Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Общая схема расчета

В курсовой работе производится выбор оптимальной схемы энергоснабжения некоторого промышленного района. Сравниваются две схемы энергоснабжения – комбинированная, когда теплота и электроэнергия подаются от ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) и раздельная, когда теплота подается от котельной, а электроэнергия – от КЭС (конденсационная электростанция).

Одной из часто встречающихся задач в области теплофикации и централизованного теплоснабжения является технико-экономическое обоснование схемы энергоснабжения района, при решении которой вариант сооружения ТЭЦ общего пользования, где электрическая и тепловая энергия вырабатываются комбинированным методом, сравнивается с вариантом получения электрической и тепловой энергии от раздельных источников: электрической энергии от КЭС и теплоты от котельных.

В этом случае ТЭЦ в части производства электроэнергии замещается КЭС. Замещаемая КЭС – самая мощная КЭС, замыкающая перспективный баланс мощности в регионе. По тепловой энергии ТЭЦ замещают котельные различного назначения: районные, квартальные или промышленные с современным оборудованием. При сравнении вариантов ТЭЦ и схемы раздельного энергоснабжения определяются инвестиционные, текущие затраты, себестоимость производства одной единицы электроэнергии и тепловой энергии, удельные расходы топлива, а также тепловой и электрический к.п.д. станции.

По каждой схеме энергоснабжения производится:

- расчет инвестиционных затрат;

- расчет издержек производства;

- технико-экономическое сравнение и выбор оптимальной схемы;

- технико-экономический выбор основного оборудования.

                                                                                                          ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ СХЕМ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

 

Организационно-экономическое обоснование основного оборудования комбинированной схемы энергоснабжения

 

Определение мощности пиковой котельной

Мощность пиковой котельной, необходимой для покрытия отопительной нагрузки, помимо отборов турбин, составит:

 

=  · (1- ); Гкал/час

 

= 290*(1-0,55) = 130,5 Гкал/час

 

Используя зависимость между часовым и годовым коэффициентами теплофикации (рис.3), определяется годовой коэффициент теплофикации , а затем и годовой отпуск тепла на отопление:

= 0,86

а) годовой отпуск тепла на отопление из отборов:

 

; тГкал/год

Q_г^от= *  = 290Гкал/ч *3500 ч/г = 1015000 Гкал/год

 

Q_гот^отб = 0,86 * 1015000 = 872900 тГкал/год

 

б) годовой отпуск тепла на отопление из пиковой котельной:

 

= (1-0,86) * 1015000 = 142100 тГкал/год

 

 

Определение мощности электроподстанций

И линии электропередач

Определение мощности электроподстанций и линии электропередач, связывающей ТЭЦ с энергосистемой, принимается равной 40 ¸ 60 % мощности проектируемой ТЭЦ, т.к. ТЭЦ обычно располагается в самом промышленном районе, где потребляется значительная часть вырабатываемой электроэнергии, то есть N_п/ст = (0,4 ¸ 0,6) · N_ТЭЦ, МВт.

Установленная электрическая мощность ТЭЦ равна сумме номинальных мощностей выбранных турбин:

 

N_ТЭЦ =∑ N_ном = (80*1+100*1)=180 МВт

 

N_п/ст  = 0,5*180 = 90 МВт

 

Схему энергоснабжения

Общие капитальные вложения при комбинированной схеме (∑K_K) определяются следующим образом:

 

∑K_к=К_тэц+К_пк+К_т.с.+ К_лэп, млн руб.

 

Капитальные вложения в ТЭЦ (табл.4):

 

К_тэц = (K_1т + K_1k + K_т (n_т-1) + K_пт × n_пт + К_к(n_к - 1)) C_м × C_т ,

 

К_тэц =(86,0 + 37,55 + 40,8 + 2*27,15) *10⁶ = 218,7 *10⁶ руб

 

где K_1т, K_1k – капитальные вложения в первый турбоагрегат типа т и в первый котлоагрегат, соответственно, млн руб.;

К_т, K_пт, K_к – капитальные вложения в последующие турбоагрегаты типа т, типа ПТ и котлоагрегат, соответственно, млн руб.;

C_м – коэффициент, учитывающий район расположения ТЭЦ;

С_т – коэффициент, учитывающий вид используемого топлива.

 

Капитальные вложения в пиковую котельную указаны в табл. 4;

1 * ПТВМ -180

К_пк = 10*10⁶ руб

 

Капитальные вложения в тепловые сети рассчитываются по следующей формуле:

 

К_т.c. = (k_т.c.^от*Q_ч^от + k_т.с^пр × Q_ч^пр), млн руб.,

 

К_т.c. =(82,5*290+50*340)*10³  = 40,925 *10⁶ руб

 

где: k_т.с.^от = 82,5×10³ руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

k_т.с.^пр = 50,0×10³ руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров.

Капитальные вложения в линии электропередач рассчитываются по следующей формуле:

 

К_лэп = (k_п/ст × N_п/ст + k _L × L), млн.руб.,

 

К_лэп = (36*90+87,5*20)*10⁶ = 4,990 млн.руб

 

где k_п/ст – удельные капитальные вложения в подстанции, руб./МВт;

N_п/ст – передаваемая мощность (мощность линии электропередач), МВт;

k _L – капитальные вложения на километр длины линии, руб/км;

L – длина линии электропередач, км.

Эти данные указаны в табл. 3.

 

Общие капитальные вложения при комбинированной схеме

∑K_к=К_тэц+К_пк+К_т.с.+ К_лэп = (218,7 + 10 +40,925 + 4,990) *10⁶ = 274,615 *10⁶ руб

 

Расчет инвестиций в форме капитальных вложений при раздельной

Схеме энергоснабжения

Общие капитальные вложения при раздельной схеме (∑К _p) определяются следующим образом:

 

∑К_p = К_кэс+ K_рк + K_пр.к+  K_тс+ К_лэп, руб.

 

Капитальные вложения в КЭС рассчитываются по следующей формуле:

 

К_кэс= (К_1бл + К_бл × (n_бл-1))C_м С_т, руб.,

 

где: К_1бл – капитальные вложения в первый блок, руб.;

K_бл – капитальные вложения в последующие блоки, руб.;

n_бл – число блоков на КЭС.

Исходные данные для расчета К_кэс указаны в табл. 5.

 

К_кэс = (280+150(6-1)) *10⁶ = 1030*10⁶ руб

 

Капитальные вложения в районную и промышленную котельные рассчитываются по следующим формулам:

 

К_рк = k_рк *(Q_ч^от *4,19), руб.

К_пр.к = k_пр.к * (Q_ч^пр *1,55), руб.

где: k_pк – удельные капитальные вложения в районную котельную, руб/ГДж/час;

k_пр.к – удельные капитальные вложения в промышленную котельную, руб/тонна пара/час, указаны в табл.6.

k_т.с^пр = 50,0 × 10³ руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров.

 

Q_ч^от *4,19= 290*4,19 = 1215,1 ГДж/ч

 

Из табл 6 выбираем максимальную нагрузку, то k_рк = 14 тыс.руб/ГДж/ч

 

К_рк = 14*1215,1 =17,0114 *10⁶ руб

 

К_пр.к = k_пр.к * (Q_ч^пр *1,55), руб.

 

Q_ч^пр *1,55= 340*1,55=527 т.пара/час

Из таблицы 6 выбираем максимальную нагрузку 500 т.пара/час,                          то k_пр.к = 50,5*10³ руб. т.пара/час 

 

К_пр.к = 50,5*527=26,614*10⁶ руб

 

Капитальные вложения в тепловые сети определяются по следующей формуле:

 

 

К_т.с. = (k_т.с.^от  *  Q_ч^от  + k_т.с^пр * Q_ч^пр) ; млн.руб

 

где: k_т.с.^от = 57,5 × 10³ руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

k_т.с^пр = 50,0 × 10³ руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров.

 

К_т.с. = (57,5*290 + 50*340)*10³ = 33,675 *10⁶ руб

 

     Капитальные вложения в линии электропередач определяются аналогично тому, как они определялись в комбинированной схеме.

 

К_ЛЕП =(k_п/ст × N_п/ст + k _L × L), млн.руб.

 

К_ЛЕП = (36*196,8 + 87,5*20)*10³ = 8,619 *10⁶ руб

 

Общие капитальные вложения в раздельной схеме

 

∑К_p = К_кэс+ K_рк + K_пр.к+  K_тс+ К_лэп = =(1030+17,011+26,614+33,675+8,619)*10⁶ = 1115,918 *10⁶ руб.

 

 

Энергоснабжения

Издержки производства при комбинированной схеме энергоснабжения включают в себя затраты на ТЭЦ (S_ТЭЦ), затраты в пиковую котельную (S_ПК), затраты на транспорт тепла (S_ТС), затраты на транспорт электрической энергии (S_ЛЭП) и могут быть определены по следующему выражению:

 

S_к = S_тэц + S_пк + S_тс + S_лэп, руб./год.

 

 Расчет издержек производства на ТЭЦ

 

 При укрупненных расчетах издержки производства на ТЭЦ определяются по формуле:

 

S_тэц = S_т + S_aм + S_тр + S_зп + S_пp, млн руб./год,

 

где, S_т– затраты на топливо, млн руб./год

S_aм – амортизационные отчисления, млн руб./год

S_тр – затраты на текущий ремонт, млн руб./год

S_зп – затраты на заработную плату эксплуатационного персонала, млн руб./год

S_пp – прочие расходы, млн руб./год

Расчет отдельных составляющих издержек производства по соответствующим формулам приведен ниже.

 

Расчет затрат на топливо

Затраты на топливо рассчитываются по формуле:

S_т = В_гн^тэц × Ц_т,  руб./год;

 

где A_гн^тэц – годовой расход натурального топлива на ТЭЦ, т нт/год

Ц_т – цена топлива на станции назначения, руб./т нт.

Цена топлива: Ц_т = Ц_пр + Ц_тр + Ц_проч,

где: Ц_пр – прейскурантная цена, руб/т нт;

Ц_тр – затраты на перевозку твердого топлива, руб/т нт;

Ц_проч – прочие расходы по заготовке топлива, принимается равными 2500 руб./т нт;

Для газа и мазута прейскурантные цены установлены на месте потребления, поэтому для них Ц_тр = 0 и Ц_проч= 0.

Ц_т = 2500 , руб./т нт.

 

Годовой расход натурального топлива на ТЭЦ:

 

 , тнт/год

 

где: В_г^тэц – годовой расход условного топлива, т ут/год;

       7000 – теплота сгорания условного топлива, кКал/кг;

       Q_р^н – теплота сгорания натурального топлива, кКал/кг.

Q_р^н для газа 8330 кКал/тм³

для мазута 8960 кКал/кг;

для твердого топлива 5250 кКал/кг.

 

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ определяется по следующей формуле:

 

В_г^тэц = В_г^т × n_т + В_г^пт n_пт, т ут/год,

 

где: В_г^т и В_г^пт – годовые расходы топлива для турбин типа Т и турбин типа ПТ соответственно, т ут/год.

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ определяется по топливным характеристикам (табл. 7). Общий вид топливных характеристик:

 

Для турбин типа Т: 

В_г^т = α × h_p + β × Э_г^т + γ × D_г^т, т ут/год;

Для Т – 100 – 130 из табл 7 будет имеет вид:

 

для турбин типа ПТ:

В_г^пт = α × h_p + β × Э_г^т + γ ₁ × D_г^т + γ ₂  × D_г^п, т ут/год,

Для ПТ – 80 – 130 из табл 7 будет имеет вид: В_Г^ПТ = 2,42 h_p + 0.348 Э_Г^ПТ + 0,0205 D_г^т +0,0665 D_г^п ; тут/год

где: α, β, γ, γ₁, γ₂ – коэффициенты, характерные для данного типа турбин (табл. 7)

h_p – число часов работы турбоагрегатов в течение года, час/год;

Э_г – годовая выработка электроэнергии турбоагрегатом, МВт.ч/год;

D_г^т и D_г^п – годовые отборы пара отопительных и производственных параметров, соответственно, т/год;

h_p – приближенно может приниматься в пределах 7800¸8200 час/год, причем нижний предел относится к более мощным агрегатам.
Для турбин Т – 100 - 130:

D_г^т = D_ч^max × h_г^от, т пара/год,

где : h_г^от – число часов использования максимального производственного отбора за год, час/год берем из исходных данных:

h_г^от = 3500 ч/г

D_ч^max из табл 1 = 130 т.пара/час

D_г^т = = D_ч^max × h_г^от = 310*3500=1085000 т,пара/год

 

Для турбин типа ПТ – 80 - 130:

D_г^п = D_п^/ × h_г^пр, т пара/год;

где : h_г^пр – число часов использования максимального производственного отбора за год, час/год;

h_г^пр = 7100 ч/г

D_п^/  = 340*1,55= 527 т,пара /час

D_г ^п = 527*7100= 37417000 т.пар/год

D_г^т = D_г^от  - D_г^ПК – D_г^т ; т.пара/год;

D_г^от = 290*1,8*3500 = 1827000 т.пара/год

D_г^ПК = 290*1,8*3500*(1-0,86) = 255780 т.пара/год

D _г ^т = 1827000-255780-1085000 = 486220 т пара/год

 

Для определения годовой выработки электроэнергии (Э) отдельными турбоагрегатами ТЭЦ необходимо иметь суточные графики электрической нагрузки ТЭЦ. В настоящем расчете приближенно задается один график электрической нагрузки ТЭЦ для зимних суток (обычно используется 24 суточных графика за год).

 

График приведен ниже на рис.2

 

 

, МВт

 

 

 

                                                                      час

 8          16     24

 

Рис.2. Суточный график электрической нагрузки ТЭЦ.

По оси абсцисс – время суток (в часах), по оси ординат – нагрузка турбоагрегата в % от его максимальной нагрузки (N). Площадь под суточным графиком дает суточную выработку электроэнергии турбоагрегата (Э_сут^т, Э_сут^пт). Для Т – 100 – 130  N_max^т = 100 МВт

 

Э_сут^т = 0,8 × 100 × 8 + 1 × 100 × 8 + 0,9 × 100 × 8 = 2160 МВт×ч/сут.

 

Для ПТ – 80 – 130 N_max^т = 80 МВт

 

Э_сут^т  = 8 × 0,8 × 80 + 8 × 1 × 80 + 8 × 0,9 × 80 = 1728 МВт×ч/сут.

 

 

Годовая выработка электроэнергии турбоагрегатами определяется из выражений:

 

= Э_сут^т × m × ρ_г^т, МВт×ч/год

 

Э_г^пт  = Э_сут^пт  × m × ρ_г^пт, МВт×ч/год

 

где m – число суток в году (365);

ρ_г^т, ρ_г^пт – коэффициенты, учитывающие неравномерность выработки электроэнергии по суткам года.

Значение коэффициентов принимается следующим образом:

 

 

где h_г – число часов в году (8760).

 

ρ_г^т = 3500/87600+0,05 = 0,45

ρ_г^пт = 7100/8760 + 0,1 = 0,91

 

Годовая выработка электроэнергии турбоагрегатами равна:

 

Э_г^т  = 2160*365*0,45 = 354780 МВт×ч/год

 

Э_г^пт = 1728*365*0,91 = 573955,2 МВт×ч/год

 

Для проверки правильности расчета годовой выработки электроэнергии турбоагрегатами определяются значения часов использования мощности турбоагрегатов:

 

 час/год;

 

 час/год.

 

При этом должно быть h_y^т > h_г^от и 8300 > h_y^пт > h_г^пр.

При нарушении этих условии следует скорректировать коэффициент неравномерности.

 

h_y^т = 354780/100 = 3547,8 ч/год

 

условие выполняется 3547,8 > 3500

h_y ^пт = 573955,2/80 = 7174,44 ч/год

 

условие выполняется 8300 > 7174.44 > 7100

 

Число часов использования максимальной мощности ТЭЦ:

 

час/год

 

должно лежать в пределах 5000¸6500 час/год;

 

Э_г^тэц = Э_г^т × n_т + Э_г^пт × n_пт = 354780*1+573955.2*1 = 928735,2 МВт×ч/год.

 

h_y^ТЭЦ = 928735,2/180 = 5159,64

 

Условие выполняется 5000 < 5159.64 > 6500

 

В_г^Т-100-130 = 2,9*8000+0,345*354780+0,0175*1085000 = 164586,6 тут/год

 

В_г^ПТ-80-130 = 2,42*8000+0,348*573955,2+0,0205*486220+0,0665*3741700 = 477886,9696 тут/год

 

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

 

В_г^ТЭЦ = В_г^Т *n + В_г^ПТ*n = 164586.6 *1 + 477886.97*1 = 642473.57 тут/год

 

 

Годовой расход натурального топлива на ТЭЦ:

 

В_гн^ТЭЦ = 642473.57* (7000/8330) = 539677,8 тнт/год

 

Затраты на топливо рассчитываются по формуле:

S_т = В_гн^тэц × Ц_т = 539677,8 * 2500 = 1349,2 *10⁶ руб./год;

Годовой расход топлива на ТЭЦ распределяется на топливо, затраченное на выработку тепла, и топливо, затраченное на выработку электроэнергии по физическому (балансовому) методу. Это значит, что годовой расход топлива на выработку тепла на ТЭЦ В_тэ^тэц приравнивается к годовому расходу топлива на выработку того же тепла в котельной и может быть рассчитан следующим образом:

 

В_тэ^тэц = n_т × В_тэ^т + n_пт × В_тэ^пт, т ут/год

 

где В_тэ^т, В_тэ^т – годовой расход топлива на выработку тепла турбоагрегатами типа Т и турбинами типа ПТ рассчитывается по формуле из табл 7 соответственно, т ут/год.

Для турбин типа Т – 100 – 130:

 

= 0,088*1085000 = 95480 тут/год

Для турбин типа ПТ – 80 – 130:

 

 = 0,102*3741700+0,088*486220 = 424440,76 тут/год

 

В_тэ^ТЭЦ  = 95480*1+424440,76*1 = 519920,76 тут/год

 

Годовой расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ определяется как:

 

В_ээ^тэц = В_г^тэц – В_тэ^ТЭЦ = 642473,57 - 519920,76 = 122552,81  тут/год.

 

Для проверки правильности расчетов годовых расходов топлива необходимо определить удельные расходы топлива на выработку тепла (b_тэ) и электроэнергии (b_ээ):

 

кг ут/Гкал

 

b_тэ = 519920760 / (0.86*1015000+2414000) = 158 кг ут/Гкал

 

 

г ут/КВт×ч

 

b_э.э = 122552810000/(354780000+573955200) = 131.95

 

При правильных расчетах:

b_тэ = 155 ÷ 170 кг у.т/Гкал;  условие выполняется   

b_ээ = 200 ÷ 395 г у.т/КВт×ч условие не выполняется

 

Расчет прочих расходов

Прочие расходы определяются как доля от суммы амортизационных от­числений, затрат на текущий ремонт и заработную плату:

 

S_проч = (0,2¸0,3) · (S_ам + S_з.пл + S_тр)

 

S_проч = 0,3 (18,5895+33,6+3,7)*10⁶ =16,8*10⁶ руб.год

 

Общие расходы на ТЭЦ:

 

S_тэц = S_т + S_aм + S_тр + S_зп + S_пp

S_тэц = (1349,2+18,6+3,7+33,6+16,8)1*10⁶ = 1421,9*10⁶ руб./год,

 

 

Издержки производства

Энергоснабжения

Издержки производства при раздельной схеме энергоснабжения включают в себя затраты на КЭС (S_кэс), издержки производства на районной и промышленной котельной (S_рк, S_пк), затраты на транспорт тепла (S_тс), затраты на транспорт электрической энергии (S_ЛЭП) и могут быть определены по следующему выражению:

 

S_р = S_кэс + S_рк + S_пк + S_тс + S_лэп, руб./год.

 

 Расчет издержек производства на КЭС

 При укрупненных расчетах издержки производства на КЭС определяются по формуле:

 

S_кэс = S_т + S_ам + S_тp + S_зп + S_пр руб./год

 

где, S_т– затраты на топливо, млн руб./год;

S_aм – амортизационные отчисления, млн руб./год;

S_тр – затраты на текущий ремонт, млн руб./год;

S_зп – затраты на заработную плату эксплуатационного персонала, млн руб./год; S_пр – прочие расходы, млн. руб./год.

Расчет отдельных составляющих издержки производства приведен ниже по соответствующим формулам.

 

Затраты на топливо

Затраты на топливо рассчитываются по следующей формуле:

 руб./год.

 

где: B_гн^кэс – годовой расчет натурального топлива на КЭС, т нт/год;

Ц_т – цена натурального топлива, руб./т нт;

B_г^кэс – годовой расход условного топлива на КЭС, т ут/год;

Q_р^н – теплотворная способность натурального топлива, к Кал/кг;

7000 – теплотворная способность условного топлива, к Кал/кг;

 

Величины Ц_т, Q_p^н, h_p, необходимые для определения затрат на топливо на КЭС, принимаются аналогично расчету для ТЭЦ.

 

Годовой расход условного топлива на КЭС:

 

В_г^кэс = В_г^бл · n_бл т ут/год,

 

где: В_г^бл – годовой расход топлива одним блоком, т ут/год.

Для конденсационных турбоагрегатов рассчитывается приближенно так же, как и для теплофикационных агрегатов, по топливным характеристикам (табл. 7). 

 

В_г^бл = α · h_p + β · Э_г^бл

 

Годовая выработка электроэнергии на КЭС (Э_г^кэс = n_бл Э_г^бл) определяется в данном расчете приближенно по диспетчерскому суточному зимнему графику электрической нагрузки, рис.2. (стр.27)

Согласно этому графику, суточная выработка электроэнергии на КЭС:

 

Э_сут =∑N_i Δ t_i = 8*0,8*300+8*1+300+4*0,8*300+4*0,9*300=6360 МВт·ч/сутки,

 

где N _i – нагрузка КЭС в период времени Δ t _i. МВт. Тогда годовая выработка электроэнергии составит:

 

Э_г = Э_сут · m · ρ_г = 6360 *365*0,9 = 2089260

 

где: m – число суток в году (365);

ρ_г – коэффициент, учитывающий неравномерность в выработке электроэнергии на КЭС по суткам года, принимается равной 0,88¸0,90.

 

 

В_г^бл  = 7,5*7800+0,298*2089260 =

 

В_г^кэс = В_г^бл · n_бл = 681099,48 *6 = 4086596,88 т ут/год

 

 

S_т= ((4086596,88 *7000)/8330) *2500 = 8585,3 млн.руб/год

 

Проверкой правильности расчетов выработки электроэнергии на КЭС является определение числа часов использования установленной мощности:

 

, час/год,

 

где h_y^кэс – годовое число часов использования установленной мощности КЭС, час/год;

Э_г^кэс – годовая выработка электроэнергии на КЭС, МВт×ч/год;

N_кэс – установленная мощность КЭС, МВт;

h_y^кэс должно быть в пределах 6500¸7500 час/год.

 

h_y^кэс= 2089260/300 = 6964,2 ч/год

 

условие выполняется

 

Из расчета расхода топлива по КЭС можно определить удельный расход топлива по следующему выражению:

 

 г ут/кВт · ч,

 

где: b_ээ^кэс – удельный расход топлива, г ут/1кВт/ч;

Э_г^кэс – годовая выработка электроэнергии на КЭС, МВт×ч/год;

B_г^кэс – годовой расход условного топлива на КЭС, т ут/год;

b_ээ^кэс должно лежать в пределах 200 ÷ 400 г ут/кВт·ч.

 

b_ээ^кэс = 4086596880/(2089260*6) = 326 г ут/кВт · ч

 

условие выполняется 200 < 326 >400

 

 

Амортизационные отчисления

S_ам= α_ам · К_кэс =0.084*1030 = 86.52млн.руб/год

 

где: a_ам – средневзвешенная корма амортизации для КЭС, 1/год;

К_кэс – капитальные затраты в КЭС, руб.

a_ам принимается равной 0,084 1/год для КЭС на малозольном твердом топливе, газе и мазуте.

Затраты на текущий ремонт (S_тр), заработную плату (S_зп) и прочие расходы (S_пр) рассчитываются для КЭС так же, как и для ТЭЦ.

Затраты на текущий ремонт (S_тр):

S_тр^КЭС = 0,2*8652 = 17,304 млн.руб/год

 

Затраты на заработную плату (S_зп)

 

S_зп = n_экспл · Ф

n_экспл = k_экспл · N_тэц  =0,23*1800=414 чел

Штатный коэффициент для КЭС приводится в табл.10.

S_зп = 414*240000 = 99,36 млн.руб/год.

 

Затраты на прочие расходы (S_пр)

 

S_проч = (0,2¸0,3) · (S_ам + S_з.пл + S_тр)

 

S_проч= 0,3(86,52+99,36 +17,304)*10⁶ = 60,96 млн.руб/год

 

Общий расчет издержек производства на КЭС:

 

S_кэс = S_т + S_ам + S_тp + S_зп + S_пр руб./год

 

S_кэс = (8585,3+86,52+17,304+99,36+60,96)*10⁶ = 8849,444 млн.руб

 

 

И промышленной котельной.

Издержки производства в районной и промышленной котельной рассчитываются по тем же формулам, что и для пиковой котельной. Разница заключается в том, что вместо годовой и часовой максимальной годовой выработки тепла в пиковой котельной (Q_г^пк, Q_ч^пк) нужно подставлять годовую и часовую максимальную выработку тепла в районной и промышленной котельной:

 

Q_г^рк = Q_г^от + Q_г^пр = 1015000+2414000 = 3429 тыс. Гкал/год,

 

Q_ч^рк = Q_ч^от + Q_ч^пр = 290+340 = 630 Гкал/час.

 

Кроме того, вычисляя годовой расход топлива В_г^рк, необходимо учесть КПД теплообменных аппаратов (η_то) и КПД котельной:

 

, т ут/год

 

где:  принимается в размере 0,98.

η_к принимается в размере 0,86.

 

В_г^рк = 3429*10³ / (7*0,86*0,98) = 581226 тут/год

 

 

Издержки производства рассчитываются по тем же формулам, что и ПК.

 

Затраты на топливо

 

S_т = В_г^рк *Ц =  581226*2500= 1453 млн.руб/год

 

S_ам и S_тр – амортизационные отчисления и затраты на текущий ремонт - определяются по следующей формуле:

 

, руб./год,

 

S_ам + S_тр= (14,2/100)*(17,0114+26,614) = 6,2 млн.руб/год

 

Затраты на заработную плату

 

S_зп = n_экспл · Ф

 

n_экспл = k_экспл · Q_ч^рк *4,19 = 0,024*630*4,19 = 64 чел

 

k_экспл  для газа = 0,024 чел/ГДж/ч

 

S_зп = 64*250000 = 16 млн.руб/год

Затраты на прочие расходы

 

S_пр = s_пр · S_зп = 0,6 *16*10⁶ = 9,6 млн. руб./год

 

Общий расчет затрат на производства в районной и промышленной котельной:

 

S_рк = S_т +S_ам + S_тр + S_зп + S_пр = (1453+6,2+16+9,6)*10⁶ = 1484,8 млн.руб/год

 

Издержки производства

Оптимальной схемы

Технико-экономическое сравнение производится по основным показателям, характеризующим эффективность схемы энергоснабжения.

К основным ТЭП относятся следующие:

- себестоимость единицы отпущенной электроэнергии и тепло энергии от ТЭЦ;

- себестоимость единицы отпущенной электроэнергии и тепло энергии от КЭС;                        

- себестоимость единицы отпущенной тепловой энергии от районной и промышленной котельной;                                                                                                                                                        

- коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ и КЭС;                                                                                        

- удельный расход топлива на отпущенный кВт·час электроэнергии на ТЭЦ и КЭС;                                                            

- удельный расход топлива на отпущенную Гкал теплоты на ТЭЦ и котельную;                                                                

- КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии и тепловой энергии на ТЭЦ;                                                      

- КПД КЭС по отпуску электроэнергии и котельной по отпуску тепловой энергии;                                                                        

- капитальные вложения на единицу установленной мощности ТЭЦ и КЭС.      

 

 Расчет технико-экономических показателей

Приложение

 

Табл. 1

 

Параметры турбоагрегатов

 

№ п/п	Тип турбины	Начальные параметры пара		Номинальная. мощ-ность МВт N	Номинальная. величина. отборов пара, т/час		Расход пара на турбину т/час D·t
		Р, мПа	t, ºС		отопительные. параметры.	производственные. параметры.	номинальная.	max
1	2	3	4	5	6	7	8	9
а). Конденсационные турбины
1	К-210-130	13,0	565/565	210	–	–	564	594
2	К-300-240	24,0	560/565	300	–	–	890	930
3	К-500-240	24,0	560/565	500	–	–	1500	1540
4	К-800-240	24,0	560/565	800	–	–	2390	2500
5	К-1200-240	24,0	560/565	1200	–	–	–	–
б). Турбина с отбором пара и конденсацией
6	Т-25-90	9,0	535	25	92	–	130	150
7	Т-50-90	9,0	535	50	185	–	255	290
8	Т-50/60-130	13,0	565	50	180	–	245,5	268
9	Т-100/120-130	13,0	565	100	310	–	445	460
10	Т-180-130	13,0	565	180	460	–	710	730
11	Т-250/300-240	24,0	560/565	250	590	–	900	930
12	ПТ-25-90	9,0	535	25	70/92	53/130	160	190
13	ПТ-50-90	9,0	535	50	140/160	100/230	337,5	385
14	ПТ-60-130	13,0	565	60	140/160	110/250	340	390
15	ПТ-80-130	13,0	565	80	80/100	200/300	466	470
16	ПТ-135-130	13,0	565	135	210/220	320/480	735	775

 

Примечание для б: Для двухотборных турбин в графах 6 и 7 в числителе даны номинальные отборы пара, а в знаменателе максимальные отборы. Возможные сочетания отборов см. рис. 2,

 

2. Максимальная мощность N_max = 1,2 N_ном

 

 

Характеристика связей предельных значений Д_п и Д_т для турбоагрегатов:

 

 

5 – ПТ-135-130 4 – ПТ-80-130 3 – ПТ-60-130 2 – ПТ-50-90 1 – ПТ-25-90

 Д_п, т/ч

 

520

480

440

400

360

5

4

320

3

280

2

240

200

160

1

120

80

40

0

     20 40 60 80 100 140 180 220 Д_т, т/ч

 

Рис.2. Зависимость возможного отбора пара производственных

параметров от величины отбора пара отопительных

параметров для турбин типа ПТ

 Табл. 2

Параметры паровых котлов для ТЭС

 

№ п/п	Маркировка по ГОСТу	Заводская маркировка	Паропроизво-дительность т/ч	Начальные. параметры пара
				Р, мПа	t, ºС
1	2	3	4	5	6
1	Е-160/100ГМ	БКЗ-160-160ГМ	160	10,0	540
2	Е-160/100	БКЗ-160-100Ф	160	10,0	540
3	Е-220/100	ТП-41	220	10,0	540
4	Пп-270/140	ПК-24	270	14,0	570/570
5	Е-320/140	БКЗ-320-140	320	14,0	570
6	Е-320/140ГМ	БКЗ-320-140ГМ	320	14,0	570
7	Е-420/140	БКЗ-420-140	420	14,0	570
8	Е-420/140ГМ	ТГМ-84А	420	14,0	570/570
9	Еп-480/140ГМ	ТГМ-96	480	14,0	570/570
10	Еп-500/140	ТП-92	500	14,0	570/570
11	Еп-500/140ГМ	ТГМ-94	500	14,0	570/570
12	Еп-640/140М	ТП-100	640	14,0	570/570
13	Еп-640/140ГМ	ТГМ-104	640	14,0	570/570
14	Пп-640/140	ПК-40	640	14,0	570/570
15	Пп-660/140	П-56	660	14,0	540/540
16	Пп-950/255	ПК-41-2	950	25,5	565/570
17	Пп-950/255К	ТМП-114-2	950	25,5	565/570
18	Пп-1600/255Ж	ПП-200-2	1600	25,5	565/570

 

Примечание: Обозначения типоразмеров относятся к котлам с камерными топками для сжигания твердого топлива; при сжигании других видов топлива вводятся дополнительные буквы: газ – Г; мазут – М; газ и мазут – ГМ; твердое топливо, газ и мазут – К.

 

                                                                                                              

α_г

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

         0,2 0,4 0,6  0,8 1,0 α_ч

 

Рис.3. Зависимость между годовым и часовым значениями

коэффициентов теплофикации

 Tабл. 3

 

Капитальные затраты на линии электропередач

 

Передаваемые мощности (на две цепи), МВт	Ориентировочные расстояния передачи L, км	Напряжение, U, кВ	k L руб./км	kп/ст руб./МВт
1	2	3	4	5
50–100	20–100	110	87,5	36,0
101–200	100–200	220	135,0	35,5
201–400	200–400	220	158,0	29,0
401–500	400–500	330	207,0	57,0
601–600	500–600	330	245,0	42,5
801–800	600–800	500	315,0	53,0
1201–900	700–900	500	340,0	44,5

 

Данные показатели относятся к средним условиям европейской части страны. Для остальных районов следует применять такие повышающие коэффициенты:

а) Мурманская, Архангельская, Тюменская обл., Сибирь:

С_м = 1,1

б) северные районы Тюменской обл. и Красноярского края, Хабаровский край, Приморский край: С_м = 1,4.

Tабл. 4

 

1. Затраты на ТЭЦ, отнесенные на один турбоагрегат или блок

 

Тип турбины или блока	Инвестиции, млн. руб.
	в первый агрегат	в последующий агрегат
1	2	3
а) тип турбины
ПТ-20-90	38,1	21,85
ПТ-50-90	64,75	40,25
ПТ-60-130	72,3	43,35
ПТ-80-130	86,0	51,75
ПТ-135-130	112,7	67,7
Т-25-90	22,1	13,15
Т-50-90	41,7	24,35
Т-50-130	42,2	24,95

 

Т-100-130	76,75	37,55
Т-180-130	112,5	66,00
б) тип блока
Т-250/300-240+1000                             т/ч	291,0	213,5
Т-180/215-130+670 т/ч	205,0	136,0
Т-100/120-130+500 т/ч	133,0	79,0
ПТ-135/165-130+800                             т/ч	176,0	125,0
ПТ-80-130+500   т/ч	137,0	97,0

 

 

Продолжение табл.4.

2. Затраты на ТЭЦ, отнесенные на один энергетический котел и один водогрейный котел, млн руб.

 

Производительность котла	В первый котлоагрегат	В последующий котлоагрегат
а) энергетический:
220 т/ч	35,50	21,25
320 т/ч	40,85	27,15
420 т/ч	48,60	35,25
480 т/ч 500 т/ч 640 т/ч	56,10 73,3 81,0	44,2 48,2 56,2
б) водогрейный:
ПТВМ-50	–	2,5
ПТВМ-100	–	5,0
ПТВМ-180	–	10,0
ПТВМ-270	–	15,0

 

Показатели даны для газо-мазутных ТЭЦ, при использовании углей вводится коэффициент 1,16, при использовании торфа вводится коэффициент 1,28.

Табл. 5

 

Капитальные затраты на сооружение КЭС

 

Состав блока	Инвестиции, млн. руб.
	В первый блок	В последующие блоки
К-210-130+670  т/ч	198,0	96,0
К-300-240+1000 т/ч	280,0	150,0
К-500-240+1650 т/ч	406,0	239,0
К-800-240+2650 т/ч	606,5	403,0
К-1200-240+3950 т/ч	752,5	553,5

 

Примечание: Показатели даны для станций, работающих на газе и мазуте, при использовании углей вводится коэффициент С_т = 1,12 – 1,25.

 

 

Табл. 6

 

Удельные капитальные затраты на сооружение

районных и промышленных котельных

 

№ п/п	Максимальная нагрузка		Капитальные затраты
			Вид топлива
			газ, мазут	твердое топливо
	а) районная водогрейная котельная
	ГДж/ч		тыс. руб./ГДж/ч
1	125		28,00	41,50
2	200		22,50	37,50
3	300		18,50	34,00
4	400		16,00	32,50
5	600		15,00	37,00
6	1200		14,00	29,00
7	2000		13,00	27,50
	б) промышленная котельная
	т.пара/ч		тыс. руб./т. пара/ч
8	50		82,5	116,0
9	100		75,5	96,0
10	200		60,5	81,5
11	300		57,0	81,0
12	400		53,0	80,5
13	500		50,5	–

 

Табл. 7.

Топливные характеристики турбоагрегатов

(для приближенных расчетов)

 

Тип турбины	Топливная характеристика, Вг, т.у.т./год[1]	Годовой расход топлива на выработку тепла, Втэ т.у.т./год
ПТ-60-130/565
ПТ-80-130/565
ПТ-135-130/565
Т-50-130/565
Т-100-130/565
Т-180-130/565
Т-25-240/565
К-110-90		–
К-160-130		–
К-210-130		–
К-300-240		–
К-500-240		–
К-800-240		–
К-1200-240		–

Табл.8

Удельная численность

промышленно-производственного персонала ТЭЦ

 

Мощность ТЭЦ (МВт) и состав оборудования	Вид топ-лива	Удельная численность персонала, чел/МВт
		всего	в том числе
			эксплуа-тацион-ный	ремонт-ный	эксплуата-ционный без АУП
300
ПТ-60-130+2´Т-100/120-130	тв.	1,96	0,92	1,04	0,83
	газ	1,59	0,78	0,86	0,64
570
2´ПТ-80-130+3´Т-100/120-	тв.	1,55	0,78	0,82	0,66
-130+Р-50-130	газ	1,34	0,62	0,72	0,55
570
2´ПТ-135/165-130+	тв.	1,40	0,72	0,76	0,64
+2´Т-100/120-130	газ	1,14	0,53	0,61	0,47
670
2´ПТ-135/165-130+Р-100-	тв.	1,40	0,67	0,78	0,60
-130+2´Т-100/120-130	газ	1,24	0,57	0,67	0,52
810
4´Т-175/210-130	тв.	1,30	0,62	0,68	0,52
880
4´Т-180/215-130	газ	1,00	0,46	0,54	0,37
1140
2´Т-100/120-130+3´Т-	газ	0,84	0,40	0,44	0,34
-250/300-240
1200
4´Т-250/300-240	газ	0,87	0,36	0,51	0,30

 

Табл.9

 

Штатные коэффициенты для котельных

(эксплуатационный персонал)

 

Мощность котельной, ГДж/ч	Штатный коэффициент, чел./ГДж/ч
	при работе на угле	при работе на газе
200	0,216	0,132
400	0,157	0,115
800	0,107	0,067
1200	0,086	0,048
1600	0,069	0,036
2000	0,055	0,029
2500	0,050	0,024

 

 

Табл.10

 

Удельная численность

промышленно-производственного персонала КЭС

 

Мощность блока, МВт	Удельная численность персонала, чел./МВт
	всего	в том числе
		эксплуата-ционный	ремонтный	эксплуатацион-ный без АУП
1	2	3	4	5
А. При 4-х энергоблоках
1. Твердое топливо
300	1,03	0,39	0,64	0,34
500	0,74	0,26	0,48	0,23
800	0,56	0,19	0,36	0,17
1600	0,37	0,10	0,27	0,09
2. Газомазутное топливо
300	0,89	0,29	0,60	0,25
800	0,47	0,14	0,33	0,12
1200	0,38	0,10	0,28	0,09
2400	0,28	0,08	0,20	0,07
Б. При 6-ти энергоблоках
1. Твердое топливо
200	1.13	0,	0,
300	0,88	0,31	0,
500	0,64	0,23	0,41	0,20
800	0,47	0,15	0,32	0,13
1600	0,32	0,09	0,23	0,08

 

2. Газомазутное топливо
200	1,01	0,37	0,64	0,31
300	0,75	0,23	0,52	0,20
800	0,40	0,11	0,29	0,10
1200	0,33	0,09	0,24	0,08
2400	0,24	0,07	0,17	0,06
В. При 8-ми энергоблоках
1. Твердое топливо
300				0,24
500				0,18
800				0,12
2. Газомазутное топливо
300				0,18
800				0,09

 

Табл. 11.

 

Нормы удельных расходов электроэнергии.

 

 

табл.12	Калькуляция себестоимости электро- и теплоэнергии на ТЭЦ	Распределение затрат	на теплоэнергию	%		__				Структура себестоимости энергии	Тепл. энергии	%
				106 руб.		__						руб/Гкал
											Эл. энергии	%
			на эл. энергию	%.								руб/кВт ×ч
				106 руб.							Элементы		топливо	зарплата	амортиз.	тех.ремонт	прочие	всего
		Элементы затрат в 106 руб.	Всего 106 руб.
			проч. расходы		__	__	__	100	100
			тек. ремонт		55	40	95	5	100
			аморти- зация		55	40	95	5	100
			зар. пл.  с начис.		40	30	70	30	100
			Топ-ливо		100	__	100	__	100
		Наименование статей			Топливно-транспортный  и  котельный цехи	Машинный и электро-цехи	Всего по пп. 1+2	Общестанционные расходы	Всего затрат по пп. 3+4	На эл. энергию		На тепл. энергию		Эл. энергии руб/кВт × ч		Тепл. энергии  руб/Гкал
										Распре-деление затрат				Себе-стои-мость еди- ницы
					1	2	3	4	5	6		7		8		9

 

табл13	Задание	1. Тепловая нагрузка промышленного района	Б. Пар отопительных параметров	Максимум отопи- тельной нагрузки	1055,7	422,3	475,1	527,9	580,6	633,4	686,2	739,0	791,8	844,6	897,3	1097,9	439,2	494,1	549,0	603,8	658,7	713,6	768,5	823,4	878,3	933,2	2. Условия топливосжигания и водоснабжения.	3. Расположение промышленного района.	4. Вид сжигаемого топлива.
				Годовой расход тепла на отопление	2586,8	1034,7	1164,1	1293,4	1422,7	1552,1	1681,4	1810,8	1941,0	2069,4	2198,8	2689,9	1076,0	1210,5	1345,0	1479,5	1614,0	1748,4	1883,0	2017,4	2151,9	2286,4
				Максимум прочей коммунально-бытовой нагрузки	167,4	67,0	75,3	83,7	92,1	100,4	108,8	117.2	125,6	133,9	142,3	124,1	69,6	78,3	87,1	95,8	104,5	113,2	121,9	130,6	139,3	148,0
				Годовой расход тепла на прочие коммунально-бытовые нужды	574,7	230,0	258,6	287,4	316,1	344,8	373,6	402,3	431,0	460,0	488,5	597,7	239,1	269,0	298,9	328,7	358,6	388,5	418,4	448,3	478,2	508,1
				Максимум тепловой технологи-ческой нагрузки	7,7	3,1	3,5	3,9	4,2	4,6	5,0	5,4	5,8	6,2	6,6	8,0	3,2	3,6	4,0	4,4	4,8	5,2	5,6	6,0	6,4	6,8
				Годовой расход тепла на технологи- ческие нужды	52,5	21,0	23,6	26,3	28,9	31,5	34,1	36,8	39,4	42,0	44,6	54,6	24,8	24,6	27,3	30	32,8	35,5	38,2	41,0	43,7	46,4
			А. Пар производственных параметров	Максимум технологи- ческой нагрузки	654,5	261,8	294,5	327,3	360,6	392,7	425,4	458,2	490,9	523,6	556,3	680,7	272,3	306,3	340,4	374,4	408,4	442,5	476,5	510,5	544,6	578,6
				Годовой расход тепла на технологи-ческие нужды	4695,0	1878,0	2113,0	2348,0	2582,0	2847,0	3052,0	3287,0	3521,0	3756,0	3991,0	4882,8	1953,1	2197,3	2441,4	2685,5	2929,7	3173,8	3417,0	3662,1	3906,2	4150,1
			п/п		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22

 

Продолжение табл.13

 

Задание	1Тепловая нагрузка промышленного района	Б. Пар отопительных параметров	Максимум отопи- тельной нагрузки	865,9	810,2	760,0	698,6	530,9	502,9	447,2	726,3	893,9	475,0	586,8	391,2	363,4	2. Условия топливосжигания и водоснабжения.	3. Расположение промышленного района.	4. Вид сжигаемого топлива.
			Годовой расход тепла на отопление	3100,1	2900,5	2720,9	2500,9	1900,8	1800,5	1600,9	2600,1	3200,2	1700,5	2100,9	1400,5	1300,9
			Максимум прочей коммунально-бытовой нагрузки	170,5	145,2	131,3	125,9	136,9	114,7	159,3	150,9	117,5	136,9	78,3	81,0	88,2
			Годовой расход тепла на прочие коммунально-бытовые нужды	610,5	520,0	470,2	450,9	490,1	410,7	570,2	540,4	420,8	490,1	280,4	290,2	315,9
			Максимум тепловой технологи-ческой нагрузки	17,3	17,3	13,2	12,6	8,9	10,2	10,9	9,6	5,6	7,1	7,6	8,3	11,7
			Годовой расход тепла на технологи- ческие нужды	62,1	61,9	47,4	45,2	31,8	36,5	37,9	34,4	20,1	25,4	27,3	29,8	41,9
		А. Пар производственных параметров	Максимум технологи- ческой нагрузки	636,6	695,8	387,3	442,3	463,4	419,7	436,6	507,0	549,3	570,4	619,7	707,0	730,9
			Годовой расход тепла на технологи-ческие нужды	4520,0	4940	2750	3140	3290	2980	3100	3600	3900	4050	4400	5020	5190
		п/п		23	24	25	26	27	28	29	30	31	32	33	34	35

Табл.14.

 

Сводная таблица технико-экономических показателей.

№ п/п	Технико-экономические показатели	Условное обозначение	Единица измерения	Схема энергоснабжения
				Комбинированная		Раздельная
				ТЭЦ	ПК	КЭС	РК+ПрК
1	Установленная мощность - электрическая -тепловая	N уст Q час	МВт Гкал/час		-		-
2	Тип и количество основного оборудования			-		-
3	Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды	ксн	%		-		-
4	Удельный расход топлива на отпущенный КВтч электроэнергии		г/КВтч		-		-
5	Удельный расход топлива на отпущенну. Гкал теплоты		кг/Гкал			-
6	К.п.д. станции электрический	ηээ	%		-		-
7	К.п.д. станции тепловой	ηтэ	%		-	-
8	Штатный коэффициент эксплуатационного персонала	Кэксп	чел /МВт чел /ГДж/час		-		-
				-		-
9	Удельные капитальные вложения	ктэц, ккэс,  кпк, к pk +пк,к,	чел /МВт чел /ГДж/час		-		-
				-		-
10	Себестоимость одного отпущенного КВтч	s ээ	руб/КВтч		-		-
11	Себестоимость одной Гкал теплоты	s тэ	руб /Гкал			-

 

 

[1] При работе на газе и мазуте снизить расход топлива на 3–4 %.

Общая схема расчета

В курсовой работе производится выбор оптимальной схемы энергоснабжения некоторого промышленного района. Сравниваются две схемы энергоснабжения – комбинированная, когда теплота и электроэнергия подаются от ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) и раздельная, когда теплота подается от котельной, а электроэнергия – от КЭС (конденсационная электростанция).

Одной из часто встречающихся задач в области теплофикации и централизованного теплоснабжения является технико-экономическое обоснование схемы энергоснабжения района, при решении которой вариант сооружения ТЭЦ общего пользования, где электрическая и тепловая энергия вырабатываются комбинированным методом, сравнивается с вариантом получения электрической и тепловой энергии от раздельных источников: электрической энергии от КЭС и теплоты от котельных.

В этом случае ТЭЦ в части производства электроэнергии замещается КЭС. Замещаемая КЭС – самая мощная КЭС, замыкающая перспективный баланс мощности в регионе. По тепловой энергии ТЭЦ замещают котельные различного назначения: районные, квартальные или промышленные с современным оборудованием. При сравнении вариантов ТЭЦ и схемы раздельного энергоснабжения определяются инвестиционные, текущие затраты, себестоимость производства одной единицы электроэнергии и тепловой энергии, удельные расходы топлива, а также тепловой и электрический к.п.д. станции.

По каждой схеме энергоснабжения производится:

- расчет инвестиционных затрат;

- расчет издержек производства;

- технико-экономическое сравнение и выбор оптимальной схемы;

- технико-экономический выбор основного оборудования.

                                                                                                          ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ СХЕМ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

 

Организационно-экономическое обоснование основного оборудования комбинированной схемы энергоснабжения

 

Определение мощности пиковой котельной

Мощность пиковой котельной, необходимой для покрытия отопительной нагрузки, помимо отборов турбин, составит:

 

=  · (1- ); Гкал/час

 

= 290*(1-0,55) = 130,5 Гкал/час

 

Используя зависимость между часовым и годовым коэффициентами теплофикации (рис.3), определяется годовой коэффициент теплофикации , а затем и годовой отпуск тепла на отопление:

= 0,86

а) годовой отпуск тепла на отопление из отборов:

 

; тГкал/год

Q_г^от= *  = 290Гкал/ч *3500 ч/г = 1015000 Гкал/год

 

Q_гот^отб = 0,86 * 1015000 = 872900 тГкал/год

 

б) годовой отпуск тепла на отопление из пиковой котельной:

 

= (1-0,86) * 1015000 = 142100 тГкал/год