Определение технико-экономических показателей ТЭЦ ремонтного предприятия

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе

по «Технико-экономические показатели ТЭЦ ремонтного предприятия»

Реферат

Курсовая работа посвящена основным вопросам экономической части проекта ТЭЦ ремонтного предприятия, работающей в энергосистеме и плана ее эксплуатации.

Цель работы – определение технико-экономических показателей ТЭЦ ремонтного предприятия.

Содержание

Введение

Настоящая работа посвящена основным вопросам экономической части проекта ТЭЦ ремонтного предприятия, работающей в энергосистеме, и плана ее эксплуатации.

Годовой план эксплуатации ТЭЦ включает планы: основного производства; вспомогательного производства; по труду и заработной плате; топливоснабжения и материально-технического обеспечения; организационно-технических мероприятий; себестоимость энергии; финансовый план.

Центральным разделом годового плана ТЭЦ является план основного производства, то есть выработки электроэнергии и тепла, отпускаемого внешним потребителям, максимума электрической и тепловой нагрузки и мощность станции.

Курсовая работа включает в себя:

1) Расчет расходной части энергетического баланса ТЭЦ ремонтного предприятия.

2) Определение мощности ТЭЦ, количества и типа турбин и котлов.

3) Расчет годовой выработки энергии и годовой расход топлива.

4) Определение размеров инвестиций.

5) Расчет численности персонала.

6) Определение себестоимости тепловой и электрической энергии.

При выполнении курсовой работы необходимо учитывать особенности промышленных электростанций. Промышленные электростанции являются не только источниками энергии предприятий, но и потребителями вторичных энергоресурсов. Они, как правило, имеют объединенное с предприятием топливное хозяйство, систему водоснабжения, транспортные устройства, ремонтные мастерские, материальные склады, вспомогательные службы и бытовые помещения.

Исходные данные

Исходными данными для расчета расходной части энергетического баланса служат заданные объемы производства продукции, число жителей и соответствующие нормы расходов энергии.

Исходные данные по вариантам приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Условные объемы годовой промышленной продукции и численность населения района

Вариант	Годовой объем ремонта, шт.	Городское население, тыс. чел.	Топливо
	КР1	КР2	КРП	КР полувагонов	КР крытых вагонов	КР платформ
2	5360	5610	5500	-	-	-	140	мазут

1. Расчет расходной части энергетического баланса

Цель данного расчета – определение потребностей в электрической и тепловой энергии и максимальных нагрузок района энергопотребления на условный расчетный год.

Годовое потребление электрической энергии промышленностью, городским хозяйством и населением рассчитывают по средним нормам удельных расходов электроэнергии на единицу продукции или одного жителя.

Годовой расход электроэнергии на производственные цели , тыс. кВт·ч, рассчитываем по формуле:

(1.1)

где норма расхода электроэнергии на единицу продукции, кВт·ч (принимается по таблице 2);

П – годовой объем ремонта, ед.

Таблица 2 – Нормы удельных расходов электроэнергии и тепла на единицу ремонта

Вид ремонта	Расход эл. энер., кВт·ч	Расход тепла произв. параметров , ГДж	Расход тепла отопит. параметров , ГДж	, ч
КР1	30000	6,9	4	3000
КР2	25000	3,6	4	3000
КРП	38000	9,6	8	3000

Расход электроэнергии на осветительные нужды предприятий , тыс. кВт·ч, рассчитываем по формуле:

(1.2)

где расход электроэнергии на освещение промышленности в процентах от производственного энергопотребления, %.

Годовой максимум электрической технологической нагрузки, совпадающей с максимальной нагрузкой первой смены зимнего суточного графика , МВт, рассчитываем по формуле:

(1.3)

где годовое число часов использования максимальной технологической нагрузки (принимается по таблице 2), ч.

Максимальную нагрузку промышленного освещения , МВт, рассчитываем по формуле:

(1.4)

где число часов использования максимума электрической нагрузки промышленного освещения, в расчете принимается равным 2460 ч.

Результаты расчета потребностей ремонтного предприятия в электроэнергии и максимумов электрической нагрузки сводим в таблицы 3 и 4.

Таблица 3 – Потребность ремонтного предприятия в электроэнергии

Вид ремонта	Объем ремонта в год, ед.	, кВт·ч	, тыс. кВт·ч	, тыс. кВт·ч	, тыс. кВт·ч
КР1	5360	30000	160800	12060	172860
КР2	5610	25000	140250	10518	150768
КРП	5500	38000	209000	15675	224675
Всего	16470	93000	510050	38253	548304

Таблица 4 – Максимальная электрическая нагрузка ремонтного предприятия

Вид ремонта	, тыс. кВт·ч	, ч	, МВт	, тыс. кВт·ч	, МВт
КР1	160800	3000	53,6	12060	4,902
КР2	140250	3000	46,75	10518	4,28
КРП	209000	3000	69,67	15675	6,4
Всего	510050	9000	170,02	38253	15,58

Потребность в электрической энергии и максимальные нагрузки коммунально-бытовых потребителей рассчитывают по нормам удельных расходов электроэнергии на одного жителя в год для внутреннего, внешнего освещения; бытовых приборов; электрифицированного городского транспорта; водопровода и канализации; мелкомоторной нагрузки и по числу жителей. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.

Потребность в электрической энергии коммунально-бытовых потребителей , тыс. кВт·ч, рассчитываем по формуле:

(1.5)

где норма расхода электроэнергии на одного жителя в год (по таблице 5), кВт·ч;

число жителей, тыс. чел.

Максимальные нагрузки коммунально-бытовых потребителей , МВт, рассчитываем по формуле:

(1.6)

где число часов использования максимума коммунально-бытовой нагрузки (по таблице 5), ч.

Потребность в тепловой энергии и максимальные тепловые нагрузки промышленных потребителей подсчитываем отдельно на технологические нужды (с разделением по параметрам пара) и отопление.

Годовое потребление тепла в паре производственных параметров , тыс. ГДж, рассчитываем по формуле:

(1.7)

где норма расхода тепловой энергии на единицу ремонта (по таблице 2), ГДж/ед.

Часовую нагрузку в паре производственных параметров , ГДж/ч, рассчитываем по формуле:

(1.8)

где число часов использования технологической нагрузки (по таблице 2), ч.

Годовой расход тепла на отопление промышленности , тыс. ГДж, рассчитываем по формуле:

(1.9)

где норма расхода тепла на отопление промышленности (по таблице 2), ГДж/ед.

Максимальную часовую нагрузку на отопление промышленности , ГДж/ч, рассчитываем по формуле:

(1.10)

где число часов использования максимальной отопительной нагрузки, зависящее от климатических условий и одинаково как для промышленных предприятий, так и жилых зданий (по таблице 8), ч.

Годовую потребность в теплоэнергии коммунально-бытовых потребителей , тыс. ГДж, рассчитываем по формуле:

(1.11)

где норма удельных расходов тепловой энергии на коммунально-бытовые нужды на одного жителя в год (по таблице 8), ГДж/чел.

Таблица 5 – Потребность в электроэнергии и максимальные электрические нагрузки коммунально-бытовых потребителей

Потребитель	, ч	, кВт·ч	, тыс. кВт·ч	, МВт
Освещение жилых и общественных зданий	2250	200	28000	12,444
Освещение улиц	2000	65	9100	4,55
Бытовые приборы (в квартирах и в общественном секторе)	3500	120	16800	4,8
Электрифицированный транспорт	5750	25	3500	0,609
Водопровод и канализация	4500	55	7700	1,711
Мелкомоторная нагрузка	3750	160	22400	5,973
Всего	-	-	87500	30,087

Таблица 6 – Потребность в теплоэнергии и максимальные тепловые нагрузки промышленных потребителей (пар производственных параметров)

Вид ремонта	Объем ремонта, ед.	Технологические нужды
		, ГДж	, тыс. ГДж	, ч	, ГДж/ч
КР1	5360	6,9	36,984	3000	12,328
КР2	5610	3,6	20,196	3000	6,732
КРП	5500	9,6	52,8	3000	17,6
Всего	16470	-	109,98	9000	36,66

Таблица 7 – Потребность в теплоэнергии максимальные тепловые нагрузки промышленных потребителей (пар отопительных параметров)

Вид ремонта	Объем ремонта, ед.	Технологические нужды
		, ГДж	, тыс. ГДж	, ч	, ГДж/ч
КР1	5360	4	21,44	2700	7,941
КР2	5610	4	22,44	2700	8,311
КРП	5500	8	44	2700	16,296
Всего	16470	-	87,88	-	32,548

Таблица 8 – Нормы удельных расходов тепловой энергии на коммунально-бытовые нужды и годовое число часов использования максимальных нагрузок (для Сибирского региона)

Потребитель	, ГДж/(чел. в год)	, ч
Отопление и вентиляция жилых и общественных зданий	16	2700
Горячее водоснабжение (дома с ваннами, 90 л/жителя в сутки) и бани	9,2	3500
Прачечные	1,26	5000
Предприятия общественного питания	1,05	1650

Максимальную тепловую нагрузку коммунально-бытовых потребителей , ГДж/ч, рассчитываем по формуле:

(1.12)

где число часов использования максимальных нагрузок на коммунально-бытовые нужды (по таблице 8), ч.

Результаты расчета сводим в таблицу 10.

Таблица 9 – Потребность в теплоэнергии и максимальные тепловые нагрузки коммунально-бытовых потребителей

Потребитель	, ГДж	, тыс. ГДж	, ч	, ГДж/ч
Отопление и вентиляция жилых и общественных зданий	16	2240	2700	829,63
Горячее водоснабжение (дома с ваннами, 90 л/жителя в сутки) и бани	9,2	1288	3500	368
Прачечные	1,26	176,4	5000	35,28
Предприятия общественного питания	1,05	147	1650	89,091
Всего	-	3851,4	-	1322

Таблица 10 – Показатели расходной части энергобаланса промышленного района*

Показатель	Обоз- наче- ние	Значение показателя
		на месте потреб-ления	на выходе ТЭЦ
1	2	3	4
Электроэнергия
Годовой расход электроэнергии, тыс. кВт·ч		717704	760766
Окончание таблицы 10
Совмещенный зимний максимум электрической нагрузки, МВт		215,679	230,77
Тепловая энергия А. Пар производственных параметров
Годовой расход тепла		109,97	114,37
Окончание таблицы 10
Максимальная нагрузка		36,66	38,126
Б. Пар отопительных параметров
Годовой расход тепла на отопление города и предприятия		2328	2421
Максимум отопительной нагрузки		862,03	896,51
Годовой расход тепла на прочие коммунально-бытовые нужды		1611	1675,8
Максимум прочей коммунально-бытовой нагрузки		492,38	512,07

*Показатели расходной части энергобаланса промышленного района относятся к месту потребления энергии, отпуск ее с ТЭЦ должен быть увеличен на величину потерь энергии при ее передаче и распределении: электроэнергии – на 6%; электрической мощности – на 7%; тепловой энергии – на 4%.

Рассчитанные годовой максимум электрической нагрузки, потребность в паре производственных и отопительных параметров позволяют перейти к выбору основного турбинного и котельного оборудования ТЭЦ. Следующий этап расчета является очень важным, т.к. в нем формируется состав основного оборудования, который будет являться базой для дальнейших расчетов годовой выработки энергии, годового расхода тепла, капиталовложений в строительство ТЭЦ и себестоимости отпускаемой энергии.

2. Выбор мощности основного оборудования

Выбор турбоагрегатов проводят на основе рассчитанных максимумов тепловой и электрической нагрузки, при этом необходимо соблюдать следующие требования:

1) Технологическая нагрузка должна быть полностью покрыта из отборов турбин.

2) Для обоснования целесообразной величины отбора пара для покрытия отопительно-вентиляционных нагрузок должна быть выбрана оптимальная величина часового коэффициента теплофикации .

3) Наличие связи ТЭЦ с энергосистемой определяет свободу выбора в целесообразных пределах электрической мощности ТЭЦ.

Величина экономически обоснованных значений , при которых имеет место наибольшая экономия топлива при теплофикации лежит в пределах 0,4 – 0,7.

Верхний предел , равный 0,6 – 0,7, принимается при благоприятных условиях топливоснабжения (низкие показатели затрат по добыче и транспортировке топлива) при размещении ТЭЦ в районах с наибольшей продолжительностью отопительного сезона.

Нижний предел ,равный 0,4 – 0,5, принимается для неблагоприятных условий топливоснабжения при размещении ТЭЦ в южных районах страны.

Количество тепла (пара), отпускаемого от отборов турбин при соответствующем расходе тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, , ГДж/ч, рассчитываем по формуле:

(2.1)

где максимальная отопительная нагрузка района теплоснабжения, ГДж/ч;

прочая коммунально-бытовая нагрузка (горячее водоснабжение и др.), ГДж/ч.

На основании рассчитанной часовой потребности в паре на технологические и коммунально-бытовые нужды выбирается турбинное оборудование по таблице 11.

Отборы и расходы пара задаются в тоннах в час, поэтому необходимо перейти от величин, выраженных в тепловых единицах, к величинам выраженных в весовых единицах. При этом могут быть приняты следующие соотношения:

для отборного пара отопительных параметров, т пара/ГДж:

(2.2)

для отборного пара производственных параметров, т пара/ГДж:

(2.3)

Таблица 11 - Параметры турбоагрегатов

Тип турбины	Начальные параметры пара	Номинальная мощность, МВт	Номинальные величины отборов пара, т/ч	Расход пара, т/ч
	, МПа	, °C		отопит. парам.	произв. парам.	номин.	максим.
Т-25-90	9	535	25	92	-	130	150
Т-50-90	9	535	50	185	-	255	290
Т-100-130	13	565	100	310	-	445	460
Т-180-130	13	565	180	460	-	710	730
ПТ-12-90	9	535	12	*	*	110	-
ПТ-25-90	9	535	25	То же	То же	160	190
ПТ-50-90	9	535	50	То же	То же	337,5	385
ПТ-60-130	13	565	60	То же	То же	340	360
ПТ-80-130	13	565	80	То же	То же	466	-
ПТ-135-130	13	565	135	То же	То же	735	-

*Величины отборов пара для турбин типа ПТ показаны на рисунке 1.

Если оказывается близким к его оптимальным значениям, то выбранная совокупность турбин может быть принята к дальнейшим расчетам, в противном случае требуется уточнение состава турбин ТЭЦ для покрытия тепловой нагрузки.

Перевод расходов энергии из тепловых единиц в массовые:

а) Пар отопительных параметров

б) Пар производственных параметров

Расчетное значение коэффициента теплофикации по мощности для выбранного оборудования рассчитываем по формуле:

(2.4)

где суммарная мощность отборов отопительных параметров, определяемая по характеристикам принятых к установке турбин, т/ч.

Таблица 12 – Состав турбин ТЭЦ*

Тип турбины	Мощность, МВт	Отбора, т/ч	Электрическая мощность, МВт	Отопление, т/ч	Производство, т/ч
		Отоп.	производ.	Отоп.	производ.	до	после	до	после
ПТ-80-130	100	100	14,1	230	150	355	255	14,1	0
Т-50-130	185	185	0	150	100	255	70	0	0
ПТ-80-130	100	100	0	100	20	70	-30	0	0

*Значения «до» и «после» относятся к величине покрываемой нагрузки до установки турбины и после.

Необходимую дополнительную мощность пиковой котельной , ГДж/ч, рассчитываем по формуле:

(2.5)

Число часов использования максимальных отборов турбин на отопление , ч, рассчитываем по формуле:

(2.6)

где годовой коэффициент теплофикации, полученный интерполяцией из таблицы 13.

Таблица 13 – Зависимость между годовыми и часовыми значениями коэффициентов теплофикации

	1,00	0,80	0,70	0,60	0,40	0,20	0
	1,00	0,985	0,95	0,91	0,72	0,40	0

Число часов использования мощности пиковой котельной , ч, рассчитываем по формуле:

(2.7)

Рисунок 1 – Характеристика связей предельных значений отбора

отопительных и производственных параметров для турбин типа ПТ

Годовой отпуск тепла на отопление , тыс. ГДж, рассчитываем по формуле:

а) из отборов отопительных параметров

(2.8)

б) из специальных пиковых котлов

(2.9)

Суммарный годовой отпуск тепла на отопление из отборов отопительных параметров и из специальных пиковых котлов , тыс. ГДж, рассчитываем по формуле:

(2.10)

Далее следует произвести выбор паровых котлов для пароснабжения турбин по таблице 14 и выбор водогрейных котлов для пиковой котельной по таблице 15.

Выбираемые котлы должны быть однотипными (возможно большей единичной мощности). Паровые котлы, должны соответствовать начальным параметрам пара турбогенераторов.

Количество котлов должно проверяться по условию обеспечения тепловой нагрузки при отключении одного из котлов:

а) для паровых котлов

(2.11)

где суммарный максимальный расход пара турбогенераторами, т/ч;

часовая производительность выбираемого котла, т/ч.

Выбираем паровые котлы ТГМ-84А с паропроизводительностью 420 т/ч и начальными параметрами пара 14 МПа, 570°C (топливо – мазут) в количестве:

б) для водогрейных котлов

(2.12)

где единичная мощность пиковой котельной, ГДж/ч.

Выбираем водогрейные котлы ПТВМ-180 с теплопроизводительностью 765 ГДж/ч в количестве:

Таблица 14 – Параметры паровых котлов для ТЭЦ

№ п/п	Тип котла	Топливо	Паропроизво-дительность, т/ч	Начальные параметры пара
				P, МПа (прибл.)	t, °C
1	БКЗ-160-160 ГМ	газ, мазут	160	10	540
2	БКЗ-320-140 ГМ	газ, мазут	320	14	570
3	ТГМ-84А	газ, мазут	420	14	570
4	ТГМ-96	газ, мазут	480	14	570
5	ТГМ-94	газ, мазут	500	14	570
6	ТГМ-100	газ, мазут	640	14	570
7	БКЗ-160-100Ф	уголь	160	10	540
8	ТП-41	уголь	220	10	540
9	ПК-24	уголь	270	14	570
10	БКЗ-320-140	уголь	320	14	570
11	БКЗ-420-140	уголь	420	14	570
12	ТП-92	уголь	500	14	570
13	ПК-40	уголь	640	14	570
14	П-56	уголь	660	14	540

Таблица 15 – Водогрейные котлы для пиковой котельной

№ п/п	Тип котла	Номинальная теплопроизводительность, ГДж/ч
1	ПТВМ-50	209
2	ПТВМ-100	419
3	ПТВМ-180	765
4	ПТВМ-270	1132

Фактическую мощность пиковой котельной , ГДж/ч, рассчитываем по формуле:

(2.13)

На этом заканчивается выбор основного оборудования. Рассчитанные типы, количество турбин и котлов, позволят определить на следующем этапе годовую выработку электроэнергии турбоагрегатами, расходы условного топлива на выработку тепловой и электрической энергии, а также величины условных расходов топлива на выработку электроэнергии и отпуск тепла.

3. Расчет годовой выработки энергии и расхода топлива

Годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ приближенно определяется следующим образом. Для каждого типа устанавливаемых на ТЭЦ турбоагрегатов задаются числом часов использования номинальной мощности, исходя из рассчитанных максимальных отборов пара.

Число часов использования номинальной мощности рассчитываем по формуле:

для турбогенераторов с отбором пара отопительных параметров

(3.1)

где число часов использования турбоагрегатов по конденсационному режиму (по таблице 16), ч.

для турбоагрегатов с отбором пара отопительных и производственных параметров

(3.2)

где число часов использования турбоагрегатов по конденсационному режиму (по таблице 16), ч.

Первый член вышеуказанных формул (3.1), (3.2) отражает использование турбоагрегатов по теплофикационному режиму, второе слагаемое отражает использование турбоагрегатов по конденсационному режиму.

Таблица 16 – Ориентировочные значения величины h

Тип турбин	Т-180	Т-100	Т-50	Т-25	ПТ
Число часов использования турбины	1500	1500	1000	500	500

Годовую выработку электроэнергии турбоагрегатом , , рассчитываем по формуле:

(3.3)

где номинальная мощность i-го турбоагрегата, МВт.

а) для ПТ-80-130

б) для Т-50-130

Общий расход топлива ТЭЦ состоит из расхода топлива, определенного по топливным характеристикам турбоагрегатов, приведенных в таблице 17, и дополнительного расхода топлива на покрытие пиковой отопительной нагрузки:

(3.4)

Годовой расход топлива по топливным характеристикам турбин , т.у.т., рассчитываем по формуле:

(3.5)

где коэффициенты, значения которых приведены в уравнениях топливных характеристик турбин;

число часов работы турбоагрегата в течение года (принимается в пределах 7800-8200 ч), ч;

годовая выработка энергии агрегатом, МВт·ч;

годовые отборы пара, соответственно, производственных и отопительных параметров, т.

Годовой расход топлива на отпуск тепла пиковой котельной , т.у.т, рассчитываем по формуле:

(3.6)

где КПД нетто пиковой котельной, принимается равным 0,85 – 0,9 (верхний предел при использовании газа).

Годовые величины отборов пара , т/ч, рассчитываем по формулам:

а) для турбин типа Т

(3.7)

б) для турбин типа ПТ

(3.8)

где значение часового отбора пара промышленных параметров агрегата типа ПТ, т/ч;

значение часового отбора пара отопительных параметров агрегата типа Т или ПТ, т/ч.

Выражение в скобках характеризует число часов использования мощности тепловых отборов.

а) для турбин типа Т

б) для турбин типа ПТ

Таблица 17 – Топливные характеристики турбоагрегатов

Тип турбины	Топливные характеристики
	Общий годовой расход условного топлива	Годовой расход условного топлива на выработку тепловой энергии
Т-50-130
ПТ-80-130

По формуле (3.6) и пользуясь таблицей 17, определим общие годовые расходы топлива:

а) для Т-50-130

б) для ПТ-80-130

А также годовые расходы топлива на выработку тепловой энергии:

а) для Т-50-130

б) для ПТ-80-130

Общий расход топлива должен быть распределен между производством электрической энергии и тепла. На производство тепла относят суммарный расход топлива , подсчитанного по топливным характеристикам. Оставшаяся часть расхода топлива относится на производство электроэнергии:

(3.9)

Результаты расчета сводятся в таблицу 18.

На производство тепла относят также дополнительный расход топлива на покрытие пиковой отопительной нагрузки .

После распределения общего расхода топлива ТЭЦ между производством тепла и электроэнергии следует определить удельные расходы топлива:

а) на выработку электроэнергии:

(3.10)

где суммарная годовая выработка электроэнергии всеми турбоагрегатами, МВт·ч.

б) на отпуск тепла:

(3.11)

где суммарный годовой отпуск из отборов промышленных и отопительных параметров, а также из пиковой котельной, тыс. ГДж:

(3.12)

Следовательно:

Таблица 18 - Расчет характеристик турбоагрегатов

Турбогене-ратор	Кол-во	, МВт	, ч	, ч	, МВт·ч	, т/год	, т/год	, т.у.т./год	, т.у.т./год
ПТ-80-130	2	80	500	3500	279984	299980	42297	125116,3	30712,5
Т-50-130	1	50	1000	4894	244702,5	720399,3	-	135902,5	63395
Всего	3	130	-	-	524686,5	-	-	261018,8	94107,54

Рассчитанные значения расходов условного топлива на выработку тепловой и электрической энергии, а также общий расход топлива ТЭЦ являются базой для дальнейших расчетов себестоимости опускаемой энергии.

4. Расчет капиталовложений

Капитальные затраты на сооружение ТЭЦ , млн. р., рассчитываем по формуле:

(4.1)

где капитальные вложения в первые турбо- и котлоагрегаты i-го и j-го типов (таблица 19), млн. р.;

капиталовложения в последующие турбо- и котлоагрегаты i-го и j-го типов (таблица 19), млн. р.;

число турбо- и котлоагрегатов i-го и j-го типов;

коэффициент, учитывающий район сооружения, для Западно-Сибирского региона принимается равным 1,07;

коэффициент, учитывающий вид топлива;

коэффициент удорожания капитальных затрат.

Таблица 19 – Капитальные вложения в агрегаты ТЭЦ

Тип агрегата	Капиталовложения, млн. р.
	в первый агрегат	в последующий агрегат
Турбины
ПТ-12-90	12,72	7,11
ПТ-25-90	22,86	13,11
ПТ-50-90	38,85	24,15
ПТ-60-90	43,38	26,01
ПТ-80-90	51,6	31,05
ПТ-135-130	67,62	40,62
Т-25-90	13,26	7,89
Т-50-90	25,02	14,61
Т-100-130	46,05	22,53
Т-180-130	67,5	39,6
Энергетические котлы
160 т/ч	15,49	9,27
220 т/ч	21,3	12,75
320 т/ч	24,51	16,29

Окончание таблицы 19

420 т/ч	29,16	21,15
480 т/ч	33,66	26,52
500 т/ч	35,06	27,63
560 т/ч	37,59	30,72
640 т/ч	40,49	34,27
660 т/ч	41,76	35,34

Примечания:

1) показатели даны для газомазутных ТЭЦ;

2) при использовании углей вводится коэффициент 1,3.

Капитальные затраты на сооружение пиковой (водогрейной) котельной , млн. р., рассчитываем по формуле:

(4.2)

где удельные капитальные затраты на сооружение пиковой котельной (по таблице 20), тыс. р./(ГДж/ч).

Таблица 20 – Удельные капитальные затраты и штатные коэффициенты для пиковых водогрейных котельных

Мощность котельной, ГДж/ч	Удельные капитальные вложения, тыс. р./(ГДж/ч)	Штатный коэффициент, чел./(ГДж/ч)
	газ, мазут	твердое топливо	газ, мазут	твердое топливо
200	135	225	0,132	0,216
300	111	204	0,124	0,187
400	96	195	0,115	0,157
600	90	180	0,091	0,132
1200	84	174	0,048	0,081
2000	78	165	0,029	0,055

Суммарные капитальные вложения в промышленную ТЭЦ ремонтного предприятия включают капвложения непосредственно в ТЭЦ и в пиковую котельную:

(4.3)

Необходимо выявить возможное снижение капитальных затрат на сооружение промышленной ТЭЦ за счет совмещения ряда элементов станционного хозяйства с аналогичными устройствами, необходимыми для самого предприятия. В курсовой работе это снижение можно принять в размере 15 % от .

(4.4)

Установленную мощность ТЭЦ , МВт, рассчитываем по формуле:

(4.5)

где энтальпия пара для i-го парового котлоагрегата (по таблице 21), кДж/кг;

энтальпия питательной воды для i-го парового котлоагрегата (по таблице 21), кДж/кг;

паропроизводительность i-го котлоагрегата, т/ч;

часовая теплопроизводительность i-го котлоагрегата пиковой котельной, ГДж/ч;

число соответственно паровых и водогрейных котлоагрегатов.

Удельные капитальные вложения в ТЭЦ , р./кВт, рассчитываем по формуле:

(4.6)

где суммарные капитальные вложения в промышленную ТЭЦ, млн. р..

Таблица 21 – Значения энтальпий пара и питательной воды.

, МПа	, С	Энтальпия пара, кДж/кг	Энтальпия питательной воды, кДж/кг
10	510	3400	902
10	540	3475	902
14	570	3518	964

Результатами данного расчета является укрупненное определение инвестиций необходимых на строительство ТЭЦ, а также определение установленной мощности ТЭЦ.

5. Планирование себестоимости энергии

Расчет себестоимости электрической и тепловой энергии основывается на смете эксплуатационных расходов станции по производству электрической и тепловой энергии. Смета эксплуатационных расходов составляется по элементам затрат.

5.1. Затраты на топливо

Годовые затраты на топливо , млн. р., рассчитываем по формуле:

(5.1)

где годовой расход топлива на ТЭЦ, т.у.т.;

цена топлива на месте потребления, р./т.топл.;

тепловой эквивалент применяемого топлива.

(5.2)

где теплота сгорания топлива, МДж/кг.

5.2. Затраты на воду

Вода на ТЭЦ расходуется на питание котлов, подпитку теплосети, на технические и бытовые нужды (охлаждение турбин, заливка шлака, промывка фильтров, душевые, утечки пара, конденсата и воды).

Годовые затраты на воду , млн. р., рассчитываем по формуле:

(5.3)

где цена 1 м3 воды с учетом транспортировки, р/м3;

потребляемый объем воды, м3,

(5.4)

где объем воды на заполнение тепловых сетей и систем потребителей, м3;

объем воды на компенсацию потерь воды, пара и конденсата, м3.

Затраты воды на заполнение тепловых сетей при отсутствии данных об объеме тепловых сетей находятся по удельной характеристике объема к мощности:

(5.5)

Объем на заполнение тепловых сетей , , рассчитываем по формуле:

(5.6)

Объем воды на компенсацию потерь воды, пара и конденсата , , рассчитываем по формуле:

(5.7)

Тогда по формуле (5.4):

По формуле (5.3):

5.3. Затраты на вспомогательные материалы

К вспомогательным материалам относятся реагенты для химической водоочистки, их количество зависит от объема потребления воды, ее качества и применяемой схемы водоподготовки.

По удельным нормам расхода реагентов (таблица 22), объему потребляемой воды и цене соответствующего реагента определяются годовые затраты на вспомогательные материалы (реагенты), млн. р.:

(5.8)

где цена i-го реагента (цена сульфоугля –34 р./кг, цена поваренной соли –5 р./кг), р./кг;

удельный расход i-го реагента в зависимости от общей жесткости исходной воды (по последней цифре номера зачетной книжки из таблицы 22), кг/м3.

Таблица 22 – Удельные нормы расхода реагентов на химическую водоочистку

Наименование показателя	Общая жесткость исходной воды, мг-экв/кг
	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0	9,0	10,0
Удельный расход сульфоугля, кг/м3	1,3	1,8	2,0	2,5	3,0	3,2	3,3	3,5	3,8	3,8
Удельный расход поваренной соли, кг/м3	0,15	0,17	0,18	0,20	0,22	0,23	0,25	0,27	0,29	0,29

5.4. Заработная плата с начислениями

Годовые затраты на заработную плату эксплуатационного персонала ТЭЦ и пиковой котельной , млн. р., рассчитываем по формуле:

(5.9)

где удельная численность эксплуатационного персонала ТЭЦ (по таблице 23), чел./МВт;

установленная электрическая мощность ТЭЦ, МВт;

среднемесячные отчисления на оплату труда одного работника ТЭЦ, р.;

удельная численность персонала пиковой котельной, чел./ГДж/ч.;

часовая теплопроизводительность пиковой котельной, ГДж/ч;

среднемесячные отчисления на оплату труда одного работника пиковой котельной, р.;

начисления, относимые на фонд заработной платы.

Таблица 23 – Удельная численность промышленно-производственного персонала ТЭЦ

Эл. мощность ТЭЦ, МВт	Количество и мощность турбин, nМВт	Удельная численность персонала, чел./МВт
		общий персонал	эксплуатационный персонал
		твердое топливо	газ, мазут	твердое топливо	газ, мазут
50	225	9,5	7,25	6,0	4,8
75	325	6,25	5,08	4,1	3,18
100	425	4,82	3,81	3,17	2,38
100	250	4,78	2,61	3,0	2,16
150	350	3,25	2,53	2,16	1,6
200	450	2,45	1,9	1,5	1,18
Окончание таблицы 23
200	2100	1,75	1,39	1,15	0,83
300	3100	1,66	1,32	1,11	1,08
300	650	1,75	1,36	1,06	0,87
360	2180	1,52	1,27	1,08	0,94
400	450 + 2100	1,42	1,15	0,93	0,77
400	4100	1,32	1,03	0,8	0,64
540	3180	1,24	1,01	0,76	0,6

5.5. Амортизационные отчисления

Годовые амортизационные отчисления , млн. р., рассчитываем по формуле:

(5.10)

где средневзвешенная норма амортизационных отчислений на реновацию для электростанций в целом, %;

показатель, включающий в себя затраты на жилищное, коммунальное и бытовое строительство, благоустройство и возвратные суммы.

5.6. Затраты на ремонт основных фондов

Годовые затраты на ремонт основных фондов , млн. р., рассчитываем по формуле:

(5.11)

Меньшее значение коэффициента (0,1) относится к крупным ТЭЦ, мощность которых равна или выше 1000 МВт.

5.7. Прочие затраты

Прочие годовые затраты , млн. р., рассчитываем по формуле:

(5.12)

Меньшее значение коэффициента (0,2) относится к крупным ТЭЦ, мощность которых равна или выше 1000 МВт.

5.8. Суммарные годовые расходы

Суммарные годовые расходы ТЭЦ , млн. р., рассчитываем по формуле:

(5.13)

5.9. Расход электроэнергии на собственные нужды станции

Для подсчета себестоимости единицы отпущенной энергии на электростанции требуется определить расход электроэнергии на собственные нужды. Этот расход определяют на основании средних норм по важнейшим потребителям собственных нужд. Расходы мелких потребителей на освещение, вентиляцию учитываются укрупнено как «прочие».

Суммарные годовые расходы ТЭЦ необходимо распределить между электро- и теплоэнергией.

Расход электроэнергии на циркуляционные насосы , МВт·ч, рассчитываем по формуле:

(5.14)

где норма удельного расхода электроэнергии на циркуляционные насосы, %.

Расход электроэнергии на устройства топливоприготовления , МВт·ч, рассчитываем по формуле:

(5.15)

где норма удельного расхода электроэнергии на устройства топливоприготовления (по таблице 24), кВт·ч/т.

Таблица 24 – Удельные расходы электроэнергии на собственные нужды в зависимости от вида топлива

Группы потребителей	Обозначение	Удельный расход эл.энергии
		каменный уголь	газ	мазут
Устройства топливоприготовления), кВт·ч/т		27,0	-	3,5
Тягодутьевые устройства), кВт·ч/т		5,00	3,65	3,65

Расход электроэнергии на тягодутьевые устройства , МВт·ч, рассчитываем по формуле:

(5.16)

где норма удельного расхода электроэнергии на тягодутьевые устройства (по таблице 24), кВт·ч/т.

годовое производство пара котельной ТЭЦ, т,

(5.17)

где КПД брутто котельной ТЭЦ;

теплота сгорания условного топлива, кДж/кг;

энтальпия пара (по таблице 21), кДж/кг;

энтальпия питательной воды (по таблице 21), кДж/кг.

Расход электроэнергии на сетевые насосы , МВт·ч, рассчитываем по формуле:

(5.18)

где норма удельного расхода электроэнергии на сетевые насосы, кВт·ч/ГДж.

Расход электроэнергии на питательные электронасосы , МВт·ч, рассчитываем по формуле:

(5.19)

где норма удельного расхода электроэнергии на питательные электронасосы (по таблице 25), кВт·ч/ГДж.

Таблица 25 – Удельные расходы электроэнергии на собственные нужды
в зависимости от давления

Группы потребителей	Обозначение	Удельный расход эл.энергии, кВт·ч/т пара, в зависимости от давления пара (МПа)
		10	14	25
Питательные электронасосы		6,2	7,4	7,9

Расход электроэнергии на устройства гидрозолоудаления , МВт·ч, рассчитываем по формуле:

(5.20)

где норма удельного расхода электроэнергии на устройства гидрозолоудаления, кВт·ч/ГДж.

Расход электроэнергии на прочих потребителей , МВт·ч, рассчитываем по формуле:

(5.21)

где норма удельного расхода электроэнергии на прочих потребителей, кВт·ч/ГДж.

Расход электроэнергии на собственные нужды для производства электроэнергии , МВт·ч, рассчитываем по формуле:

(5.22)

Расход электроэнергии на собственные нужды для производства тепловой энергии , МВт·ч, рассчитываем по формуле:

(5.23)

Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды , %, рассчитываем по формуле:

(5.24)

5.10. Расчет себестоимости энергии

Удельные расход топлива на отпущенную энергию, кг у.т., рассчитываем по формуле:

а) на 1 кВт·ч

(5.25)

б) на 1 ГДж

(5.26)

На основе полученных данных определяют абсолютный расход топлива на отпуск каждого вида продукции ТЭЦ, т.у.т., по формулам:

а) на тепловую энергию:

(5.27)

б) на электроэнергию:

(5.28)

Затраты на топливо, относимые на электро- и теплоэнергию, млн. р., рассчитываем по формулам:

(5.29)

(5.30)

Топливную составляющую себестоимости электроэнергии , , рассчитываем по формуле:

(5.31)

Топливную составляющую себестоимости тепловой энергии , , рассчитываем по формуле:

(5.32)

Аналогично рассчитываем распределение затрат и составляющих себестоимости энергии по воде, вспомогательным материалам, зарплате, амортизации, ремонту и прочим расходам.

Полная себестоимость электрической энергии складывается из составляющих по электроэнергии, а полная себестоимость тепловой энергии складывается из составляющих по тепловой энергии.

Структуру себестоимости энергии, отпускаемой от ТЭЦ, сводим в таблицу 27.

Таблица 27 – Структура себестоимости энергии

Элементы	Электроэнергия	Тепло
	к./(кВт·ч)	%	р./ГДж	%
Топливо	188	94,14	218,65	94,12
Вода	0,0245	0,012	0,0285	0,0122
Вспомогательные материалы	0,00162	0,0008	0,00182	0,000783
Зарплата	5,25	2,62	6,10	2,626
Амортизация	0,54	0,27	0,627	0,2699
Ремонт	0,0547	0,027	0,062	0,02699
Прочие	5,84	2,92	6,8	2,927
Всего	199,7	100	232,3	100

Таблица 28 – Технико-экономические показатели ТЭЦ

Показатели	Обозначение	Значение
Установленная мощность ТЭЦ, МВт		1404,4
Выработка электроэнергии, МВт·ч		804670
Расход электрической энергии на собственные нужды, %		6,9
Годовой отпуск тепла ТЭЦ:
на производственные нужды, тыс. ГДж		114,37
на отопление, вентиляцию и прочие коммунально-бытовые нужды, тыс. ГДж		4095,8
Удельный расход условного топлива:
на отпуск электроэнергии, кг у.т./кВт		0,34
на отпуск тепла, кг у.т./ГДж		36,88
Себестоимость энергии:
отпущенный кВт·ч, к./(кВт·ч)		199,7
отпущенный ГДж, р./ГДж		232,3

Заключение

В результате проделанной работы мы осветили основные вопросы экономической части проекта ТЭЦ локомотиворемонтного завода. При выполнении курсовой работы учитывались особенности промышленных электростанций, так как они являются не только источниками энергии предприятий, но и потребителями вторичных энергоресурсов.

Мы провели расчет расходной части энергетического баланса, выбор мощности основного оборудования, расчет годовой выработки энергии и расхода топлива, расчет капиталовложений.

Библиографический список

1) Самсонов В. С. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учебник для вузов/ В. С. Самсонов, М. А. Вяткин, 2011. 416с.

2) Новиченко П. П. Учет затрат и калькулирование себестоимости продукции в промышленности: Учебник для вузов/ П. П. Новиченко, И. М. Рендухов, 2012. 224с.

3) Журавлев С.Н., Крючкин Е.А. Планирование технико-экономических показателей металлургического комбината. Задание и методические указания к курсовой работе. – М.: РИО МИИТ, 2009. 44 с.

4) Журавлев С.Н., Крючкин Е.А. Методические указания и нормативные материалы для экономического обоснования технических решений. Часть 1. – М.: РИО МИИТ. – 2012. 40 с.

5) Журавлев С.Н., Крючкин Е.А. Методические указания и нормативные материалы для экономического обоснования технических решений. Часть 2.– М.: РИО МИИТ. – 2008. 40 с.

6) ВНТП 81. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций, 2011

Определение технико-экономических показателей ТЭЦ ремонтного предприятия