Организационно-экономическое обоснование схем энергоснабжения промышленного предприятия (района)
Курсовая работа
по дисциплине: «Организация производства на предприятиях отрасли»
на тему:
«Организационно-экономическое обоснование схем энергоснабжения промышленного предприятия (района)».
Вариант №5
Определение целей курсовой работы систематизация исходных данных
Цель курсовой работы состоит в организационно-экономическом обосновании схем энергоснабжения потребителей. В качестве потребителя энергии рассматривается промышленный район, расположенный в Татарстане, имеющий определенную тепловую нагрузку, заданную по вариантам.
Исходные данные курсовой работы:
1. Тепловая нагрузка промышленного района:
Таблица№1
|
А. Пар производственных параметров
|
Б. Пар отопительных параметров
|
|
Годовой расход тепла на техноло-гические нужды
Qг.пр.тех,
тыс. Гкал/год
|
Максимум техноло-гической нагрузки
Qч.пр.тех,
Гкал/час
|
Годовой расход тепла на техноло-гические нужды
Qг.от.тех,
тыс. Гкал/год
|
Максимум тепловой техноло-гической нагрузки
Qч.от.тех,
Гкал/час
|
Годовой расход тепла на прочие комму-нально- бытовые нагрузки
Qг.к-б,
тыс. Гкал/год
|
Максимум прочей комму-нально- бытовой нагрузки
Qч.к-б,
Гкал/час
|
Годовой расход тепла на отопление
Qг.от,
тыс. Гкал/год
|
Максимум отопительной нагрузки
Qч.от,
Гкал/час
|
|
2582,0
|
360,6
|
28,9
|
4,2
|
316,1
|
92,1
|
1422,7
|
580,6
|
2. Условия топливосжигания и водоснабжения:
Условия благоприятные: чт = 0,5 0,6. В расчетах используется значение чт = 0,55.
3. Регион: РТ.
4. Вид топлива:
Газ (Цг = 1500 руб/тыс.м3)
Содержание
|
Введение ……………………………………………………………………
|
5
|
|
Раздел 1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов……
|
6
|
|
1.1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для комбинированной схемы энергоснабжения ……………………………...
|
6
|
|
1.1.1 Определение тепловой нагрузки ТЭЦ ……………………………...
|
6
|
|
1.1.2 Выбор турбин …………………………………………………….......
|
7
|
|
1.1.3 Определение мощности пиковой котельной………………………..
|
8
|
|
1.1.4 Выбор энергетических котлов для ТЭЦ…………………………….
|
9
|
|
1.1.5 Определение мощности электроподстанций и линии электропередач……………………………………………………………...
|
10
|
|
1.1.6 Определение длины линий электропередач………………………...
|
10
|
|
1.1.7 Определение мощности тепловых сетей……………………….…...
|
10
|
|
1.2 Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для раздельной схемы энергоснабжения………………………………………
|
11
|
|
1.2.1 Выбор оборудования для КЭС………………………………………
|
11
|
|
1.2.2 Определение мощности промышленной и районной котельной....
|
11
|
|
1.2.3 Определение мощности подстанции и линии электропередач……
|
11
|
|
1.2.4 Определение длины ЛЭП…………………………...………………..
|
12
|
|
1.2.5 Определение мощности тепловых сетей……………………………
|
12
|
|
Раздел 2. Расчет капитальных вложений при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения……………………………………
|
13
|
|
2.1 Расчёт капитальных вложений при комбинированной схеме энергоснабжения……………………………………………………………
|
13
|
|
2.1.1 Расчет капиталовложений в ТЭЦ……………………………………
|
13
|
|
2.1.2 Расчет капитальных вложений в пиковую котельную…………….
|
13
|
|
2.1.3 Расчет капитальных вложений в тепловые сети……………….…...
|
13
|
|
2.1.4. Расчет капитальных вложений в ЛЭП……………………………...
|
14
|
|
2.2 Расчет капитальных вложений при раздельной схеме энергоснабжения……………………………………………………………
|
14
|
|
2.2.1 Расчет капитальных вложений в КЭС………………………………
|
14
|
|
2.2.2 Расчет капитальных вложений в районную и промышленную котельные……………………………………………………………………
|
15
|
|
2.2.3 Расчет капитальных вложений в тепловые сети……………………
|
15
|
|
2.2.4 Расчет капитальных вложений в ЛЭП………………………………
|
16
|
|
Раздел 3. Расчет эксплуатационных затрат при комбинированной и раздельных схемах энергоснабжения……………………………………..
|
16
|
|
3.1 Расчет эксплуатационных затрат при комбинированной схеме энергоснабжения..…………………………………………………………..
|
16
|
|
3.1.1 Расчет эксплуатационных затрат на ТЭЦ…………………………..
|
17
|
|
3.1.2. Расчет эксплуатационных затрат в пиковую котельную………….
|
22
|
|
3.1.3. Эксплуатационные затраты на транспорт тепла…………………...
|
24
|
|
3.1.4 Эксплуатационные затраты на транспорт электрической энергии………………………………………………………………………
|
24
|
|
3.2. Расчет эксплуатационных затрат при раздельной схеме энергоснабжения……….…………………………………………………...
|
24
|
|
3.2.1 Расчет эксплуатационных затрат на КЭС…………………………..
|
24
|
|
3.2.2. Эксплуатационные затраты на районной и промышленной котельных…………………………………………………………………...
|
27
|
|
3.2.3. Эксплуатационные затраты на транспорт тепла…………………..
|
29
|
|
3.2.4 Эксплуатационные затраты на транспорт электрической энергии………………………………………………………………………
|
29
|
|
Раздел 4. Технико-экономическое сравнение и выбор оптимальной схемы………………………………………………………………………...
|
30
|
|
4.1. Расчет основных технико-экономических показателей для комбинированной схемы……………………………………………..……
|
30
|
|
4.1.1. Определение себестоимости отпущенной продукции…………....
|
30
|
|
4.2. Расчет технико-экономических показателей для раздельной схем...
|
37
|
|
Заключение…………………………………………………………………
|
40
|
|
Список использованной литературы…………………………………….
|
41
|
Введение
В курсовой работе производится выбор оптимальной схемы энергоснабжения промышленного района, расположенного в Татарстане. Производится сравнение двух схем энергоснабжения – комбинированной, когда тепло и электроэнергия подаются от ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) и раздельной, когда тепло подаётся от котельной, а электроэнергия – от КЭС (конденсационная электростанция). Решается задача технико-экономического обоснования схемы энергоснабжения района, при этом вариант сооружения ТЭЦ общего пользования, где электрическая и тепловая энергия вырабатываются комбинированным способом, 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: промышленные и районные отопительные.
1.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ВЫБОР ТУРБИН И КОТЛОАГРЕГАТОВ
Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для комбинированной схемы энергоснабжения
1.1.1 Определение тепловой нагрузки ТЭЦ
В комбинированной схеме при установке ТЭЦ вся тепловая нагрузка, за исключением отопительной покрывается из отборов теплофикационных турбин. Отопительная нагрузка покрывается из двух источников – отборов турбин и специальной пиковой котельной. Доля тепла на отопление из отборов турбин определяется коэффициентом теплофикации:
aчт = Qч от.отб / Qч от ,
где Qч от.отб – отопительная нагрузка из отборов турбин, Гкал/час
Qч от - общая отопительная нагрузка из отборов турбин и пиковой котельной, Гкал/час
При благоприятных условиях принимаются:
aчт = 0,5 0,6
в расчетах используем : aчт = 0,55
таким образом, из отборов турбин покрывается следующая нагрузка:
а) Qч.протб = Qч.пр тех , Гкал/час;
Qч.протб = 360,6 Гкал/час;
б) Qч.от.отб = aчт · Qч от + Qчк-б + Qч.оттех ,Гкал/час;
Qч.от.отб = 0,55 · 580,6 + 92,1 + 4,2 = 415,63 Гкал/час,
где Qч.протб и Qч.от.отб - часовые максимумы тепловой нагрузки из отборов турбин по пару производственных и отопительных параметров, Гкал/час.
Qч.оттех; Qч.пртех; Qчк-б; Qч от - часовые максимумы отдельных видов нагрузок промышленных районов (приводятся в задании), Гкал/час.
Поскольку мощность отборов турбин (табл.1) задана в тоннах (т) пара, целесообразно перейти от Гкал к тоннам пара, используя следующие приближенные соотношения:
Dч.пр.тех = 1,55 · Qч.пр.тех = 1,55 · 360,6 = 558,93 т/час
Dч.от.тех = 1,6 · Qч.от.тех = 1,6 · 4,2 = 6,72 т/час
Dч.к-б = 1,8 · Qч.к-б = 1,8 · 92,1 = 165,78 т/час
Dч.от = 1,8 · Qч.от = 1,8 · 580,6 = 1045,08 т/час.
По выявленной тепловой нагрузке отборов турбин подбирается тип (ПТ,Т,Р) и количество (nПТ; nТ; nР) турбин (табл. 1)
- Правила выбора турбин
1.Единичная мощность турбин должна быть возможно большой.
2.Начальные параметры пара всех турбин должны быть одинаковыми.
а) Dч.пр.отб = Dч.пр.тех = 558,93 т/час
б) Dч.от.отб = Dч.от.тех + Dч.к-б + Dч.от · чт, т/час
Dч.от.отб = 6,72 + 165,78 + 1045,08 · 0,55 = 747,29 т/час.
Сначала подбираем турбины, покрывающие тепловую нагрузку производственных параметров (Dч.протб), то есть турбины типа ПТ с четырьмя отборами пара производственных и отопительных параметров.
Тип турбины: ПТ –80– 130.
nпт = Dч.пр.отб / Dч.max
nпт-135 = 558,93/480 = 1,16 => не подходит
nпт-80 = 558,93/300 = 1,86 => 2 турбины
nпт-60 = 558,93/250 = 2,24 => не подходит
Из двух отборов в первую очередь максимально загружается отбор пара производственных параметров Dn’ Dnмакс ,Dnмакс = 300 т/час;
Dп' = Dч.пр.отб/ nпт, т/час
Dп' = 558,93/2 = 279,47 т/час
Dп' – это реальная нагрузка каждой турбины.
По графику на рис.1 (стр.30), зная Dп', определяем Dт' (возможный отбор пара отопительных параметров):
Dт' 68 т/час.
Суммарный возможный отбор пара отопительных параметров от турбин типа ПТ составит: Dт' · nпт = 68 2 = 136 т/час. Тогда для покрытия оставшейся нагрузки отборов по пару отопительных параметров (Dч.от.отб - - Dт' · nпт = 747,29 – 68 · 2 = 611,29 т/час ).
Тип турбины: Т – 100/120-130
Dч.протб и Dч.ототб – часовые расходы пара из отборов турбин по пару
производственных и отопительных параметров, соответственно, т/час, количество таких турбин (nт) определяется как:
nт = (Dч. от отб – Dт nПТ ) / Dч. max ;
nт-180 = 611,29/460 = 1,33 => не подходит
nт-100/120 = 611,29/310 = 1,97 => 2 турбины
где Dч. max – максимальный часовой отбор пара отопительных параметров для турбины типа Т.
Количество турбин всего: 4 шт.
2 * ПТ-80-130
2 * Т-100/120-130
После выбора турбин проводим проверку коэффициента теплофикации, который ранее выбирался в заданных пределах. Фактический (или расчетный) коэффициент теплофикации определяется как:
чт(р) = ( Dч.от.отб - Dт' · nпт) / Dч.max
Dч.от.отб = Dт' · nпт + Dч.max · nт, т/час
Dч.от.отб = 68 · 2 + 310 · 2 = 756 т/час
чт(р) = (756 – 165,78 – 6,72) / 1045,08 = 0,56.
Мы задавались в значениях 0,5 0,6 и получили чт(р) = 0,56. Ч.т.д.
Основное оборудование – котлы.
1.1.3 Определение мощности пиковой котельной
Мощность пиковой котельной, необходимая для покрытия отопительной нагрузки, помимо отборов турбин, составит:
Qч.пк = Qч.от · (1 - чт(р) ), Гкал/час
Qч.пк = 580,6 · (1 - 0,56) = 255,46 Гкал/час,
где Qч.пк – мощность пиковой котельной, необходимой для покрытия отопительной нагрузки, помимо отборов турбин, Гкал/час;
Qч. от - часовой максимум отопитель ной нагрузки, Гкал/час;
aч т (p) – расчётный коэффициент теплофикации.
Используя зависимость между часовым и годовым коэффициентами теплофикации (рис 2), определяем годовой коэффициент теплофикации:
г 0,85
а) годовой отпуск тепла на отопление из отборов:
Qг.ототб = гт · Qг.от; тГкал/год;
Qг.ототб = 0,85 · 1422,7 = 1209,30 тГкал/год.
б) годовой отпуск тепла на отопление из пиковой котельной:
Qг.пк = (1 - гт) · Qг.от; тГкал/год
Qг.пк = (1 - 0,85) · 1422,7 = 213,40 тГкал/год.
1.1.4 Определение суммарной производительности котельной и выбор энергетических котлов
По расходам пара на выбранные турбины с учётом 2 – 3 % потерь определяем суммарную паропроизводительность котельной ТЭЦ:
Dч.ка = Dч.ка · nка (1,02 1,03) · Dч.та, т/час
nка = nт + 1 = 4 + 1 = 5
Dч.та = {466; - }, т/час для ПТ-80-130 (по табл. №1)
Dч.та = {445; 460}, т/час для Т-100/120-130
Dч.ка = Dч.ка · nка 1,02 · Dч.та
Dч.ка = Dч.ка · 5 1,02 · (466 · 2 + 460 · 2)
Dч.ка 1,02 · 1852 / 5
Dч.ка 377,81
Dч.ка · 5 1,02 · (466 · 2 + 460 · 2)
2100 1889,04; => условие выполняется.
Тип котлоагрегата: Е –420/140ГМ (ТГМ-84А)
Dчка = 420 т/час
Здесь Dчка – суммарная паропроизводительность котельной ТЭЦ, т/час;
nка – число котлов; Dчта – сумма максимальных расходов пара теплофикационных турбин ТЭЦ (табл. 2).
Правила выбора котлов следующие:
1.Параметры пара котлов должны соответствовать начальным параметрам пара турбин.
2.Котлы должны быть по возможности однотипными.
3.При отключении одного котла должна полностью обеспечиваться вся внешняя тепловая нагрузка ТЭЦ, то есть:
Dч.ка · (nка – 1) Dч.пр.тех + Dч.от.тех + Dч.к-б + чт(р) · Dч.от
420 · 4 558,93 + 6,72 + 165,78 + 0,56 · 1045,08
1680 1316,67
где Dчка – паропроизводительность одного котла, т/час;
Dч. пртех – часовой максимум технологической нагрузки, т/час;
Dч. от тех – часовой максимум тепловой технологической нагрузки, т/час;
Dч к – б – часовой максимум прочей комуналь но- бытовой нагрузки, т/час;
Dч. от – часовой максимум отопитель ной нагрузки, т/час;
aч т (p) – расчётный коэффициент теплофикации.
Оба условия выполняются. Котёл энергетический 420 т/час.
1.1.5 Определение мощности электроподстанций и линии электропередач
Определение мощности электростанции и линии электропередач, связывающей ТЭЦ с энергосистемой, принимаем равной 40 – 60% мощности проектируемой ТЭЦ, т.к. ТЭЦ обычно располагается в самом промышленном районе, где потребляется значительная часть вырабатываемой электроэнергии.
Установленная электрическая мощность ТЭЦ равна сумме номинальных мощностей выбранных турбин:
Nтэц = Nном, МВт;
Nтэц = 2 · 80 + 2 · 100 = 360 МВт;
где NТЭЦ – мощность ТЭЦ, МВт;
Nн ом – сумма номинальных мощностей выбранных турбин, МВт.
Nп/ст = (0,4 0,6) · Nтэц, МВт;
Nп/ст = 0,5 · 360 = 180 МВт;
где Nп/ст – мощность подстанций, МВт.
1.1.6 Определение длины линий электропередач
Длина линий электропередач принимается согласно ее мощности (табл. 3).
Nп/ст /2 = 157,2 / 2 = 78,75 МВт
L = 20 км, U = 110 кВ, kL = 87,5 тыс.руб./км, kп/ст = 36,0 тыс.руб./км
Клэп = kп/ст Nп/ст + kL L, млн. руб.;
КЛЭП+п/ст = 36,0 103 157,5 + 87,510320 = 7420103 руб./МВт
1.1.7. Определение мощности тепловых сетей
Мощность тепловых сетей принимается равной суммарной тепловой нагрузке района.
QТС = Qч. от + Qч к – б + Qч. от тех + Qч. пртех, Гкал/час;
QТС = 261,8+3,1+422,3+67=754,2Гкал/час.
1.2 Технико – экономический выбор турбин и котлоагрегатов для раздельной схемы энергоснабжеия
1.2.1 Выбор оборудования для КЭС
Конденсационная электростанция (КЭС) обычно располагается вне промышленного района, параметры оборудования на ней определяются нагрузками нескольких районов. Поэтому из условия экономичности в качестве проектируемой КЭС выбираем одну из крупных современных КЭС в блочной компоновке К – 300 – 240, к установке на ней принимаем 4 крупных агрегата.
Установленная электрическая мощность КЭС:
NКЭС = Nбл n бл , МВт;
NКЭС = 3004 = 1200 МВт;
где Nбл – номинальная электрическая мощность блока, МВт;
nбл – число блоков на КЭС.
Часть мощности проектируемой КЭС предназначена для электроснабжения рассматриваемого района, замещая по электрической мощности и энергии ТЭЦ.
1.2.2 Определение мощности промышленной и районной котельной
Теплоснабжение в раздельной схеме осуществляется от промышленной и районной отопительной котельных.
Мощность промышленной котельной:
Qпром. = Qч. пр. тех + Qч. от.тех , Гкал/час;
Qпром. = 261,8+3,1=264,9 Гкал/час;
Мощность районной отопительной котельной:
Qр. от. = Qч к – б + Qч. от , Гкал/час;
Qр. от. = 67+422,3=489,3 Гкал/час.
1.2.3 Определение мощности подстанции и линии электропередач
Мощность подстанции и линии электропередач выбирается из условия передачи в район полезной электрической нагрузки в размере полезной нагрузки, которую может отпустить замещаемая ТЭЦ. С учетом в потерях электроэнергии на собственные нужды и в электрических сетях для раздельной и комбинированной схем энергоснабжения эта полезноотпускаемая мощность (и, следовательно, мощность линии электропередач) может быть принята равной: (1,02 1,06)NТЭЦ.
Мощность подстанции и линии электропередач равна:
Nп/ст. = 1,04 NТЭЦ , МВт;
Nп/ст. = 1,04 315= 327,4 МВт;
где NТЭЦ – мощность ТЭЦ при комбинированной схеме энергоснабжения;
Nном – сумма номинальных мощностей выбранных турбин.
1.2.4 Определение длины ЛЭП
Длину линии электропередач определяем по таблице 3 П-1 в соответствии с её мощностью:L=100 км, U = 220 кВ, kL= 135,0 тыс.руб./км, kп/ст= 35,5 тыс.руб./км
Клэп = kп/ст Nп/ст + kL L, млн. руб.;
KЛЭП+п/ст =35,5103 327,6+135,0103100 = 25,13 106 руб./ МВт.
Определение мощности тепловых сетей
Мощность тепловых сетей принимается аналогично комбинированной схеме:
QТС = Qч. от + Qч к – б + Qч. от тех + Qч. пртех, т/час;
QТС = 422,3+67+3,1+261,8 = 754,2 Гкал/час.
РАСЧЕТ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ ПРИ КОМБИНИРОВАННОЙ И РАЗДЕЛЬНОЙ СХЕМАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
2.1 Расчёт капитальных вложений при комбинированной схеме энергоснабжения
Общие капитальные вложения при комбинированной схеме:
КК = Ктэц + Кпк + Кт. с. + К лэп , млн. руб.;
КК = (378,2+53,7+74,2+10)106 = 516,1 млн. руб;
где Ктэц - капиталовложения в ТЭЦ,млн. руб.;
Кпк – капиталовложения в пиковую котельную, млн. руб.;
Кт. с. – капиталовложения в тепловые сети, млн. руб.;
К лэп - капиталовложения в ЛЭП, млн.руб.
2.1.1 Расчет капиталовложений в ТЭЦ
Капитальные вложения в ТЭЦ:
Ктэц = (К1пт + К1к + Кпт (nпт - 1) + Кт nт + Кк ( nк - 1))СмСт, млн. руб.;
Ктэц = (112,5+112,7+58,6+47,2) 106 11 =378,2106 руб.;
где К1пт - капиталовложения в первый турбоагрегат типа ПТ, руб.;
К1к - капиталовложения в первый котлоагрегат, руб.;
Кпт - капиталовложения в последующие турбоагрегаты типа ПТ, млн.руб.;
Кт - капиталовложения в последующие турбоагрегаты типа Т,млн. руб.;
Кк - капиталовложения в последующие котлоагрегаты, млн.руб.;
nк - количество котлоагрегатов;
nпт - количество турбоагрегатов типа ПТ;
nт - количество турбоагрегатов типа Т;
См - коэффициент, учитывающий район расположения ТЭЦ;
Ст - коэффициент, учитывающий вид используемого топлива.
2.1.2 Расчет капитальных вложений в пиковую котельную
Капитальные вложения в пиковую котельную указаны в таблице 4, П-1. Поскольку Qчпк=177,4 Гкал/час, то выбираем 1 водогрейный котел ПТВМ-180. Определяем по таблице вложения в пиковую котельную
Кпк = 10,0106= 10 млн. руб.
2.1.3 Расчет капитальных вложений в тепловые сети
Капитальные вложения в тепловые сети рассчитываются по следующей формуле:
Кт. с. = kт. сот (Qч от + Qч к – б + Qч. от тех ) + kт. с пр Qч. пр тех, млн. руб.;
Кт. с. = 82,5 103(422,3+67+3,1)+50,0103261,8 = 53,7 млн. руб.;
где, kт. сот = 82,5103 руб./Гкал/час – удельные капиталовложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;
kт. с пр = 50,0103 руб./Гкал/час – удельные капиталовложения в тепловые сети для пара производственных параметров.
2.2. Расчет капитальных вложений при раздельной схеме энергоснабжения
Общие капитальные вложения при раздельной схеме:
Кр = Ккэс + Крк + Кт. с. + К лэп , млн. руб.;
КР = (730+26,6+21,7+25,13)106=803,43 млн. руб;
где Ккэс - капиталовложения в КЭС, млн. руб.;
Кпк – капиталовложения в районные котельные, млн. руб.;
Кт. с. – капиталовложения в тепловые сети,млн. руб.;
К лэп - капиталовложения в ЛЭП, млн.руб.
2.2.1 Расчет капитальных вложений в КЭС
Ккэс = (К1бл + Кбл (nбл - 1))СмСт, млн. руб.;
Ккэс = (280+1503)106 11=730 млн. руб.;
где К1бл - капитальные вложения в первый блок, млн. руб., табл.5 П-1;
Кбл - капитальные вложения в последующие блоки, млн. руб., табл.5 П-1;
nбл – число блоков на КЭС;
См - коэффициент, учитывающий район расположения ТЭЦ;
Ст - коэффициент, учитывающий вид используемого топлива.
2.2.2 Расчет капитальных вложений в районную и промышленную котельные
Кр. к = kрк ( Qч от + Qч к – б) ,млн. руб.;
Кр. к = 13(422,3+67)4,19103 = 26,6 млн.руб.;
Кпр. к = kпр.к ( Qч. пр тех + Qч. от тех) , млн. руб.;
Кпр. к = (405,8+4,96)55103 = 21,7 млн.руб.;
где: kрк – удельные капитальные вложения в районную и kпр.к - удельные капитальные вложения в промышленную котельную, руб./Гкал/час, указаны в табл. 6.
2.2.3 Расчет капитальных вложений в тепловые сети
Кт. с. = kт. сот (Qч от + Qч к – б + Qч. от тех ) + kт. с пр Qч. пр тех, млн. руб.;
Кт. с. = 57,5103(422,3+67+3,1)+50,0103 261,8= 41,39 млн. руб.;
где kт. сот = 57,5103 руб./Гкал/час – удельные капиталовложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;
kт. с пр = 50,0103 руб./Гкал/час – удельные капиталовложения в тепловые сети для пара производственных параметров.
2.2.4 Расчет капитальных вложений в ЛЭП
Клэп = kп/ст Nп/ст + kL L, млн. руб.;
KЛЭП+п/ст =(35,5 327,6+135100)103= 25,13 млн. руб;
где kп/ст - удельные капитальные затраты в подстанции, руб./МВт, табл.3;
Nп/ст - передаваемая мощность (мощность ЛЭП), МВт;
kL - капитальные вложения на километр длины линии, руб./км, табл.3;
L – длина линии электропередач, км.
3. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ ПРИ КОМБИНИРОВАННОЙ И РАЗДЕЛЬНОЙ СХЕМАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
3.1 Расчет эксплуатационных затрат 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 могут быть определены по следующему выражению:
SК = Sтэц + Sпк + Sт. с. + S лэп , млн. руб./год;
SК = (647,31+22,5+8,06+4,5)106 = 682,37 млн. руб./год;
где Sтэц - затраты на ТЭЦ, млн. руб./год;
Sпк – затраты в пиковую котельную, млн. руб./год;
Sт. с. – затраты на транспорт тепла, млн. руб./год;
S лэп - затраты на транспорт электрической энергии, млн.руб./год.
3.1.1 Расчет эксплуатационных затрат на ТЭЦ
Sтэц = S т + S ам + S т. р. + S зп + S пр, млн. руб./год;
S тэц = (573,5+32,15+4,82+22,14+14,7)*=647,31 млн. руб./ год;
где S т – затраты на топливо, млн. руб./год;
S ам – амортизационные отчисления, млн. руб./год;
S т. р. – 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 затрат на топливо
Затраты на топливо рассчитываются по формуле:
S т = Вгнтэц (1+п/100) Цт ,руб./год;
S т = 764142,34(1+0,75/100)750 = 573,5 млн. руб./год;
где Вгнтэц – годовой расход натурального топлива на ТЭЦ, тнт/год;
Цт – цена топлива на станции назначения, руб./тнт.
Цт = Ц пр + Ц проч , руб/тнт;
Цт = 750 руб/тнт;
Годовой расход натурального топлива на ТЭЦ:
Вгнтэц = Вгтэц 7000 / Qр н , тнт/год;
Вгнтэц =909329,387000/8330 = 764142,34 тнт/год;
где Вгтэц – годовой расход условного топлива, тут/год;
7000 – теплота сгорания условного топлива, ккал/кг;
Qр н – теплота сгорания натурального топлива, ккал/кг;
Qр н для газа 8330 ккал/тм3,
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:
Вг тэц = Вг т nт + Вгпт nпт, тут/год;
Вгтэц = 281002,81+628326,581=909329,38 тут/год;
где Вг т – годовые расходы топлива для турбин типа Т, тут/год;
Вгпт – годовые расходы топлива для турбин типа ПТ, тут/год.
Годовой расход условного топлива для каждого типа турбин определяется по топливной характеристике каждой из турбин, табл.7.
Для турбин типа Т :
Вгт = (a hр + b Эг + g Dгт) , тут/год;
Вгт = 5,58000+0,31652795,2+0,02011723200=281002,8 тут/год.
где hр – число часов работы турбоагрегатов в течение года час/год (для турбины Т принимаю hр = 8000 час/год);
Эг - годовая выработка электроэнергии турбоагрегатом, МВт ч/год;
Dгт – годовой отбор пара отопительных параметров, т/год.
Dгт = Dчмакс hгот , т пара/год;
Dгт =4803590 = 1732200т пара/год;
где hгот – число часов использования максимальных отопительных отборов за год, час/год:
hгот = (a г т Qг. от + Qг к – б + Qг. от тех) / (aч т Qч. от + Qч к – б + Qч. от тех), час/год;
hгот = ( (0,851034,7+230+21)103 )/(0,58422,3+67+3,1) = 3590 час/год.
Годовая выработка электроэнергии отдельными турбоагрегатами определяется при помощи суточного графика электрической нагрузки ТЭЦ.
N/Nмакс 100 %
Рис.3 Суточный график электрической нагрузки ТЭЦ
Nмакст =180 МВт;
где Nмакс – максимальная мощность турбины, МВт, табл.1;
N – номинальная мощность турбины, МВт, табл.1.
Суточная выработка электроэнергии турбиной Т:
Эсут т = 0,81808+11808+0,91808=3888 МВт ч/сут.
Годовая выработка электроэнергии турбиной Т – типа:
Эг т = Эсут т m rгт, МВт ч/год;
Эг т =38883650,46=652795,2 МВтч/год.
где m – число суток в году (365);
rгт – коэффициент, учитывающий неравномерность выработки электроэнергии по суткам года.
rгт = hгот / hг + 0,05;
rгт = 3590/8760+0,05=0,46;
где hг – число часов в году (8760).
Для проверки расчета годовой выработки определяю число часов использования мощности турбоагрегата (при этом должно быть hут > hгот):
hут = Эг т / Nмакст , час/год;
hут = 652795,2/180=3626,64час/год;
где hут – число часов использования мощности турбоагрегата, ч/год.
Для турбин типа ПТ:
Вгпт = (a hр + b Эг + g1 Dгт + g2 Dгп ) тут/год;
Вгпт = 8,58000+0,341011123 +0,0326343781,82+0,072909586=
=628326,58 тут/год;
где Dгп – годовой отбор пара производственных параметров, т/год.
hр = час/год.
Dгт = Dт hгот , т пара/год;
Dгт = 1103590=394900 т пара/год;
Dгп = Dп hгпр, т пара/год;
Dгп = 405,87170=2909586 т пара/год;
где hгпр – число часов использования максимального производственного отбора за год, час/год:
hгпр = Qг пртех /Qч пр тех , ч/год;
hгпр = 1878103/261,8=7170 ч/год.
Годовая выработка электроэнергии турбоагрегатом типа ПТ определяется при помощи суточного графика электрической нагрузки ТЭЦ (рис. 3).
Nмакспт =135 МВт.
Суточная выработка электроэнергии одним турбоагрегатом ПТ:
Эсут пт = 0,81358+11358+0,91358=2916 МВт ч/сут.
Годовая выработка электроэнергии турбиной ПТ – типа:
Эг пт = Эсут пт m rгпт, МВтч/год;
Эг пт = 29163650,95=1011123 МВтч/год.
rгпт – коэффициент, учитывающий неравномерность выработки электроэнергии по суткам года.
rг пт = hгпр / hг + 0,1;
rгпт = 7160,2/8760+0,13=0,95;
Проверка правильности расчета годовой выработки электроэнергии (при этом должно быть 8300 > hу пт > hгпр).
hу пт = Эг пт / Nмакспт , час/год;
hу пт = 1011123/135=7489, час/год,
где hупт – число часов использования мощности турбоагрегата, ч/год.
Число часов использования максимальной мощности ТЭЦ (должно лежать в пределах 5000 – 6500 ч/год):
h г тэц = Эг тэц / Nтэц , час/год;
hгтэц = 1636918,2/315=5196,6 час/год.
Эг тэц = Эг т nт + Эг пт nпт , МВтч/год;
Эг тэц = 625795,21+10111231=1636918,2 МВтч/год.
где Эг тэц - годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ, МВтч/год.
Годовой расход топлива на ТЭЦ распределяется на топливо, затраченное на выработку тепла, и топливо, затраченное на выработку электроэнергии.
Годовой расход топлива на выработку тепла:
Втэтэц = nт Втэ т + nпт Втэпт ; тут/год;
Втэтэц = 1160257+1333503,5 =493761,1 тут/год;
где Втэ т – годовые расходы топлива на выработку тепла для турбин типа Т, тут/год;
Втэпт – годовые расходы топлива на выработку тепла для турбин типа ПТ, тут/год.
Для турбин Т типа:
Втэ т = Dxmax hгот 0,093, тут/год;
Втэ т = 48035900,093=160257,6 тут/год.
Для турбин ПТ типа:
Втэпт = Dг’ hг от0,093 + Dп’ hг пр0,102 тут/год;
Втэпт =11035900,093+405,871700,102=333503,5 тут/год.
Годовой расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ:
В ээ тэц = Вг тэц -Втэтэц , тут/год;
В ээ тэц =909329,38-493761,1=415568,28тут/год.
Для проверки правильности расчетов годовых расходов топлива определяем удельные расходы топлива на выработку тепла (bтэ) и электроэнергии (bээ). При правильных расчетах: bтэ = кгут/Гкал; bээ = гут/кВтч.
bтэ = (В тэ тэц 103)/(a г т Qг. от + Qг к – б + Qг. от тех + Qг. пр тех), кг ут/Гкал;
bтэ = 493761,1 103/(0,851034,7+230+21+1878)=164,1 кг ут/Гкал.
bээ = (В ээ тэц 106)/( Эг т nт + Эг пт nпт ), г ут/КВтч;
bээ = 415568,28 106/(652795,2+1011123) 103=249,75 г ут/кВтч.
Расчет амортизационных отчислений
Sам = aам КТЭЦ, млн. руб./год;
Sам =0,085378,2106=32,15 млн. руб/год;
где aам – средневзвешенная норма амортизации; для ТЭЦ = 0,085, 1/год;
КТЭЦ – капитальные вложения в ТЭЦ.
Расчет затрат на текущий ремонт
Sт. р. = 0,15 Sам , млн. руб./год;
Sт. р. = 0,15 32,15106=4,82 млн.руб/год.
Расчет затрат на заработную плату
S зп = n экспл Ф, млн.руб/год;
S зп = 24690000=22,14 млн. руб./год;
где n экспл – количество эксплуатационного персонала, чел;
Ф – годовой фонд заработной платы одного человека, руб/челгод (Ф = 90000 руб/челгод)
n экспл = k экспл Nтэц, чел;
n экспл =0,78315=246 чел.
где k экспл – штатный коэффициент, чел/МВт (k экспл = 0,78, табл.8);
Nтэц – электрическая мощность ТЭЦ, МВт (табл.8).
Расчет прочих расходов
S проч = 0,25 (S ам + S зп + S т. р. ), млн. руб/год;
S проч =0,25 (32,15+22,14+4,82) 106=14,7 млн.руб/год.
3.1.2. Расчет эксплуатационных затрат в пиковую котельную
S ПК = S т + S ам + S т. р. + S зп + S пр, млн. руб./год;
S ПК = (16,5+1,42+2,99+1,64) 106 =21,1 млн. руб./год
Расчет затрат на топливо
S т = Вгн пк Цт, млн. руб./год;
S т = 21,67103750=16,5 млн. руб/год
Вгн пк = Вгпк 7000 / Qр н , тнт/год;
Вгн пк = 37,81037000/8330=31,8 тнт/год;
Вг пк = Qг пк / 7 hr , тут/год;
Вг пк =155,2103/70,86=25,78 тут/год;
где Qг пк – годовая выработка тепла в пиковой котельной, Гкал/год;
hr – КПД котлоагрегата пиковой котельной (hr = 0,86).
Расчет амортизационных отчислений и затрат на текущий ремонт
S ам + S т. р. = (aам + aт.р.)/100 Кпк , млн. руб/год;
S ам + S т. р. =14,2/100107=14200 руб/год;
где (aам + aт.р.) – норма отчислений на амортизацию и текущий ремонт.
Расчет затрат на заработную плату
S зп = k ПК Qч пк Ф, млн. руб/год;
S зп =0,067743,360000=2,99 млн. руб./год;
где Ф – годовой фонд заработной платы одного человека, руб/челгод (Ф = 60000 руб/челгод).
k экспл – штатный коэффициент, чел/ГДж/ч (k экспл =0,067 табл.9);
Qч пк – мощность пиковой котельной, ГДж/ч.
Расчет прочих расходов
S пр = s пр S зп , млн. руб./год;
S пр = 0,552,99106=1,64 млн. руб./год;
где s пр – коэффициент прочих расходов (может приниматься в пределах 0,5-0,6).
3.1.3. Эксплуатационные затраты на транспорт тепла
S ТС = 0,15 КТС, млн. руб./год;
S ТС =0,1553,7106=8,06 млн. руб./год;
где КТС – капитальные затраты в тепловые сети, руб.
3.1.4 Эксплуатационные затраты на транспорт электрической энергии
S ЛЭП = р л (к лL+кп/стNп/ст), млн. руб./год;
S ЛЭП =0,06 74,2106 = 4,452 млн. руб./год;
где р л – коэффициент для приближенного вычисления ежегодных расходов (р л = 6 %);
3.2. Расчет эксплуатационных затрат при раздельной схеме энергоснабжения
Эксплуатационные затраты при раздельной схеме:
SР = S кэс + Sрк + Sпк + Sт. с. + S лэп , млн. руб./год;
SР = (1833,7+357,6+8,06+4,4) 106 =2203,76 млн. руб./год;
где Sтэц - затраты на КЭС, млн. руб./год;
Sрк – затраты на районную отопительную котельную, млн. руб./год;
Sпк – затраты на промышленную котельную, млн. руб./год;
Sт. с. – затраты на транспорт тепла, млн. руб./год;
S лэп - затраты на транспорт электрической энергии, млн. руб./год.
3.2.1 Расчет эксплуатационных затрат на КЭС
S кэс = S т + S ам + S т. р. + S зп + S пр, млн. руб./год;
S кэс = (1732,7+61,32+9,2+25,5) 106=1833,7млн.руб/год;
где S т – затраты на топливо, млн. руб./год;
S ам – амортизационные отчисления, млн. руб./год;
S т. р. – 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.
S т = Вгн кэс Цт = Вг кэс 7000/Qр н Цт , млн. руб./год;
S т = (2749193,27000/8330) 750=1732,7 млн. руб./год;
где Вгн кэс – годовой расход натурального топлива на КЭС, тнт/год;
Цт – цена натурального топлива, руб./тнт (Цт = 750 руб/тнт);
Вг кэс – годовой расход условного на КЭС, тут/год;
7000 – теплотворная способность условного топлива, ккал/кг;
Qр н – теплотворная способность натурального топлива, ккал/кг (Qр н = 8330 ккал/кг).
Годовой расход условного топлива на КЭС:
Вг кэс = Вг бл n бл , тут/год;
Вг кэс =687298,34=2749193,2 тут/год;
где Вг бл – годовой расход топлив одним блоком, тут/год.
Годовой расход условного топлива одной турбиной определяется по топливной характеристике, табл.7 .
Вг бл = (7,5 hр + 0,298 Эг бл) , тут/год;
Вг бл = 7,57800+0,298 2105028=687298,3 тут/год;
hр = 7800 час/год.
Годовая выработка электроэнергии на КЭС определяется по суточному
зимнему графику электрической нагрузки КЭС.
Рис.3 Суточный график электрической нагрузки ТЭЦ
Суточная выработка электроэнергии одним блоком:
Эсут = 0,83008+13008+0,93008=6480 МВт ч/сут.
Годовая выработка электроэнергии одним блоком:
Эг = Эсут m rг, МВтч/год;
Эг = 64803650,89=2105028 МВтч/год;
где rг–коэффициент, учитывающий неравномерность в выработке электроэнергии (rг=0,88)
Годовая выработка электроэнергии на КЭС:
Эг кэс = Эг бл n бл , МВтч/год;
Эг кэс =21050284 =8420112 МВтч/год;
Для проверки правильности расчета выработки электроэнергии на КЭС определяю число часов использования установленной мощности, которое должно лежать в пределах
6500 – 7500 час/год:
hу кэс = Эг кэс / Nкэс, час/год;
hу кэс =8420112/1200=7016,76 час/год.
Удельный расход топлива на КЭС (должен лежать в пределах 200 – 400 гут/кВтч):
bээ кэс = В г кэс 106 / Эг кэс 103 , гут/кВтч;
bээ кэс = 2749193,2106 /8420112103 = 326,5 гут/кВтч.
Расчет амортизационных отчислений
Sам = aам ККЭС, млн. руб./год;
Sам = 0,084730106 =61,32млн. руб/год;
где aам – средневзвешенная норма амортизации; для КЭС = 0,084 1/год;
ККЭС – капитальные вложения в КЭС.
Расчет затрат на текущий ремонт
Sт. р. = 0,15 Sам , млн. руб./год;
Sт. р. = 0,1561,32106 =9,2млн.руб/год.
Расчет затрат на заработную плату
S зп = n экспл Ф, млн. руб/год;
S зп = 34890000=31,3млн. руб./год;
где n экспл – количество эксплуатационного персонала, чел;
Ф – годовой фонд заработной платы одного человека, руб/челгод (Ф = 90000 руб/челгод).
n экспл = k экспл Nкэс, чел;
n экспл =0,291200=348 чел;
где k экспл – штатный коэффициент, чел/МВт (k экспл = 0,29 табл.10);
N кэс – мощность КЭС, МВт.
Расчет прочих расходов
S проч = 0,25 (S ам + S зп + S т. р. ), руб/год;
S проч = 0,25 (61,32+31,3+9,2) 106 =25,5млн.руб/год.
3.2.2. Эксплуатационные затраты на районной и промышленной котельных
Эксплуатационные затраты на районной и промышленной котельных рассчитываются также как и на пиковой котельной.
S+ S = S т + S ам + S т. р. + S зп + S пр, млн. руб./год;
S+S= (338+3,8+12,7+1,67) 106 =356,2 млн.руб/год.
Годовая максимальная выработка тепла в районной котельной:
Qг р.к. = (Qгот+Q+Q+Q)10. , Гкал/год;
Qг р.к. = (1034,7+230+21+1878) 103= 3163,7103 Гкал/год;
Расчет затрат на топливо
S т = Вгн рк Цт, млн.руб./год;
Sт = 450,1103750=338 млн. руб./год;
Вгнрк = Вгрк 7000 / Qр н , тнт/год;
Вгн рк = 536,31037000/8330=450,1103 тнт/год;
Вгрк = Qг рк / 7 hr h то , тут/год;
Вгрк = 3163,7103/70,980,86=536,3103 тут/год;
где Qг – годовая выработка тепла в котельной, Гкал/год;
hr – КПД котлоагрегата пиковой котельной (hr = 0,86 )
hто – КПД теплообменных аппаратов (hто = 0,98).
Расчет амортизационных отчислений и затрат на текущий ремонт
S ам + S т. р. = (aам + aт.р.)/100 К р.к. , млн. руб/год;
S ам + S т. р. = 14,2/10026,6=3,8. руб/год;
где (aам + aт.р.) – норма отчислений на амортизацию и текущий ремонт, %;
(aам + aт.р.) = 14,2 %.
Расчет затрат на заработную плату
S зп = кQФ, млн.руб/год;
S зп = 0,067316060000=12,7 млн. руб./год;
к= 0,067 (табл.9)
Ф – годовой фонд заработной платы одного человека, руб/челгод (Ф = 60000 руб./челгод).
Часовая максимальная выработка тепла в районной котельной:
Q=( Q+Q+Q+Q)4.19 ГДж/ч;
Q= (261,8+67+422,3+3,1)4,19=3160 ГДж/ч;
Расчет прочих расходов
S пр = s пр S зп , млн. руб./год;
S пр = 0,556,3106=3,5 млн. руб./год;
где s пр – коэффициент прочих расходов (s пр = 0,55).
3.2.3. Эксплуатационные затраты на транспорт тепла
S ТС = 0,15 КТС, руб./год;
S ТС = 0,1553,7106=8,06 млн. руб./год;
где КТС – капитальные затраты в тепловые сети, руб.
3.2.4 Эксплуатационные затраты на транспорт электрической энергии
S ЛЭП = р л (k л L+ k п/стNп/ст), млн.руб./год;
S ЛЭП =0,0574,2106=4,4 млн. руб./год;
где р л – коэффициент для приближенного вычисления ежегодных расходов (р л = 5%);
k л – удельные капитальные затраты, руб./км (табл.3);
L – длина ЛЭП, км (табл.3);
где kп/ст - удельные капитальные затраты в подстанции, руб./МВт, табл.3;
Nп/ст - передаваемая мощность (мощность ЛЭП), МВт.
4. РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВАРИАНТОВ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ