000 руб./год∙чел.
/>прочие затраты, руб./год, рассчитываемпо формуле:
/> млн. руб./год,
/>коэффициент прочих расходов (принимаетсяв пределах />).
3.1.3 Эксплуатационныезатраты на транспорт тепла
Эксплуатационные затраты натранспорт тепла принимаем условно и рассчитываем по формуле:
/> млн. руб./год,
где />капитальные затраты в тепловыесети, руб.
3.1.4 Эксплуатационныезатраты на транспорт электрической энергии
Эксплуатационные затраты натранспорт электрической энергии приближеннорассчитываем по формуле:
/> млн. руб./год,
Здесь />удельные капитальные затраты,руб./км;
/>длина ЛЭП, км;
/>коэффициент для приближенного определенияежегодных расходов, зависящий от параметров ЛЭП (принимается в пределах 5-7%).
3.2 Расчет эксплуатационныхзатрат при раздельной схеме энергоснабжения
Эксплуатационные затраты прираздельной схеме энергоснабжения включают в себя затраты на КЭС (SКЭС), эксплуатационные затраты на районнойи промышленной котельной (SРК, SПК), затраты на транспорт тепла (SТС), затраты на транспорт электрическойэнергии (SЛЭП) и определяются по следующему выражению:
/>
/>млн. руб./год
3.2.1 Расчет эксплуатационныхзатрат на КЭС
При укрупненных расчетах эксплуатационныезатраты на КЭС складываются из пяти основных элементов:
/>
/> млн. руб./год
где />затраты на топливо, руб./год;
/>амортизационные отчисления, руб./год;
/>затраты на текущий ремонт, руб./год;
/>затраты на заработную плату эксплуатационногоперсонала, руб./год;
/>прочие расходы, руб./год.
Затраты на топливо
Затраты на топливо рассчитываемпо следующей формуле:
/> млн. руб./год
где />годовой расчет натуральноготоплива на КЭС, тнт/год;
/>цена натурального топлива, руб./тнт;
Цену топлива ЦТ принимаемравной 350 руб./тнт
/>годовой расход условного топлива наКЭС, тут/год;
/>теплотворная способность натуральноготоплива, ккал/кг;
7000 – теплотворная способностьусловного топлива, ккал/кг.
Годовой расход условного топливана КЭС:
/> тут/год
Здесь />годовой расход топлива однимблоком, тут/год.
Для конденсационных турбоагрегатоврассчитывается приближенно так же, как и для теплофикационных агрегатов, по топливнымхарактеристикам (табл. 4; П-2).
/>
/>тут/год
Поскольку работа турбоагрегатовпроизводится на газе и мазуте, снижаем расход топлива на 3%:
/>тут/год
Годовая выработка электроэнергиина КЭС /> определяетсяв данном расчете приближенно по диспетчерскому суточному зимнему графику электрическойнагрузки, рис.3:
/>
Рис.3. Суточный зимний графикэлектрической нагрузки
Согласно этому графику суточнаявыработка электроэнергии на КЭС:
/>
/>
где />нагрузка КЭС в период времени/> МВт. Тогдагодовая выработка электроэнергии составит:
/> />
Здесь m – число суток в году (365),
/>коэффициент, учитывающий неравномерностьв выработке электроэнергии на КЭС по суткам года, принимается равным 0,88 – 0,9.
Проверкой правильности расчетоввыработки электроэнергии на КЭС является определение числа часов использования установленноймощности:
/>,
где />годовое число часов использованияустановленной мощности КЭС, час/год;
/>годовая выработка электроэнергии наКЭС, />;
/>/>;
/>установленная мощность КЭС, МВт;
/> должно быть в пределах 6500 – 7500час/год. Это условие выполняется.
Из расчета расхода топливапо КЭС определяем удельный расход топлива по следующему выражению:
/> г ут/кВт∙ч,
где />удельный расход топлива,г ут на 1 кВт/ч;
/>годовая выработка электроэнергии наКЭС, />;
/>годовой расход условного топлива наКЭС, тут/год;
/> должно лежать в пределах 200 – 400г ут/кВт∙ч
Величины />, необходимые для определениязатрат на топливо на КЭС, принимаем аналогично расчету для ТЭЦ.
Расчет амортизационныхотчислений
/> млн. руб./год где />капитальные затраты в КЭС,руб.; /> принимаетсяравной 0,084 1/год для КЭС на малозольном твердом топливе, газе и мазуте.
Расчет затрат на текущийремонт
Затраты на текущий ремонтв приближенных расчетах принимаем равными />
/> млн. руб./год
Расчет затрат на заработнуюплату
Затраты на основную и дополнительнуюзаработную плату с начислениями в фонд социального страхования эксплуатационногоперсонала (т.е. без учета ремонтного и административно-управленческого персоналаКЭС) рассчитываются приближенно:
/> млн. руб./год.
здесь />количество эксплуатационногоперсонала, чел;
Ф – годовой фонд заработнойплаты одного человека, руб./чел∙год.
Количество эксплуатационногоперсонала рассчитывается по следующей формуле:
/> чел.
где />штатный коэффициент, чел./МВт(табл.10; П-1);
/>установленная электрическая мощностьКЭС, МВт;
Ф принимаем равным 96000 руб./чел.в год.
Расчет прочих расходов
Прочие расходы определяютсякак доля от суммы амортизационных отчислений, затрат на текущий ремонт и заработнуюплату:
/>
/>млн. руб./год
3.2.2 Эксплуатационныезатраты на районной и промышленной котельной
Эксплуатационные затраты нарайонной и промышленной котельной рассчитываем по тем же формулам, что и для пиковойкотельной. Разница заключается в том, что вместо годовой и часовой максимальнойгодовой выработки тепла в пиковой котельной /> нужно подставлять годовую и часовуюмаксимальную выработку тепла в районной и промышленной котельной:
/>
/>Гкал/год
/> Гкал/час
Кроме того, вычисляя годовойрасход топлива/>, учитываем КПД теплообменных аппаратов/> котельной:
/> тут/год
/>принимается в размере 0,98.
/>годовая выработка тепла в районнойи промышленной котельной, Гкал/год;
/>
/> млн.руб./год,
где />затраты на топливо в районнойи промышленной котельной, руб./год рассчитаем по формуле:
/> млн. руб./год,
/> тнт/год,
/>амортизационные отчисления и затратына текущий ремонт определяем по следующей формуле:
/> млн. руб./год
Здесь />норма отчислений на амортизациюи текущий ремонт, %. />;
/>затраты на заработную плату, руб./годрассчитываем по следующей формуле:
/> млн. руб./год
/> млн. руб./год
/>
/>
Здесь />штатный коэффициент котельной,чел./Гкал/час (табл. 9 П-1).
/>годовой фонд заработной платы на одногоработающего в районной и промышленной котельной, руб./год∙чел., принимаетсяравным 60000 руб./год∙чел.
/>прочие затраты, руб./год, рассчитываемпо формуле:
/> млн. руб./год,
/>коэффициент прочих расходов (принимаетсяв пределах />).
3.2.3 Эксплуатационныезатраты на транспорт тепла
Эксплуатационные затраты натранспорт тепла принимаем условно и рассчитываем по формуле:
/> млн. руб./год,
где />капитальные затраты в тепловыесети, руб.
3.2.4 Эксплуатационныезатраты на транспорт электрической энергии
Эксплуатационные затраты натранспорт электрической энергии приближеннорассчитываем по формуле:
/> млн. руб./год,
Здесь />удельные капитальные затраты,руб./км;
/>длина ЛЭП, км;
/>коэффициент для приближенного определенияежегодных расходов, зависящий от параметров ЛЭП (принимается в пределах 5-7%).
4. Расчет основных технико-экономическихпоказателей основных схем энергоснабжения потребителей
К основным технико-экономическимпоказателям относятся следующие:
Себестоимость единицы отпущеннойэлектрической и тепловой энергии от ТЭЦ;
1. Себестоимость единицыотпущенной электроэнергии от КЭС;
2. Себестоимость единицыотпущенной тепловой энергии от районной и промышленной котельной;
3. Коэффициент расходаэлектроэнергии на собственные нужды ТЭЦ и КЭС;
4. Удельный расход топливана отпущенный кВт∙ч электроэнергии на ТЭЦ и КЭС;
5. Удельный расход топливана отпущенную Гкал теплоты на ТЭЦ и в котельной;
6. КПД ТЭЦ по отпускуэлектрической и тепловой энергии на ТЭЦ;
7. КПД КЭС по отпускуэлектрической энергии и котельной по отпуску тепловой энергии;
8. Удельные капитальныевложения на единицу установленной мощности на ТЭЦ и КЭС.
Указанные ТЭП определяютсяпо двум схемам энергоснабжения потребителей с целью более всесторонней характеристикиуказанных схем энергоснабжения. Расчеты ТЭП начинаем с комбинированной схемы энергоснабжения.
4.1 Расчет технико-экономическихпоказателей по комбинированной схеме энергоснабжения
Для определения себестоимостиединицы отпущенной энергии на ТЭЦ необходимо знать расход электроэнергии на собственныенужды ТЭЦ, т.е.:
/>
/> МВт∙ч/год
где />расход электроэнергии нациркуляционные насосы:
/> кВт∙ч/год
/>удельный расход электроэнергии на циркуляционныенасосы, принимается равным 0,5 – 0,8 % от годовой выработки
/>расход электроэнергии на сетевые насосы:
/> кВт∙ч/год
/> удельный расход электроэнергии насетевые насосы, />
/>расход электроэнергии на топливоприготовление:
/>
/>расход электроэнергии на питательныеэлектронасосы:
/> кВт∙ч/год
/> удельный расход электроэнергии на питательные электронасосы,/>
/>расход электроэнергии на тягодутьевыеустановки:
/> кВт∙ч/год
/> расход электроэнергии на тягодутьевые установки, />
/>расход электроэнергии на гидрозолоудаление
/>
/>расход электроэнергии на прочие собственныенужды:
/> кВт∙ч/год
/>удельный расход электроэнергии на прочиесобственные нужды, принимается равным 0,4 – 1,0 % от годовой выработки.
/>годовая выработка электроэнергии наТЭЦ
/> годовая выработка пара котельной ТЭЦ,
/>т пара/год
/>годовой отпуск тепла из отборов турбин
/>
/>
/>годовой расход топлива на ТЭЦ
После расчета />определяем коэффициентрасхода электроэнергии на собственные нужды:
/>
Себестоимость отпущенногокВт∙ч электроэнергии на ТЭЦ определяем по формуле:
/> /> руб./кВт∙ч
/>эксплуатационные затраты на ТЭЦ, относящиесяна выработку электроэнергии, млн. руб./год
/> млн. руб./год
Прежде чем разделить общиеэксплуатационные затраты на ТЭЦ между затратами на выработку тепла и электроэнергиинужно разделить расход электроэнергии на собственные нужды:
а) на электроэнергию;
б) на тепловую энергию
Тогда, />
/>
/>
Далее рассчитываем:
а) удельный расход топливана отпущенный кВт∙ч электроэнергии:
/>
б) удельный расход топливана отпущенную Гкал теплоты:
/>
Определяем абсолютные расходытоплива на отпуск каждого вида продукции (т.е. с учетом собственных нужд):
/>тут/год
/>тут/год
Распределения денежных затратТЭЦ между теплотой и электроэнергией производятся согласно таблице 1.