Расчёт издержек производства при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения

Nп/ст = 0,5·600 = 300 МВт.

 

Принимаем Nп/ст = 300 МВт.

Установленная электрическая мощность ТЭЦ равна сумме номинальных мощностей выбранных турбин:

 

NТЭЦ =∑ Nном;

NТЭЦ = 4·60 + 2·180 = 600 МВт.

 

Определение длины линий электропередач

Длину линий электропередач принимаем согласно [1] её мощности (на две цепи), то есть NТЭЦ =600 МВт. Ориентировочное расстояние передачи мощности L = 100 км. Напряжение U = 220 кВ. Капитальные затраты на линии электропередач kL = 135,0 т.руб./км. Капитальные затраты kп/ст = 35,5 т.руб./МВт.

Определение мощности тепловых сетей

Мощность тепловых сетей в данном расчёте принимаем равной суммарной тепловой нагрузке района, то есть 4695 тыс. Гкал/год.

 

 

 

1.2. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов

для раздельной схемы энергоснабжения

 

Конденсационная электростанция (КЭС) обычно располагается вне промышленного района, параметры оборудования на ней определяются нагрузками нескольких районов (в том числе и рассматриваемого). Поэтому из условия экономичности в качестве проектируемой КЭС выбираем одну из крупных современных КЭС в блочной компоновке. К установке на ней выбираем конденсационную турбину К-500-240.

Установленная электрическая мощность КЭС:

 

NКЭС = Nбл × nбл,

 

где    Nбл – номинальная электрическая мощность блока, МВт;

nбл – число блоков на КЭС (принимаем nбл = 4 шт.);

 

NКЭС = 500 × 2 = 2000 МВт.

 

Часть мощности проектируемой КЭС предназначена для электроснабжения рассматриваемого района, замещая по электрической мощности и энергии ТЭЦ.

Определение мощности промышленной и районной отопительной котельных

Теплоснабжение в раздельной схеме осуществляется от котельных:

а) промышленной – мощность принимаем равной

 

(Qч пртех + Qч оттех);

(654,5 + 7,7) = 662,2 Гкал/час;

 

б) районной отопительной – мощность принимаем равной

 

(Qчк-б + Qчот);

(167,4 + 1055,7) = 1223,1 Гкал/час.

 

Мощность подстанции и линии электропередач выбираем из условия передачи в район полезной электрической нагрузки в размере полезной нагрузки, которую может отпустить замещаемая ТЭЦ. С учётом в потерях электроэнергии на собственные нужды и в электрических сетях для раздельной и комбинированной схем энергоснабжения эта полезная отпускаемая мощность (и, следовательно, мощность линии электропередач) может быть принята равной

 

NЛЭП = (1,02...1,06)·NТЭЦ;

NЛЭП = 1,03·600 = 618 МВт.

 

Принимаем NЛЭП = 618МВт.

Длину линии электропередач определяем по специальной таблице согласно [1] в соответствии с её мощностью. Длину линий электропередач принимаем её мощности (на две цепи), то есть NЛЭП = 618 МВт. Ориентировочное расстояние передачи мощности L = 100 км. Напряжение U = 220 кВ. Капитальные затраты на линии электропередач kL = 135 руб./км. Капитальные затраты kп/ст = 35,5 руб./МВт.

Мощность тепловых сетей принимаем аналогично комбинированной схеме. Мощность тепловых сетей в данном расчёте принимаем равной суммарной тепловой нагрузке района, то есть 4695 тыс. Гкал/год.

 

2. расчёт капитальных вложений при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения

 

2.1. Расчёт капитальных  вложений при комбинированной схеме

энергоснабжения

 

Общие капитальные вложения при комбинированной схеме (∑KK) определяем следующим образом:

 

∑KК = Ктэц + Кпк + Кт.с. + Клэп;

∑KК = 901,86 + 15,0 + 134266 + 24150 = 159332,86 млн. руб.

 

Капитальные вложения в ТЭЦ:

 

Ктэц = (K1Т + K1k + Kт · (nт – 1) + Kпт × nпт + Кк · (nк – 1)) · Cм × Cт,

 

где   K1T, K1k – капиталовложения в первый турбоагрегат типа Т и в первый котлоагрегат, соответственно, млн. руб.;

Кт, Kпт, Kк – капиталовложения в последующие турбоагрегаты типа Т, типа ПТ и котлоагрегат, соответственно, млн. руб.;

Cм – коэффициент, учитывающий район расположения ТЭЦ;

Ст – коэффициент, учитывающий вид используемого топлива;

 

Ктэц = (112 + 56,1 + 66 · (2 – 1) + 72,3 × 4 + 44,2 · (4 – 1)) · 1,1 × 1,25 = 901,86млн. руб.

 

Капитальные вложения в пиковую котельную согласно данных в [1].

Капитальные вложения в тепловые сети находим по следующей формуле:

 

Кт.c. = (kт.c.от · (Qчот + Qчк-б + Qч оттех) + kт.спр × Qч пртех),

 

где   kт.с.от = 82,5 т. руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

kт.с.пр = 50,0 т. руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров;

 

Кт.c. = (82,5 · (1055,7 + 167,4 + 7,7) + 50,0 × 654,5) = 134266 млн. руб.

 

Капитальные вложения в линии электропередач находим по следующей формуле:

 

Клэп = (kп/ст × Nп/ст + kL × L),

 

где    kп/ст – удельные кап. затраты в подстанции, руб./МВт;

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

kL – капитальные вложения на километр длины линии, руб./км;

L – длина линии электропередач, км;

 

Клэп = (35,5 × 300 + 135 × 100) = 24150 млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2. Расчёт капитальных  вложений при раздельной схеме

энергоснабжения

 

Общие капитальные вложения при раздельной схеме ∑Кp находим как:

 

∑Кp = Ккэс + Kрк + Kтс + Клэп;

∑Кp = 1544,125 + 95207,65 + 103496 + 24150 = 224397,77 млн. руб.

 

Капитальные вложения в КЭС находим по формуле:

 

Ккэс = (К1бл + Кбл × (nбл – 1)) · Cм · Ст,

 

где   К1бл – капитальные вложения в первый блок, руб.;

Kбл – капитальные вложения в последующие блоки, руб.;

nбл – число блоков на КЭС.

Исходные данные для расчёта ККЭС согласно [1]. Получаем

 

Ккэс = (406 + 239 × (4 – 1)) · 1,1 · 1,25 = 1544,125 млн. руб.

 

Капитальные вложения в районную и промышленную котельные определяем по формуле:

 

Крк = kрк · (Qчот + Qчк-б + Qч оттех + Qч пртех),

 

где   kpк – удельные капитальные вложения в районную и промышленную котельную согласно [1], руб./Гкал/час;

 

Крк = 50,5 · (1055,7 + 167,4 + 7,7 + 654,5) = 95207,65 млн. руб.

 

Капитальные вложения в тепловые сети определяем по формуле

 

Ктс = kт.с.от · (Qчот + Qчк-б + Qч оттех) + kт.с.пр × Qч пртех,

 

где   kт.с.от = 57,5 т. руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

kт.с.пр = 50,0 т. руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров;

Ктс = 57,5· (1055,7 + 167,4 + 7,7) + 50,0 × 654,5 = 103496 млн. руб.

 

Капитальные вложения в линии электропередач находим аналогично тому, как их определяли в комбинированной схеме, то есть Клэп = 24150 млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. расчёт издержек производства при

комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения

 

3.1. Расчёт издержек производства при комбинированной схеме

энергоснабжения

 

Эксплуатационные затраты при комбинированной схеме энергоснабжения включают в себя затраты на ТЭЦ (SТЭЦ), затраты в пиковую котельную (SПК), затраты на транспорт тепла (SТС), затраты на транспорт электрической энергии (SЛЭП) и определяем по следующей формуле:

 

Sк = SТЭЦ + SПК + SТС + SЛЭП, руб./год.

 

3.1.1. Расчёт издержек производства  на ТЭЦ

 

При укрупнённых расчётах издержки производства на ТЭЦ складываются из пяти основных элементов:

 

SТЭЦ = Sт + Saм + Sтр + Sзп + Sпp,

 

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

Saм – амортизационные отчисления, млн. руб./год;

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

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

Sпp – прочие расходы, млн. руб./год;

 

SТЭЦ = 432232,54+ 76,65 + 7,665 + 34560000 + 6912016,6 = 41904332 млн. руб./год.

 

Расчёт отдельных составляющих издержек производства приведён ниже по соответствующим формулам.

Расчёт затрат на топливо

Затраты на топливо находим по формуле:

 

,

где   Вгнтэц  – годовой расход натурального топлива на ТЭЦ, тнт/год;

 – потери топлива в  пределах норм естественной убыли (от 0,5 до 1,0 %);

ЦТ – цена топлива на станции назначения, руб./тнт.

Таким образом, подставив числовые значения

 

= 432232,54 млн. руб./год,

 

Годовой расход натурального топлива на ТЭЦ:

 

= 2867214,2 тнт/год,

 

где   ВгТЭЦ – годовой расход условного топлива, тут/год;

7000 – теплота  сгорания условного топлива, ккал/кг;

Qрн – теплота сгорания натурального топлива, ккал/кг (Qрн для газа 8330 ккал/тм3, для мазута 8960 ккал/кг, для твёрдого топлива 5250 ккал/кг).

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ находим как:

 

ВгТЭЦ = Вгт × nт + Вгпт × nпт;

ВгТЭЦ = 785322,07 × 2 + 460676,56 × 4 = 3413350,3 тут/год,

 

где   Вгт и Вгпт – годовые расходы топлива для турбин типа Т и турбин типа ПТ, соответственно, тут/год.

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ определяется по топливным характеристикам согласно [1]. Общий вид топливных характеристик

а) для турбин типа Т-180-130/565:

 

Вгт = α × hp + β × Эгт + γ × Dгт;

Вгт = 5,5 × 7800 + 0,316 × 709560 + 0,0201 × 1637600=300036,72 тут/год;

 

б) для турбин типа ПТ-60-130/565:

 

ВгПТ = α × hp + β × Эгпт + γ 1 × Dгт + γ 2 × DгП;

ВгПТ = 2,4 × 7800 + 0,347 × 435196,8 + 0,336 × 498400 + 0,07 × 1792500 = =462670,68 тут/год,

 

где   α, β, γ, γ1, γ2 – коэффициенты, характерные для данного типа турбин согласно [1];

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

Эг – годовая выработка электроэнергии турбоагрегатом, МВт ч/год

Dгт и Dгп – годовые отборы пара отопительных и производственных параметров, соответственно, т/год;

hp – приближенно может приниматься в пределах 7800 – 8200 час/год, причём нижний предел относится к более мощным агрегатам.

Для турбин типа Т-180-130/565:

 

DгТ = Dчmax × hгот,

 

где   hгот – число часов использования максимальных отопительных отборов за год, час/год;

 

DгТ = 460 × 3560 = 1637600 т пара/год;

 

 

Для турбин типа ПТ-60-130/565:

 

DГт = DT/ × hГОТ;

DГт = 140 × 3560 = 498400 т пара/год;

 

DГп = Dп/ × hГпр;

DГп = 250 × 7170 = 1792500 т пара/год,

 

где   hгпр – число часов использования максимального производственного отбора за год, час/год;

 

 

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

Суточный график электрической нагрузки ТЭЦ представлен на рисунке 3.

 

, МВт

 

 

 

 

            час

8  16          24

Рисунок 3 – Суточный график электрической нагрузки ТЭЦ

 

По оси абсцисс – время суток (в часах), по оси ординат – нагрузка турбоагрегата в % от его максимальной нагрузки (Р). Площадь под суточным графиком даёт суточную выработку электроэнергии турбоагрегата (Эсутт, Эсутпт). В нашем случае при Pmaxт = 180 МВт и Pmaxпт = 60 МВт:

 

Эсутт = 0,8 × 180 × 8 + 1 × 180 × 8 + 0,9 × 180 × 8 = 3888 МВт×ч/сут;

Эсутпт = 0,8 × 60 × 8 + 1 × 60 × 8 + 0,9 × 60 × 8 = 1296 МВт×ч/сут.

 

Годовая выработка электроэнергии турбоагрегатами определяется из выражений: коэффициенты, учитывающие неравномерность выработки электроэнергии по суткам года

 

Эгт = Эсутт × m × ρгт;

Эгт = 3888 × 365 × 0,45 = 709560 МВт×ч/год;

 

Эгпт = Эсутпт × m × ρгпт;

Эгпт = 1296 × 365 × 0,92 = 435196,8 МВт×ч/год,

 

где    m – число дней в году (365 дней/год);

ρгт, ρгпт – коэффициенты, учитывающие неравномерность выработки электроэнергии по суткам года.

Значение коэффициентов принимается следующим образом: