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

2. Условия топливосжигания и водоснабжения:

Условия благоприятные: бчт = 0,5 ч 0,6. В расчетах используется значение бчт = 0,55.

3. Регион: РТ.

4. Вид топлива:

Газ (Цг = 1500 руб/тыс.м3)

Содержание Введение Раздел 1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов

1.1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для комбинированной схемы энергоснабжения

1.1.1 Определение тепловой нагрузки ТЭЦ

1.1.2 Выбор турбин

1.1.3 Определение мощности пиковой котельной

1.1.4 Выбор энергетических котлов для ТЭЦ

1.1.5 Определение мощности электроподстанций и линии электропередач

1.1.6 Определение длины линий электропередач

1.1.7 Определение мощности тепловых сетей

1.2 Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для раздельной схемы энергоснабжения

1.2.1 Выбор оборудования для КЭС

1.2.2 Определение мощности промышленной и районной котельной

1.2.3 Определение мощности подстанции и линии электропередач

1.2.4 Определение длины ЛЭП

1.2.5 Определение мощности тепловых сетей Раздел 2. Расчет капитальных вложений при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения

2.1 Расчёт капитальных вложений при комбинированной схеме энергоснабжения

2.1.1 Расчет капиталовложений в ТЭЦ

2.1.2 Расчет капитальных вложений в пиковую котельную

2.1.3 Расчет капитальных вложений в тепловые сети

2.1.4. Расчет капитальных вложений в ЛЭП

2.2 Расчет капитальных вложений при раздельной схеме энергоснабжения

2.2.1 Расчет капитальных вложений в КЭС

2.2.2 Расчет капитальных вложений в районную и промышленную котельные

2.2.3 Расчет капитальных вложений в тепловые сети

2.2.4 Расчет капитальных вложений в ЛЭП Раздел 3. Расчет эксплуатационных затрат при комбинированной и раздельных схемах энергоснабжения

3.1 Расчет эксплуатационных затрат при комбинированной схеме энергоснабжения

3.1.1 Расчет эксплуатационных затрат на ТЭЦ

3.1.2. Расчет эксплуатационных затрат в пиковую котельную

3.1.3. Эксплуатационные затраты на транспорт тепла

3.1.4 Эксплуатационные затраты на транспорт электрической энергии

3.2 Расчет эксплуатационных затрат при раздельной схеме энергоснабжения

3.2.1 Расчет эксплуатационных затрат на КЭС

3.2.2 Эксплуатационные затраты на районной и промышленной котельных

3.2.3 Эксплуатационные затраты на транспорт тепла

3.2.4 Эксплуатационные затраты на транспорт электрической энергии Раздел 4. Технико-экономическое сравнение и выбор оптимальной схемы

4.1 Расчет основных технико-экономических показателей для комбинированной схемы

4.1.1 Определение себестоимости отпущенной продукции

4.2 Расчет технико-экономических показателей для раздельной схем Заключение Список использованной литературы

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

1.1 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:

чт = 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:

чт = 0,5 0,6

в расчетах используем: чт = 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 = чт · 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)

1.1.2 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 · бчт, 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 Ч 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:

бчт (р) = (У Dч.от.отб — Dт' · nпт) / Dч. max

У Dч.от.отб = Dт' · nпт + Dч. max · nт, т/час У Dч.от.отб = 68 · 2 + 310 · 2 = 756 т/час бчт (р) = (756 — 165,78 — 6,72) / 1045,08 = 0,56.

Мы задавались в значениях 0,5 ч 0,6 и получили бчт (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 — бчт (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 отопительной нагрузки, Гкал/час;

ч т (p) — расчётный коэффициент теплофикации.

Используя зависимость между часовым и годовым коэффициентами теплофикации (рис 2), определяем годовой коэффициент теплофикации:

бг? 0,85

а) годовой отпуск тепла на отопление из отборов:

Qг.ототб = бгт · 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 — бгт) · 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 ч 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 + бчт (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 комунальнобытовой нагрузки, т/час;

Dч. от — часовой максимум отопительной нагрузки, т/час;

ч 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:

турбина котлоагрегат комбинированный энергоснабжение

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 ч 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 = 36,0Ч 103 Ч157,5 + 87,5Ч103Ч20 = 7420Ч103 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 = 300Ч4 = 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 Ч 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 =35,5Ч103Ч 327,6+135,0Ч103Ч100 = 25,13 Ч106 руб./ МВт.

1.2.5 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.

2. 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)Ч106 = 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) Ч106 Ч1Ч1 =378,2Ч106 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 = 10,0Ч106= 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. = 82,5Ч 103Ч (422,3+67+3,1)+50,0Ч103Ч261,8 = 53,7 млн руб.;

где, kт. сот = 82,5Ч103 руб./Гкал/час — удельные капиталовложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

kт. с пр = 50,0Ч103 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)Ч106=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+150Ч3)Ч106 Ч1Ч1=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 = 13Ч (422,3+67)Ч4,19Ч103 = 26,6 млн руб.;

Кпр. к = kпр. к• (Qч. пр тех + Qч. от тех), млн. руб.;

Кпр. к = (405,8+4,96)Ч55Ч103 = 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. = 57,5Ч103Ч (422,3+67+3,1)+50,0Ч103 Ч261,8= 41,39 млн руб.;

где kт. сот = 57,5Ч103 руб./Гкал/час — удельные капиталовложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

kт. с пр = 50,0Ч103 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 =(35,5Ч 327,6+135Ч100)Ч103= 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)Ч106 = 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+бп/100)Ч Цт, руб./год;

S т = 764 142,34Ч (1+0,75/100)Ч750 = 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 =909 329,38Ч7000/8330 = 764 142,34 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 = 281 002,8Ч1+628 326,58Ч1=909 329,38 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 = (hр + Эг + Dгт), тут/год;

Вгт = 5,5Ч8000+0,31Ч652 795,2+0,0201Ч1 723 200=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 =480Ч3590 = 1 732 200 т пара/год;

где hгот — число часов использования максимальных отопительных отборов за год, час/год:

hгот = (г т Qг. от + Qг к — б + Qг. от тех) / (ч т Qч. от + Qч к — б + Qч. от тех), час/год;

hгот = ((0,85Ч1034,7+230+21)Ч103)/(0,58Ч422,3+67+3,1) = 3590 час/год.

Рис. 3 Суточный график электрической нагрузки ТЭЦ Годовая выработка электроэнергии отдельными турбоагрегатами определяется при помощи суточного графика электрической нагрузки ТЭЦ.

N/Nмакс 100%

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 = 0,8Ч180Ч8+1Ч180Ч8+0,9Ч180Ч8=3888 МВт ч/сут.

Годовая выработка электроэнергии турбиной Т — типа:

Эг т = Эсут т m гт, МВт ч/год;

Эг т =3888Ч365Ч0,46=652 795,2 МВтч/год.

где m — число суток в году (365);

гт — коэффициент, учитывающий неравномерность выработки электроэнергии по суткам года.

гт = hгот / hг + 0,05;

гт = 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 = 652 795,2/180=3626,64час/год;

где hут — число часов использования мощности турбоагрегата, ч/год.

Для турбин типа ПТ:

Вгпт = (hр + Эг + 1 Dгт + 2 Dгп) тут/год;

Вгпт = 8,5Ч8000+0,34Ч1 011 123 +0,0326Ч343 781,82+0,07Ч2 909 586=

=628 326,58 тут/год;

где Dгп — годовой отбор пара производственных параметров, т/год.

hр = час/год.

Dгт = Dт hгот, т пара/год;

Dгт = 110Ч3590=394 900 т пара/год;

Dгп = Dп hгпр, т пара/год;

Dгп = 405,8Ч7170=2 909 586 т пара/год;

где hгпр — число часов использования максимального производственного отбора за год, час/год:

hгпр = Qг пртех /Qч пр тех, ч/год;

hгпр = 1878Ч103/261,8=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 = 0,8Ч135Ч8+1Ч135Ч8+0,9Ч135Ч8=2916 МВт ч/сут.

Годовая выработка электроэнергии турбиной ПТ — типа:

Эг пт = Эсут пт m гпт, МВтч/год;

Эг пт = 2916Ч365Ч0,95=1 011 123 МВтч/год.

гпт — коэффициент, учитывающий неравномерность выработки электроэнергии по суткам года.

г пт = hгпр / hг + 0,1;

гпт = 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 = 1 011 123/135=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 = 1 636 918,2/315=5196,6 час/год.

Эг тэц = Эг т nт + Эг пт nпт, МВтч/год;

Эг тэц = 625 795,2Ч1+1 011 123Ч1=1 636 918,2 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 = 1Ч160 257+1Ч333 503,5 =493 761,1 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 = 480Ч3590Ч0,093=160 257,6 тут/год.

Для турбин ПТ типа:

Втэпт = Dг' hг от0,093 + Dп' hг пр0,102 тут/год;

Втэпт =110Ч3590Ч0,093+405,8Ч7170Ч0,102=333 503,5 тут/год.

Годовой расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ:

В ээ тэц = Вг тэцВтэтэц, тут/год;

В ээ тэц =909 329,38−493 761,1=415 568,28тут/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)/(г т Qг. от + Qг к — б + Qг. от тех + Qг. пр тех), кг ут/Гкал;

bтэ = 493 761,1 Ч103/(0,85Ч1034,7+230+21+1878)=164,1 кг ут/Гкал.

bээ = (В ээ тэц 106)/(Эг т nт + Эг пт nпт), г ут/КВтч;

bээ = 415 568,28 Ч106/(652 795,2+1 011 123) Ч103=249,75 г ут/кВтч.

Расчет амортизационных отчислений

Sам = ам КТЭЦ, млн. руб./год;

Sам =0,085Ч378,2Ч106=32,15 млн. руб/год;

где ам — 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 Ч32,15Ч106=4,82 млн. руб/год.

Расчет затрат на заработную плату

S зп = n экспл Ф, млн. руб/год;

S зп = 246Ч90 000=22,14 млн руб./год;

где n экспл — количество эксплуатационного персонала, чел;

Ф — годовой фонд заработной платы одного человека, руб/челгод (Ф = 90 000 руб/челгод)

n экспл = k экспл Nтэц, чел;

n экспл =0,78Ч315=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 Ч (32,15+22,14+4,82) Ч106=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) Ч106 =21,1 млн руб./год Расчет затрат на топливо

S т = Вгн пк Цт, млн. руб./год;

S т = 21,67Ч103Ч750=16,5 млн. руб/год Вгн пк = Вгпк 7000 / Qр н, тнт/год;

Вгн пк = 37,8Ч103Ч7000/8330=31,8 тнт/год;

Вг пк = Qг пк / 7 r, тут/год;

Вг пк =155,2Ч103/7Ч0,86=25,78 тут/год;

где Qг пк — годовая выработка тепла в пиковой котельной, Гкал/год;

r — КПД котлоагрегата пиковой котельной (r = 0,86).

Расчет амортизационных отчислений и затрат на текущий ремонт

S ам + S т. р. = (ам + т.р.)/100 Кпк, млн. руб/год;

S ам + S т. р. =14,2/100Ч107=14 200 руб/год;

где (ам + т.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 =0,067Ч743,3Ч60 000=2,99 млн руб./год;

где Ф — годовой фонд заработной платы одного человека, руб/челгод (Ф = 60 000 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 = 0,55Ч2,99Ч106=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 =0,15Ч53,7Ч106=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 лЧL+кп/стЧNп/ст), млн. руб./год;

S ЛЭП =0,06 Ч 74,2Ч106 = 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) Ч106 =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) Ч106=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 = (2 749 193,2Ч7000/8330) Ч750=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 =687 298,3Ч4=2 749 193,2 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 = 7,5Ч7800+0,298 Ч2 105 028=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 = 0,8Ч300Ч8+1Ч300Ч8+0,9Ч300Ч8=6480 МВт ч/сут.

Годовая выработка электроэнергии одним блоком:

Эг = Эсут m г, МВтч/год;

Эг = 6480Ч365Ч0,89=2 105 028 МВтч/год;

где г-коэффициент, учитывающий неравномерность в выработке электроэнергии (г=0,88)

Годовая выработка электроэнергии на КЭС:

Эг кэс = Эг бл n бл, МВтч/год;

Эг кэс =2 105 028Ч4 =8 420 112 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 =8 420 112/1200=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 = 2 749 193,2Ч106 /8 420 112Ч103 = 326,5 гут/кВтч.

Расчет амортизационных отчислений

Sам = ам ККЭС, млн. руб./год;

Sам = 0,084Ч730Ч106 =61,32млн. руб/год;

где ам — 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. = 0,15Ч61,32Ч106 =9,2млн.руб/год.

Расчет затрат на заработную плату

S зп = n экспл Ф, млн. руб/год;

S зп = 348Ч90 000=31,3 млн руб./год;

где n экспл — количество эксплуатационного персонала, чел;

Ф — годовой фонд заработной платы одного человека, руб/челгод (Ф = 90 000 руб/челгод).

n экспл = k экспл Nкэс, чел;

n экспл =0,29Ч1200=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 = 0,25Ч (61,32+31,3+9,2) Ч106 =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) Ч106 =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) Ч103= 3163,7Ч103 Гкал/год;

Расчет затрат на топливо

S т = Вгн рк Цт, млн.руб./год;

Sт = 450,1Ч103Ч750=338 млн руб./год;

Вгнрк = Вгрк 7000 / Qр н, тнт/год;

Вгн рк = 536,3Ч103Ч7000/8330=450,1Ч103 тнт/год;

Вгрк = Qг рк / 7 r то, тут/год;

Вгрк = 3163,7Ч103/7Ч0,98Ч0,86=536,3Ч103 тут/год;

где Qг — годовая выработка тепла в котельной, Гкал/год;

r — КПД котлоагрегата пиковой котельной (r = 0,86)

то — КПД теплообменных аппаратов (то = 0,98).

Расчет амортизационных отчислений и затрат на текущий ремонт

S ам + S т. р. = (ам + т.р.)/100 К р.к., млн. руб/год;

S ам + S т. р. = 14,2/100Ч26,6=3,8. руб/год;

где (ам + т.р.) — норма отчислений на амортизацию и текущий ремонт, %;

(ам + т.р.) = 14,2%.

Расчет затрат на заработную плату

S зп = к•Q•Ф, млн. руб/год;

S зп = 0,067Ч3160Ч60 000=12,7 млн руб./год;

к= 0,067 (табл.9)

Ф — годовой фонд заработной платы одного человека, руб/челгод (Ф = 60 000 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)Ч4,19=3160 ГДж/ч;

Расчет прочих расходов

S пр = s пр S зп, млн. руб./год;

S пр = 0,55Ч6,3Ч106=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 = 0,15Ч53,7Ч106=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 =0,05Ч74,2Ч106=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

4.1 Расчет технико-экономических показателей для комбинированной схемы

4.1.1 Определение себестоимости отпущенной продукции

Для определения себестоимости единицы отпущенной энергии на ТЭЦ необходимо знать расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, т. е.:

ЭснТЭЦ = Эц + Эс + Эт + Эпн + Этд + Эг + Эпроч, МВт•ч/год

ЭснТЭЦ =8184,6+6681,98+86 486,4+36 036+6547,7=143 936 МВт•ч/год

где расход электроэнергии на циркуляционные насосы:

удельный расход электроэнергии на циркуляционные насосы, принимается равным 0,65% от годовой выработки;

годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ;

расход электроэнергии на сетевые насосы:

электроэнергии на сетевые насосы:

QгТЭЦ — годовой отпуск тепла из отборов турбин, тГКал/год;

QгТЭЦ =405,8/1,5Ч8000+110/1,8Ч3590+480/1,8Ч3590=3341Ч103ГКал/год;

расход электроэнергии на топливоприготовление:

этпри газе равно 0;

годовой расход топлива на ТЭЦ.

расход электроэнергии на питательные электронасосы:

DгТЭЦ — годовой отпуск пара котельной ТЭЦ, т. пара/год;

DгТЭЦ = ?Dч ка • hyТЭЦ, т пара/год;

DгТЭЦ =500,5Ч3Ч8000=12 012Ч103 т пара/год;

удельный расход электроэнергии на питательные электронасосы, 7,4 кВт•ч/год;

расход электроэнергии на тягодутьевые установки:

расход электроэнергии на тягодутьевые установки, кВт•ч/т пара;

расход электроэнергии на гидрозолоудаление:

этпри газе равно 0;

расход электроэнергии на прочие собственные нужды:

удельный расход электроэнергии на прочие собственные нужды, 0,7% от годовой выработки.

После расчета определяем коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды:

Себестоимость отпущенного кВт•ч электроэнергии на ТЭЦ определяем по формуле:

эксплуатационные затраты на ТЭЦ, относящиеся на выработку электроэнергии, млн. руб./год.

Прежде чем разделить общие эксплуатационные затраты на ТЭЦ между затратами на выработку тепла и электроэнергии нужно разделить расход электроэнергии на собственные нужды:

а) на электроэнергию;

б) на тепловую энергию Тогда, Эснэ.э. = Эц + (Эт + Эпн + Этд + Эг + Эпроч) (Bэ.э.ТЭЦ /BгТЭЦ), МВтч/год Эснэ. э=8184,6+(86 486,4+36 036+6547,7)*(415 568,2/909 328,38)=67 466,6 МВтч/год Эснт.э. =6681,98+(86 486,4+36 036+6547,7)*(493 761,1/909 329,38)= 76 378 МВт*ч/год Далее рассчитываем:

а) удельный расход топлива на отпущенный кВт•ч электроэнергии:

б) удельный расход топлива на отпущенную Гкал теплоты:

Определяем абсолютные расходы топлива на отпуск каждого вида продукции (т.е. с учетом собственных нужд):

Распределения денежных затрат ТЭЦ между теплотой и электроэнергией производятся согласно таблице 1.

Затраты по топливно-транспортным и котельным цехам. Эти затраты приблизительно распределяются между двумя видами продукции следующим образом:

а) 602,7*106*(388 135,38/909 329,38)=257,3*106 руб/год;

б)602,7*106*(521 194/909329,38)=345,4*106 руб/год.

Общие затраты по машинному залу и электроцеху относятся целиком на электроэнергию: руб./год.

Общестанционные расходы распределяются пропорционально тому, как распределялись затраты по другим цехам, т. е.:

Таким образом, суммарные затраты составят:

а) на электроэнергию:

б) на тепловую энергию:

По результатам этих расчетов заполняем верхнюю правую часть таблицы.

Далее распределим отдельные элементы затрат между электрической и тепловой энергией. Распределение начинаем с самой затратной статьи — затрат на топливо. Затраты на топливо распределяются между двумя видами продукции пропорционально расходам топлива на эти виды продукции.

В соответствии с этим, затраты на топливо, относимое на электроэнергию определяются из выражения:

Затраты на топливо, относимое на тепло, определяются из выражения:

Результаты этих расчетов заносим в строку 6, 7 графы 3. Остальные элементы затрат распределяются пропорционально тому, как распределяются общестанционные затраты между тепловой и электрической энергией (кроме затрат на топливо). Для этого используются коэффициенты распределения:

для электроэнергии:

для тепловой энергии:

Разделив распределенные на электрическую и тепловую энергию затраты соответственно на годовой отпуск электроэнергии и тепловой энергии получим себестоимость единицы отпущенной электроэнергии и тепла на ТЭЦ.

В качестве основной части себестоимости выступает топливная составляющая:

Себестоимость тепла на пиковой котельной:

sПК = SзПК / QгПК; руб./Гкал;

sПК =22,5/ 155,2 = 145 руб./Гкал;

Коэффициент полезного действия (по отпуску каждого вида продукции) ТЭЦ: по отпуску электроэнергии:

по отпуску тепловой энергии:

4.2 Расчет технико-экономических показателей при раздельной схеме энергоснабжения Расчет электроэнергии на собственные нужды КЭС рассчитываются по формуле:

где расход электроэнергии на циркуляционные насосы:

удельный расход электроэнергии на циркуляционные насосы, принимается равным 0,5% от годовой выработки;

годовая выработка электроэнергии на КЭС;

расход электроэнергии на топливоприготовление:

эт — при газе равно 0;

годовой расход топлива на КЭС;

расход электроэнергии на питательные электронасосы:

удельный расход электроэнергии на питательные электронасосы, ;

годовая выработка пара котельной КЭС, расход электроэнергии на тягодутьевые установки:

ё расход электроэнергии на тягодутьевые установки

расход электроэнергии на гидрозолоудаление:

эгпри газе равно 0;

расход электроэнергии на прочие собственные нужды:

удельный расход электроэнергии на прочие собственные нужды, принимается равным 0,45% от годовой выработки.

После расчета определяем коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды:

Определяем себестоимость единицы электроэнергии на КЭС по следующему выражению:

где суммарные издержки КЭС.

Удельный расход топлива на отпущенный кВт•ч электроэнергии определяем из следующего выражения:

Себестоимость единицы тепла на районной и промышленной котельной:

Коэффициент полезного действия (по отпуску каждого вида продукции) КЭС:

по отпуску электроэнергии:

Удельные капитальные вложения показывают эффективность строительства объекта:

Таблица 2

Сводная таблица технико-экономических показателей комбинированной и раздельной семы энергоснабжения

Заключение

В данной курсовой работе мы производили обоснование схемы энергоснабжения.

В ходе расчета производится технико — экономический выбор турбин и котлоагрегатов. Мы выбрали турбины типа Т, ПТ, К и котел типа ГМ.

В результате проведенного технико-экономического расчета основных схем энергоснабжения района мы получили следующие результаты:

— установленная мощность на ТЭЦ составляет 315 МВт, на КЭС 1200 МВт;

— капитальные вложения при комбинированной схеме равны 516,1 млн руб., а при раздельной схеме энергоснабжения 803,43 млн руб.;

— эксплуатационные затраты при комбинированной схеме равны 726,7 млн руб./год. При раздельной схеме энергоснабжения эксплуатационные затраты равны 2203,76 млн руб./год. Значит, эксплуатация производственных мощностей при комбинированной схеме энергоснабжения обходится дешевле, чем при раздельной схеме энергоснабжения;

— себестоимость отпущенного кВт· ч электроэнергии при комбинированной схеме равна 0,194 руб/кВтч, а при раздельной схеме — 0,227 руб/кВтч, т. е. и на КЭС себестоимость электроэнергии больше, а себестоимость единицы отпущенной теплоэнергии составляет 107 руб./Гкал;

— удельные капитальные вложения на единицу установленной электрической мощности на ТЭЦ составляет 1200,6 руб./кВт и на КЭС 608,3 -руб./кВт.

Таким образом, исходя из всех условий наиболее оптимальной схемой энергоснабжения является комбинированная схема.

1. Шацких З. В. Методические указания к выполнению курсовой работы по курсу «Организация производства на предприятиях отрасли». Для студентов заочной формы обучения. Казань: Казанский государственный энергетический университет, 2011.

2. Дьяков А. Ф., Жуков В. В., Максимов Б. К., Левченко И. И. Менеджмент в электроэнергетике .- М.:МЭИ, 2009.