Расчет технико-экономических показателей ТЭЦ

Цель данного курсового проекта заключается в расчете технико-экономических показателей ТЭЦ, в соответствии с индивидуальными исходными данными, определяющими состав и структуру потребителей энергии, а также численность населенного пункта. Данная работа помогла углубить и применить теоретические знания, полученные в результате изучения дисциплины.

Содержание проекта состоит в расчете электрической и тепловой нагрузки потребителей, выборе состава основного оборудования, калькуляции себестоимости энергии и расчете основных технико-экономических показателей ТЭЦ для двух вариантов строительства, сравнении результатов расчета и выборе наиболее оптимального варианта покрытия типовых нагрузок потребителей при комбинированной схеме энергоснабжения.

Нормативно-справочные данные приведены в приложении.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Число жителей: 150 000 человек.

1. РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

1.1 Расчёт годовой потребности в электрической энергии и электрических нагрузок потребителей

Годовая потребность в электроэнергии определяется для следующих основных групп потребителей:

технологическое потребление промышленных предприятий;

производственное освещение;

коммунально-бытовые нужды.

Годовой объём промышленного электропотребления определяется методом прямого счёта, основанным

на применении укрупнённых удельных норм расхода электроэнергии:

тыс. кВт•ч (I.I),

где — годовой объём производства продукции на предприятии i-той отрасли в принятых единицах;

— средняя норма удельного расхода электроэнергии на единицу продукции в i-той отрасли [2,таблица 1];

n — число промышленных потребителей электроэнергии.

Число промышленный потребителей электроэнергии равняется трем, поэтому годовой объем промышленного электропотребления определяется для каждого потребителя.

тыс. кВт· ч

тыс. кВт· ч

тыс. кВт· ч

тыс. кВт· ч Результаты расчётов сводятся в таблицу 1.1

Таблица 1.1 — Расчёт годового потребления электроэнергии промышленными потребителями

Годовое потребление электроэнергии на осветительные нужды промышленных потребителей определяется как доля от промышленного потребления

тыс. кВт· ч (1.3),

где — нормативный показатель доли осветительной нагрузки в общем расходе электроэнергии i-того промышленного потребителя [2, табл.2].

тыс. кВт· ч тыс. кВт· ч

тыс. кВт· ч Годовое потребление электроэнергии каждым промышленным потребителем состоит из двух частей — потребление электроэнергии на технологические и осветительные нужды:

тыс. кВт· ч (1.2)

тыс. кВт· ч

тыс. кВт· ч

тыс. кВт· ч Величину максимума технологической нагрузки можно определить по формуле:

МВт (1.4),

где — годовое число часов использования максимума технологической нагрузки для i-того промышленного потребителя, ч/год [2, табл. 2].

МВт

МВ

МВт Конфигурация среднесуточных графиков промышленной нагрузки определяется главным образом производственным режимом работы предприятий. В связи с этим в промышленном суточном графике можно выделить ряд составляющих:

Рис. 1.1 — Составляющие суточного графика промышленного электропотребления, где, А — постоянная часть технологической нагрузки (нагрузка непрерывных технологических процессов, а также электроёмких процессов, прерывание которых нецелесообразно из-за больших экономических потерь); Б — переменная часть технологической нагрузки (нагрузка остальных технологических процессов); В — осветительная нагрузка промышленных предприятий Постоянная часть электрической нагрузки для зимних суток определяется по формуле

тыс. кВт (1.5)

где — относительная величина постоянной части в суточном максимуме технологической нагрузки в долях единицы [2, табл.2].

тыс. кВт

тыс. кВт

тыс. кВт Расчётные значения максимумов переменной технологической нагрузки для зимнего дня у каждого промышленного потребителя определяются из соотношения

МВт (1.6)

тыс. кВт

тыс. кВт

тыс. кВт Результаты расчётов сводятся в табл. 1.2.

Таблица 1.2 — Основные показатели промышленного электропотребления

Суммарная зимняя технологическая нагрузка всех промышленных потребителей для каждого часа суток (t) составляет

(1.7),

где — суммарная технологическая нагрузка зимнего дня для каждого часа, МВт;

— расчётный суммарный максимум переменной технологической нагрузки промышленных потребителей, МВт;

— ординаты графика переменной части технологической нагрузки потребителей в долях от своего максимума [2, табл.3].

посчитано по таблице 1.4 в результате перемножения и для каждого часа технологической нагрузки. Определено, что максимальная нагрузка приходится на 10 час, поэтому максимальная технологическая нагрузка=31,55МВт, значение которого взято из табл. 1.2. Далее технологическая нагрузка для каждого часа определяется путем перемножения на Величину предварительно делим на 100, т. к в таблице она дана в процентах. Расчеты произведены в программе Microsoft Excel.

Таблица 1.3 — Расчёт составляющих графика суммарной электрической нагрузки

Для расчёта зимнего суточного графика промышленного освещения вначале определяется относительная величина базисной технологической нагрузки

(1.8).

Величину определяем по таблице 1.4

По величине определяется число часов использования зимнего максимума промышленного освещения [2, табл.4]. После нахождения величины можно рассчитать максимальную нагрузку промышленного освещения

МВт (1.9),

МВт.

Для того, чтобы определить нагрузку промышленного освещения для каждого часа, необходимые расчеты проделываются в программе Excel, перемножая промышленную технологическую нагрузку на максимальную нагрузку промышленного освещения (табл. 1.4). Величину предварительно делим на 100, т. к в таблице она дана в процентах.

На основе рассчитанного максимума нагрузки промышленного освещения определяются ординаты зимнего суточного графика осветительной нагрузки, выбираемого в зависимости от величины [2,табл.5].

Годовое потребление электроэнергии на коммунально-бытовые нужды

тыс. кВт· ч/год (1.10)

где — средняя годовая норма удельного расхода электроэнергии в быту и сфере обслуживания, кВт· ч/чел;

— число жителей в городе, чел.

тыс.кВт· ч/год

тыс.кВт· ч/год Максимальная нагрузка коммунально-бытовых потребителей определяется по формуле

МВт (1.11),

где — годовое число часов использования максимума коммунально-бытовой нагрузки, ч/год.

Величина для средней полосы равна 4300 ч.

МВт

МВт Таблица 1.4 — Основные показатели электропотребления в коммунально-бытовой сфере

1.2 Совмещённый график электрической нагрузки района. Электрическая нагрузка ТЭЦ

Построим графики электрических нагрузок зависимости рассчитанных нагрузок от числа часов. Результаты расчетов берем из таблицы 1.3.

Рис. 1.2

Рис. 1.3

Рис. 1.4

Рис. 1.5

Электрическая нагрузка ТЭЦ (Pтэц) предварительно определяем на основе максимальной электрической нагрузки района. При этом учитываем расход электроэнергии на собственные нужды и потери в сетях

МВт (1.12),

где — суточный максимум электрической нагрузки района (из табл. 1.4), МВт;

— коэффициент, учитывающий мощность собственных нужд ТЭЦ;

— коэффициент, учитывающий потери мощности в сетях. При выполнение расчётов можно принять .

МВт Рис. 1.6

1.3 Расчёт годовой потребности района теплоснабжения в тепловой энергии

Расчёт производится для основных групп потребителей тепловой энергии с учётом вида и параметров теплоносителя.

Основными группами потребителей являются:

промышленные предприятия, потребляющие пар давлением 8−13 кгс/смІ для технологических нужд и пар 1,2 кгс/смІ для технологических нужд, отопления и вентиляции;

жилые и общественные здания, потребляющие тепло для отопления (пар 1,2 кгс/смІ);

системы горячего водоснабжения жилых зданий и предприятий городского хозяйства: бань, прачечных, столовых и т. п. (пар 1,2 кгс/смІ);

Годовое потребление тепла по основным группам потребителей рассчитывается с использованием средних удельных норм расхода тепла на единицу продукции или одного жителя [2, таблица 1.9].

т/год (1.13),

где — удельный расход пара 8−13 кгс/смІ на единицу продукции i-го вида, т;

— годовой объём производства продукции i-го вида в принятых единицах;

— годовой расход пара 8−13 кгс/смІ на производство i-го вида продукции, т/год.

тыс.т/год Тепловая технологическая нагрузка определяется составом и количеством промышленных предприятий, снабжающихся теплом от ТЭЦ. Общий расход тепла зависит от теплоёмкости технологической схемы, режима потребления тепла в течение суток и года.

Результаты расчётов тепловой технологической нагрузки сводятся в таблице 1.5.

Таблица 1.5 — Потребление тепла на технологические цели в паре 8−13 кгс/смІ

Часовое потребление пара 8−13 кгс/смІ по отдельным промышленным потребителям можно определяем по формуле:

т/ч (1.15).

тыс. т/ч=1078т/ч

Часовое потребление тепла промышленным потребителям можно определить по формуле

Гкал/ч (1.16),

где — годовое число часов использования максимума нагрузки в паре 1,2 кгс/смІ i-м потребителем тепла, ч/год.

Значение может быть ориентировочно определено из соотношения

ч/год (1.17),

где — продолжительность отопительного периода в сутках для данного района [2, таблица 10]/

Результаты расчётов сводятся в таблице 1.6.

Таблица 1.6 — Потребление тепла промышленными потребителями в паре 1,2 кгс/смІ

Годовое потребление тепла на коммунально-бытовые нужды по i-ой группе потребителей можно определить по формуле:

Гкал/год, (1.18),

где — удельный расход тепла в паре 1,2 кгс/смІ по i-ой группе потребителей на одного жителя, Гкал/год; [2, таблица 9];

— коэффициент охвата городских потребителей теплоснабжением от ТЭЦ [2, таблица 1];

— число жителей, чел.

Гкал/год

Гкал/год

Гкал/год

Гкал/год

Гкал/год

Гкал/год На основе годового расхода тепла и числа часов использования максимума нагрузки для каждой группы потребителей определяется часовой расход тепла:

(1.19),

где — годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки для i-ой группы потребителей [2, таблица 12].

Гкал/ч Половина отопительного периода рассчитываем следующим образом:

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч Результаты расчётов сводим в табл. 1.7.

Таблица 1.7 — Потребление тепла на коммунально-бытовые нужды

После расчёта тепловых нагрузок можно определить годовой отпуск тепла от ТЭЦ:

по технологическому пару 8−13 кгс/смІ:

т/год (1.20),

где — суммарное годовое потребление пара на технологические нужды (из таблицы 1.5);

— КПД паровых сетей (0,9−0,93);

т/год по теплу в паре 1,2 кгс/смІ

(1.21),

где — суммарный годовой расход тепла в паре 1,2 кгс/смІ промышленными потребителями, Гкал/год — не учитываем, так как мы его не рассчитывали.

— суммарное годовое потребление тепла на коммунально-бытовые нужды (таблица 1.7), Гкал/год;

Гкал/год С учётом потерь в паровых и тепловых сетях необходимо скорректировать и значения часового отпуска тепла от ТЭЦ:

по технологическому пару

(1.22)

т/ч по теплу в паре 1,2 кгс/смІ

(1.23).

Гкал/час На основе полученных результатов можно рассчитывать часовое количество тепла, отпускаемого из отборов турбин на отопление и горячее водоснабжение

Гкал/ч, (1.24),

где — часовой коэффициент теплофикации;

 — часовые значения тепловых нагрузок соответственно на отопление и горячее водоснабжение, Гкал/ч.

Гкал/ч Величина — это доля покрытия максимума внешней тепловой нагрузки ТЭЦ на отопление и вентиляции. За счёт полного использования теплофикационных отборов турбин. Значение определяет экономичность комбинированной схемы энергоснабжения, так как влияет на электрическую и тепловую мощность ТЭЦ. Экономически обоснованное значениележит в пределах 0,4−0,7. Для районов, расположенных в зоне средних широт, а также с недостаточно благоприятными условиями топливоснабжения, можно принимать = 0,5 — 0,6.

Пиковая (кратковременная) часть отопительной нагрузки

Гкал/ч, (1.25).

Гкал/ч

2. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ

В большинстве случаев промышленно-отопительные ТЭЦ связаны с районными энергосистемами и работают по тепловому графику нагрузки. Развиваемая электрическая мощность ТЭЦ определяется тепловой нагрузкой. Поэтому мощность устанавливаемых турбин выбирается из расчёта необходимого отпуска тепловой энергии и её параметров.

При выборе основного оборудования ТЭЦ необходимо сравнить не менее двух вариантов, отличающихся количеством и типом турбоагрегатов (ПТ, Т, Р). Выбор состава оборудования начинается с определения типа, мощности и числа турбин.

При этом должны полностью покрываться технологическая тепловая нагрузка, отопительная нагрузка (кроме пиковой её части) и нагрузка горячего водоснабжения. Сравниваемые варианты должны обеспечивать примерно одинаковые расчётные нагрузки потребителей, а также примерно одинаковую степень надёжности энергоснабжения, охраны окружающей среды.

Выбор наилучшего элемента оборудования можно осуществлять как на одно-, так и многокритериальной основе. В первом случае в качестве критерия можно использовать минимум приведённых затрат. Во втором случае следует воспользоваться некоторыми критериями.

Приведённые затраты определяются по формуле

млн. руб/год (2.1),

гдекапиталовложения по i-му варианту, млн. руб;

— нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (0.12);

— ежегодные издержки производства по i-му варианту, млн. руб/год.

Из числа сравниваемых при однокритериальном подходе выбирается вариант с минимальными приведёнными затратами. Перед расчётом приведённых затрат по вариантам необходимо выбрать основное оборудование.

2.1 Выбор турбинного оборудования

Основные нормативно-справочные данные по турбинам содержатся в [2, таблица 13]. При выборе турбин необходимо учитывать следующие положения:

число агрегатов целесообразно сокращать до минимума за счёт большей единичной мощности;

при значительной технологической нагрузке следует рассмотреть вопрос об установке турбин с противодавлением для покрытия базовой части нагрузки;

в случае чисто отопительной ТЭЦ необходимо стремиться к блочной схеме;

необходимо выделить головные агрегаты.

В том случае, когда тепло опускается в виде пара и горячей воды, первым, как правило, устанавливается агрегат типа ПТ:

значения часовых тепловых нагрузок по технологическому пару, а также по отоплению и горячему водоснабжению, берутся из формул (1.22) и (1.24);

в каждом варианте все турбины должны быть с одинаковыми начальными параметрами пара.

Выбор турбин с регулируемым отбором пара и противодавлением

1 вариант

2.2 Выбор котельного оборудования

При выборе энергетических котлов необходимо руководствоваться следующими рекомендациями:

для промышленно-отопительных ТЭЦ с унифицированными начальными параметрами поток отборного пара не должен иметь промежуточный перерыв;

паропроизводительность и число котлов на ТЭЦ с поперечными связями выбираются по максимальному расходу пара турбинным цехом с учётом расхода пара на собственные нужды и трёхпроцентным запасом;

в случае выхода из строя одного энергетического котла оставшиеся в работе должны обеспечивать максимально длительный отпуск тепла на производство, отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. При этом для ТЭЦ, входящей в энергосистему, допускается снижение электрической мощности.

Основные справочные данные по котлам приведены в [2, таблица 14].

Суммарная часовая производительность энергетических котлов может быть определена по выражению

т/ч, (2.2),

т/ч Выбор энергетических котлов

1 вариант

Выбор водогрейных котлов низкого давления

1 вариант тепловой нагрузка давление котел

Выбранные котлы должны не только соответствовать выбранным ранее турбинам по суммарной паропроизводительности и начальным параметрам пара, но и работать на принятом для проектируемой ТЭЦ виде топлива (уголь или газ).

Для покрытия пиковой части графика тепловых нагрузок наиболее целесообразным является использование специальных пиковых водогрейных котлов низкого давления (ПВК). Количество пиковых котлов может быть найдено из соотношения

(2.3),

где — пиковая часть отопительной нагрузки, Гкал/ч (формула 1.23);

— единичная производительность одного ПВК, Гкал/ч

— КПД тепловых сетей (0,9−0,94).

1 вариант:

n=398/0,9Ч50=9котлов

2 вариант:

котла

2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов (однокритериальный подход)

Как уже отмечалось, при подобном подходе в качестве критерия оптимизации чаще всего используется минимум приведённых затрат. По каждому варианту необходимо определить капитальные вложения и ежегодные издержки производства.

Капитальные вложения в ТЭЦ определяются по формуле

млн. руб (2.4.),

где — капитальные вложения в головной турбоагрегат, млн. руб.;

— капитальные вложения в последующий турбоагрегат, млн.руб.;

 — капвложения соответственно в головной и последующий котлоагрегаты, млн. руб;

 — капвложения соответственно в головной и последующий пиковые водогрейные котлы, млн. руб;

, -общее количество соответственно турбин данного типа, энергетических котлов и пиковых водогрейных котлов;

— капвложения, зависящие от общей мощности ТЭЦ, млн. руб;

— коэффициент, учитывающий районные условия сооружения ТЭЦ.

Значения величин, содержащихся в формуле (2.4) берутся из [2, таблицы 16,17,18,19].

1 вариант:

kТЭЦ=[420+294Ч (7−1)+514+370Ч (4−1)+52+40Ч (9−1)+239]Ч (1+1.13)=

=(420+1764+514+1110+52+320+239)Ч2.13=9412.47 млн руб.

2 вариант:

Ежегодные издержки производства по каждому варианту

млн.руб./год (2.5),

1 вариант млн. руб/год

2 вариант млн. руб/год где — затраты на топливо, млн.руб./год;

— затраты на амортизацию основных средств, млн.руб./год;

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

— затраты на ремонт, млн. руб/год;

— прочие затраты, млн. руб/год.

Годовые затраты на топливо:

млн. руб/год (2.6),

1 вариант руб/год=1236.3 млн. руб/год

2 вариант руб/год=2420 млн. руб/год где — цена 1 тонны условного топлива, руб/ т у.т.

Поскольку в настоящее время цены на топливо не являются стабильными, данный показатель уточняется в ходе проектирования во время консультаций у руководителя;

— годовой расход условного топлива, т у.т./год.

В связи с тем, что топливо на ТЭЦ расходуется на производство электрической и тепловой энергии, годовой расход топлива можно представить как сумму соответствующих составляющих

тыс. т у. т/год, (2.7),

1 вариант т у. т/год= 824 тыс. т у. т/год

2 вариант

т у. т/год= 1613 тыс. т у. т/год где — расход топлива на производство электроэнергии, т у.т./год;

— расход топлива на производство теплоэнергии, т у. т/год.

Годовой расход топлива на выработку электроэнергии

т у. т/год, (2.8)

1 вариант Для турбины 1.1 — 5 штук

т у. т/год Для турбины 1.2 — 2 штуки

т у. т/год Для всех турбин:

тут/год вариант для турбины 2.1 — 1 штука т у. т/год Для турбины 2.2 — 4 штуки т у. т/год Для всех турбин:

тут/год Величинаопределяется путём расчётов с использованием энергетических характеристик турбоагрегатов [2, таблица 20].

В общем виде уравнение энергетической характеристики турбины записывается следующим образом:

Гкал/ч (2.9),

где — часовой расход тепла на холостой ход, Гкал/ч;

— относительный прирост расхода тепла при работе по теплофикационному циклу, Гкал/МВт· ч;

— электрическая мощность при работе по теплофикационному циклу, МВт;

— относительный прирост расхода тепла при работе по конденсационному циклу, Гкал/ МВт· ч

— электрическая нагрузка на генераторе. МВт.

Для расчёта годового расхода теплоты необходимо предварительно распределить заданную нагрузку между турбинами, после чего выполнять расчёты путём трансформации часовых энергетических характеристик турбин в годовые. В общем виде уравнение годовой характеристики характеризуется соотношением

Гкал/год, (2.10),

где — число часов работы турбины в течение года, (8000−8100 ч/год);

— годовая выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, МВт· ч;

— то же, по конденсационному циклу, МВт· ч.

1 вариант

Для турбины 1.1 Qэ=16,4+1,97Nк+0,864Nт Гкалгод, умноженное на кол-во турбин данного типа (5), итого:

Гкалгод Для турбины 1.2 Qэ=0,9+0,87Nт

Гкал/год, умноженное на кол-во турбин данного типа (2), итого:

Гкал/год вариант для турбины 2.1

Гкал/год, умноженное на кол-во турбин (1), итого Гкалгод Для турбины 2.2 Qэ=11,45+2,13Nк+0,848Nт

Гкал/год, умноженное на кол-во турбин данного типа (4), итого:

Гкал/год Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу

МВт· ч, (2.11),

Для турбины 1.1

1 вариант МВт*ч Для турбины 1.2

МВт*ч вариант Для турбины 2.1

МВт*ч Для турбины 2.2

МВт*ч где — годовой отпуск тепла из теплофикационного отбора, Гкал/год;

— то же, из производственного отбора (для турбин типа ПТ) Гкал/ год;

— соответственно удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении для теплофикационного и производственного отборов, кВт· ч/Гкал.

Величина (для каждого параметра отборного пара) рассчитывается по формуле

кВт· ч/ Гкал (2.12),

где — теплосодержание пара на входе в турбину, ккал/кг;

— теплосодержание пара в отборе, ккал/кг;

— КПД, учитывающий электрические потери в генераторе (0,95−0,97);

— КПД, учитывающий механические потери (0,98);

— теплосодержание возвращаемого на ТЭЦ конденсата, ккал/кг.

1 вариант кВт/Гкал

2 вариант кВт/Гкал Годовой отпуск тепла из отборов определяется по результатам распределения тепловой нагрузки (часовой) между отборами турбин

Гкал/год (2.13),

где — годовое число часов использования отбора.

1 вариант На производство пара для турбины ПТ-60/75−130/3 (1.1)

Гкал/год для турбины Р-50−130/13 (1.2)

Гкал/год На теплофикацию пара для турбины 1.1

Гкал/год Для турбины 1.2

Гкал/год

2 вариант На производство пара для турбины Т-50/60−130 (2.1)

Гкал/год На теплофикацию для турбины 2.1

Гкал/год На производство для турбины ПТ-135/160−130/13 (2.2)

Гкал/год На теплофикацию для турбины 2.2

Гкал/год

Гкал/год (2.14).

1 вариант:

Гкал/год

2 вариант:

Гкал/год Таким образом, после определения для каждой турбины теплофикационной выработки электроэнергии можно рассчитать и конденсационную

МВт· ч (2.15) ,

1 вариант Для турбины 1.1

МВт*ч Для турбины 1.2

Мвт*ч вариант для турбины 2.1

МВт*ч Для турбины 2.2

МВт*ч где — общая годовая выработка электроэнергии турбоагрегатом данного типа, МВт· ч, величина определяется по формуле

МВт· ч, (2.16),

где — установленная мощность турбоагрегата, МВт;

— годовое число часов использования установленной мощности ТЭЦ (принимается равным 6000−6500 ч/год).

1 вариант Для турбины 1.1

МВт*ч Для турбины 1.2

Мвт*ч Для всех турбин:

МВт*ч вариант для турбины 2.1

МВт*ч Для турбины 2.2

МВт*ч Для всех турбин:

МВт*ч В итоге, определив по энергетическим характеристикам расходы тепла по отдельным турбинам, можно рассчитать общее потребление тепла на ТЭЦ, а затем и расход топлива на выработку электроэнергии (формула 2.8).

Расход топлива на производство теплоэнергии

т у.т./год (2.17),

где — годовой отпуск тепла из отборов турбин;

— годовой отпуск тепла от пиковых водогрейных котлов;

— КПД энергетических котлов (0,93);

— КПД теплофикационного отделения (0,98);

— КПД пиковых водогрейных котлов (0,9).

1 вариант Для турбины 1.1

т у. т/год Для турбины 1.2

тут/год Для всех турбин:

тут/год вариант для турбины 2.1

т у. т/год Для турбины 2.2

т у. т/год Для всех турбин:

Величина может быть найдена по формуле:

Гкал/ год, (2.18),

1 вариант Гкал/год

2 вариант Гкал/год где — часовая нагрузка пикового источника теплоснабжения (формула 1.25);

— годовое число часов использования максимальной нагрузки пиковых котлов (1000 ч/год).

Далее рассчитываем по каждому варианту остальные составляющие ежегодных издержек, входящие в формулу 2.5.

Годовые затраты на амортизацию основных средств

млн. руб/год (2.19),

где — средняя норма амортизации на реновацию [2, таблица 23], мощность агрегатов суммируется и по суммарной мощности определяются средние нормы амортизационных отчислений;

— суммарные капвложения в сооружение ТЭЦ.

1 вариант млн. руб/год

2 вариант млн. руб/год

Годовые затраты на заработную плату

млн. руб/год, (2.20),

где — штатный коэффициент ТЭЦ по эксплуатационному персоналу, чел/МВт [2, таблица 23];

— среднегодовой фонд заработной платы одного работающего, тыс. руб/год.

Учитывая, что данная величина в нынешних условиях весьма нестабильна, в расчётах значение выбирается по согласованию с руководителем проектирования;

— установленная мощность ТЭЦ, МВт.

1 вариант млн. руб/год

2 вариант млн. руб/год Затраты на ремонт можно принять в размере 6% от капитальных вложений в ТЭЦ.

1 вариант:

млн. руб./год

2 вариант:

млн. руб./год Составляющую издержек по прочим расходам определяют по формуле

млн. руб/год (2.21),

1 вариант млн. руб/год

2 вариант млн. руб/год где — коэффициент, характеризующий прочие расходы с учётом установленной мощности ТЭЦ [2, таблица 22].

3. КАЛЬКУЛЯЦИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ЭНЕРГИИ

Ранее по формуле (2.5) были рассчитаны суммарные годовые затраты на производство энергии на ТЭЦ и их отдельные составляющие (статьи затрат). Эти статьи затрат необходимо распределить по фазам производства (цехам) в соответствии с данными таблицы 3.1

Результаты расчётов в стоимостном выражении сводятся в таблицу.

Таблица 3.1 — Распределение затрат по цехам ТЭЦ (%) (для приближённых расчётов)

Распределение цеховых затрат между видами энергии:

а) затраты I-ой группы цехов (топливно-транспортного, котельного, химического, теплового контроля) распределяются между тепловой и электрической энергий пропорционально расходам топлива

тыс. руб/год (3.1)

1 вариант тыс. руб/год

2 вариант тыс. руб/год

тыс. руб/год (3.2).

1 вариант тыс. руб/год

2 вариант тыс. руб/год б) затраты турбинного и электрического цехов (машзал) относятся целиком на электроэнергию, тыс. руб/год (3.3);

1 вариант тыс. руб/год

2 вариант тыс. руб/год в) общестанционные затраты:

тыс. руб/год (3.4)

1 вариант тыс. руб/год

2 вариант тыс. руб/год

тыс. руб/год (3.5).

1 вариант тыс. руб/год

2 вариант тыс. руб/год Далее суммируются все затраты на электрои теплоэнергию, а именно

тыс. руб/год (3.6)

1 вариант

тыс.руб/год

2 вариант тыс. руб/год

тыс.руб/год (3.7).

1 вариант тыс. руб/год

2 вариант тыс. руб/год Распределение статей затрат между видами энергии:

а) расходы на топливо

тыс. руб/ год (3.8)

1 вариант

тыс.руб/год

2 вариант тыс. руб/год

тыс. руб/год (3.9)

1 вариант тыс. руб/год

2 вариант тыс. руб/год б) для определения остальных статей затрат находим коэффициент распределения, который для электроэнергии равен

(3.10)

1 вариант

2 вариант в) заработная плата

тыс.руб./год (3.11)

1 вариант тыс.руб./год

2 вариант тыс.руб./год

тыс. руб./ год (3.12)

1 вариант тыс.руб./год

2 вариант тыс.руб./год г) амортизация

тыс. руб/ год (3.13)

1 вариант тыс.руб./год

2 вариант тыс. руб/год

тыс. руб/год (3.14)

1 вариант тыс.руб./год

2 вариант тыс.руб./год д) текущий ремонт

тыс. руб/год (3.15)

1 вариант

тыс.руб/год

2 вариант тыс. руб/год

тыс. руб/ год (3.16)

1 вариант тыс. руб/год

2 вариант тыс.руб./год е) прочие издержки

тыс. руб/год (3.17)

1 вариант тыс.руб./год

2 вариант

тыс.руб./год

тыс. руб/ год (3.18).

1 вариант

тыс.руб./год

2 вариант

тыс.руб./год Определяем себестоимость 1 кВт· ч электроэнергии

руб/ кВт· ч, (3.19)

1 вариант руб/кВт*ч

2 вариант

руб/кВт*ч Себестоимость 1 Гкал тепловой энергии

руб/Гкал (3.20)

1 вариант руб/Гкал

2 вариант руб/Гкал Определяем структуру себестоимости электрической энергии:

а) доля топлива,% (3.21)

1 вариант

2 вариант б) доля амортизации

% (3.22).

1 вариант

=9.12%

2 вариант В) доля заработной платы

1 вариант

2 вариант Г) доля ремонтных затрат

1 вариант

1 вариант

2 вариант Д) доля прочих затрат

1 вариант

2 вариант Структура себестоимости электрической энергии

1 вариант 107.57%

2 вариант 103.45%

Аналогично определяются структура себестоимости тепловой энергии. На основании полученных результатов составляется проектная калькуляция.

а) доля топлива

1 вариант:

2 вариант:

%

б) доля амортизации

1 вариант:

2 вариант:

в) доля заработной платы

1 вариант:

2 вариант:

%

г) доля ремонтных затрат

1 вариант:

%

2 вариант:

%

д) доля прочих затрат

1 вариант:

%

2 вариант:

Структура себестоимости

1 вариант 113%

2 вариант 134.64%

4. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЭЦ

Расход электроэнергии на собственные нужды по отпуску тепла

Мвт· ч (4.1),

где — удельный расход электроэнергии на отпуск тепла (для пылеугольных ТЭЦ = 30 кВт· ч/Гкал; для газомазутных = 20 кВт· ч/Гкал);

— годовой отпуск тепла от ТЭЦ, Гкал.

1 вариант МВт*ч МВт•ч Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ по отпуску электроэнергии

МВт· ч (4.2)

1 вариант МВт•ч

2 вариант МВт•ч Расход топлива на теплоснабжение с учётом электроэнергии собственных нужд

т у.т. (4.3),

1 вариант МВт•ч

2 вариант МВт•ч где — удельный расход условного топлива на 1 отпущенный кВт· ч;

г у.т./ кВт· ч (4.4).

1 вариант

г у.т./ кВт· ч

2 вариант г у. т/кВт•ч Удельный расход условного топлива на 1 отпущенную Гкал тепла

кг у. т/ Гкал (4.5).

кг у. т/Гкал кг у. т/Гкал Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ

(4.6),

где — годовой фонд времени (8760 ч).

1 вариант:

2 вариант:

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии (нетто)

% (4.7).

1 вариант

2 вариант

%

Удельные капиталовложения

руб/кВт (4.8.)

1 вариант руб/кВт

2 вариант руб/кВт Таблица 4.1 — Результаты расчетов по вариантам

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При сравнении капиталовложений в первый и второй варианты строительства ТЭЦ, мы видим, что разница между сравнительно значима и составляет более 1346 тыс. руб. Ежегодные издержки производства в первом варианте равны 2750.5 млн. руб, а во втором равны 4251.7 руб. Исходя из этого, можно увидеть, что в первом варианте капвложения ниже, издержки по ним значительно тоже ниже, можно сделать вывод, что первый вариант менее затратный, следовательно он может быть более привлекателен для инвесторов. В пользу второго варианта говорит разница в удельных капиталовложениях (5296 руб/кВт).

По техническим характеристикам первый вариант эффективнее, что показывается большим годовым отпуском электроэнергии и теплоэнергии.

Установленная мощность первого варианта строительства ТЭЦ составляет 400 МВт, а второго 590 МВт, то есть второй вариант мощнее на 190 МВт, однако КПД (разница в 19.15%) выше у первого варианта, что, несомненно, является очень важным показателем для электростанции. В качестве плюса первого варианта можно еще добавить более дешевую себестоимость электроэнергии (0.38руб/кВт и 0.49руб/кВт).

Кроме того в пользу первого варианта стоит более дешевая себестоимость 1 Гкал теплоэнергии (470.4руб/Гкал и 504.2руб/Гкал). Таким образом, в целом первый вариант эффективнее чем второй.

1. Организация и планирование энергетики / Нормативно-справочные материалы к выполнению курсовой работы для студентов всех форм обучения энергетических специальностей ЭТФ и ТЭФ/Методическое указание № 15.

2. Организация и планирование энергетики / Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов всех форм обучения энергетических специальностей ЭТФ и ТЭФ/Методическое указание № 16.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Таблица 1 — Ориентировочные нормы удельных расходов электрической и тепловой энергии в промышленности. Число жителей: 150 000 человек

Таблица 2 — Расчётные коэффициенты нагрузки

Таблица 3 — Типовой график переменной нагрузки для промышленных производств с 7-часовым рабочим днём

Таблица 4 — Число часов использования максимума промышленного освещения

Таблица 5 — Типовой график осветительной промышленной нагрузки, %. Зима

Таблица 6 — Расчётно-типовые графики коммунально-бытовой нагрузки (t от)

Таблица 7 — Средние нормы удельного расхода электроэнергии в быту и сфере обслуживания городов. кВт· ч/ чел. год

Таблица 8 — Поправочные коэффициенты к удельным нормам электропотребления

Таблица 9 — Годовой расход тепла на одного жителя по видам теплопотребления, Гкал

Таблица 10 — Продолжительность отопительного периода в сутках для некоторых городов России

Таблица 11 — Значения Kохв в зависимости от численности населения по видам теплопотребления

Таблица 12 — Годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки для различных групп коммунально-бытовых потребителей