Выбор оптимальной схемы энергоснабжения промышленного района

Выбор оптимальной схемы энергоснабжения промышленного района

Содержание

Введение

. Расчет показателей теплопотребления промышленного района

1.1 Расчет потребности в паре производственных параметров

.2 Расчет потребности в паре отопительных параметров

.3 Построение суточных графиков тепловой нагрузки

2. Расчет технико-экономических показателей комбинированной схемы энергоснабжения промышленного района

2.1 Выбор основного оборудования ТЭЦ

.2 Расчет годовой выработки электроэнергии и годового расхода топлива на ТЭЦ

.3 Расчет капитальных вложений в комбинированную схему энергоснабжения

.4 Расчет себестоимости производства и передачи электроэнергии и теплоты

3. Расчет технико-экономических показателей раздельной схемы энергоснабжения промышленного района

3.1 Выбор основного оборудования для варианта раздельного энергоснабжения

.2 Расчет годовой выработки электроэнергии и годового расхода топлива на КЭС

.3 Расчет годового расхода топлива котельными

.4 Расчет капитальных вложений в раздельную схему энергоснабжения

.5 Расчет себестоимости производства и передачи электроэнергии и теплоты

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Курсовая работа предназначена для выполнения расчетов по технико-экономическому обоснованию выбора схемы энергоснабжения промышленного района.

В работе рассматриваются варианты снабжения электроэнергией и теплотой заданного района на базе использования комбинированной или раздельной схемы. В первом варианте предусматривается сооружение теплоэлектроцентрали на органическом топливе вблизи района энергоснабжения, во втором - ввод электрической мощности на конденсационной электростанции и сооружение районных и промышленных котельных на органическом топливе для покрытия тепловой нагрузки отопительных и производственных параметров. На основе технико-экономического сравнения этих вариантов выбирается наиболее целесообразный для рассматриваемых условий.

Задание на курсовую работу.

1. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОПОТРЕБЛЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

Задачей данной главы является определение годовой потребности района энергоснабжения в теплоте, максимальных тепловых нагрузок и построение зимних и летних суточных графиков тепловой нагрузки на условный расчетный период.

Годовая потребность района в тепле рассчитывается для основных групп потребителей по параметрам пара, отбираемого из отборов турбин ТЭЦ.

Основные группы потребителей:

промышленные предприятия, потребляющие пар производственных параметров (давлением 5-10 ата);

промышленные предприятия, потребляющие пар отопительных параметров (давлением 1,2 ата);

городское хозяйство и население, потребляющие пар отопительных параметров.

1.1 Расчет потребности в паре производственных параметров

Пар производственных параметров используется для покрытия технологической нагрузки промышленных потребителей.

Годовая потребность в паре производственных параметров определяется размерами производственной программы промышленных потребителей, т.е. объемов годового выпуска продукции, а режим теплопотребления - особенностями технологических процессов.

Для расчета годовой потребности в теплоте используется нормативный метод

, (1.1)

, (1.2)

где  - суммарная годовая потребность в паре производственных параметров, ГДж/год;  - годовая потребность i-го промышленного потребителя в паре производственных параметров, ГДж/год;  - годовой объем выпуска продукции i-ым промышленным потребителем, т, руб., шт./год;  - норма удельного расхода теплоты пара производственных параметров на технологические нужды, ГДж/ед.пр. [2, табл.1]; i - номер промышленного потребителя.

Максимальная часовая потребность в теплоте:

, (1.3)

, (1.4)

где  - суммарная часовая потребность в паре производственных параметров, ГДж/ч;  - максимальная часовая потребность в паре производственных параметров i-го промышленного потребителя, ГДж/ч;  - годовое число часов использования максимума технологической нагрузки, ч/год [2, табл.1].

Результаты расчетов сводятся в табл. 1.1.

Таблица 1.1 - Определение потребности промышленных потребителей в паре производственных параметров

Проверка /=4000 ¸7000 ч/год

/ = 10336400/1799,166=5745,12

.2 Расчет потребности в паре отопительных параметров

Пар отопительных параметров обеспечивает отпуск теплоты для покрытия технологической и сантехнической (вентиляционной, отопительной и горячего водоснабжения) нагрузок промышленных потребителей, а также нагрузки коммунально-бытовых потребителей на отопление и горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, в том числе прачечных и предприятий общественного питания.

Годовая и максимальная часовая потребности в паре отопительных параметров для покрытия технологической нагрузки:

, (1.5)

, (1.6)

, (1.7)

, (1.8)

где  - суммарная годовая потребность в паре отопительных параметров на технологию, ГДж/год;  - годовая потребность в паре отопительных параметров для покрытия технологической нагрузки i-го промышленного потребителя, ГДж/год;  - годовой объем выпуска продукции i-ым промышленным потребителем, т, руб., шт./год;  - норма удельного расхода теплоты пара отопительных параметров на технологические нужды, ГДж/ед.пр. [2, табл.1]; i - номер промышленного потребителя,  - суммарная часовая потребность в паре отопительных параметров, ГДж/ч;  - максимальная часовая потребность в паре отопительных параметров i-го промышленного потребителя, ГДж/ч;  - годовое число часов использования максимума технологической нагрузки, ч/год [2, табл.1].

Результаты расчетов сводятся в табл. 1.2.

Таблица 1.2 - Определение потребности промышленных потребителей в паре отопительных параметров на технологические нужды

Проверка /=4000 ¸7000 ч/год

/=3617*103/719,23=5028,9 ч/год

Величина потребности в паре отопительных параметров на отопление и сантехнические нужды промышленных потребителей зависит от особенностей технологического процесса и географического расположения предприятия и рассчитывается по формулам:

, (1.9)

, (1.10)

, (1.11)

, (1.12)

где  - суммарная годовая потребность в паре отопительных параметров на отопление и сантехнические нужды, ГДж/год;  - годовая потребность в теплоте на отопление и сантехнические нужды i-го промышленного потребителя, ГДж/год;  - годовой объем выпуска продукции i-ым промышленным потребителем, т; руб.; шт./год;  - норма удельного расхода теплоты пара отопительных параметров на отопление и сантехнические нужды промышленного потребителя, ГДж/ед.пр. [2, табл.1]; i - номер промышленного потребителя;  - суммарная часовая потребность в паре отопительных параметров, ГДж/ч;  - максимальная часовая потребность i-го промышленного потребителя в паре отопительных параметров, ГДж/ч;  - число часов использования максимальной нагрузки на отопление и вентиляцию, ч/год [2, табл. 2].

Результаты расчетов сводятся в табл. 1.3.

Таблица 1.3 - Определение потребности промышленных потребителей в паре отопительных параметров на отопление и сантехнические нужды

Проверка /=

/=2508*103/492,58=5,09*103 ч/год

Годовая потребность в теплоте коммунально-бытовых потребителей:

, (1.13)

, (1.14)

где  - годовая потребность j-го коммунально-бытового потребителя в паре отопительных параметров (отопление жилых и общественных зданий , горячее водоснабжение , прачечные , предприятия общественного питания ), ГДж/год; j - вид нагрузки (отопление, горячее водоснабжение, прачечные, предприятия общественного питания);  - коэффициент охвата населения по каждой нагрузке, принимается в диапазоне, указанном в табл. 1.4 (верхний предел относится к крупным городам с большим удельным весом многоэтажных домов); п - численность населения, чел.;  - норма удельного расхода теплоты пара отопительных параметров на j-ые коммунально-бытовые нужды, ГДж/(чел-год) [2, табл. 2];  - суммарная годовая потребность прочих коммунально-бытовых потребителей (горячее водоснабжение, прачечные и предприятия общественного питания) в паре отопительных параметров, ГДж/год.

Максимальная часовая нагрузка:

, (1.15)

, (1.16)

где  - максимальная часовая потребность i-го коммунально-бытового потребителя в паре отопительных параметров (отопление жилых и общественных зданий , горячее водоснабжение , прачечные , предприятия общественного питания ), ГДж/ч;  - годовое число часов использования максимума соответствующей нагрузки, ч/год [2, табл.2];  - суммарная часовая потребность прочих коммунально-бытовых потребителей (горячее водоснабжение, прачечные и предприятия общественного питания) в паре отопительных параметров, ГДж/ч.

Результаты расчетов сводятся в табл. 1.4.

Таблица 1.4 - Определение потребности коммунально-бытовых потребителей в паре отопительных параметров

Проверка /=

/=3801,2/1694,4=2,24

В заключении расчета потребности в теплоте промышленного района составляется табл. 1.5. Потери при передаче теплоты в паре принимаются равными 4 % от потребности, в горячей воде - 8 % от потребности.

Таблица 1.5 - Показатели расходной части баланса теплоты промышленного района

1.3 Построение суточных графиков тепловой нагрузки

Графики тепловой нагрузки промышленного района строятся отдельно по пару производственных параметров и горячей воде. Суточные графики тепловой нагрузки в паре производственных параметров строятся, исходя из заданной загрузки оборудования [2, табл.1], по сменам для каждого промышленного потребителя. Продолжительность смен принимается равной 8 часам: I смена - с 8 до 16 часов; II - с 16 до 24 часов; III - от 0 до 8 часов. При отсутствии сезонных производств можно ограничиться построением только зимнего суточного графика нагрузки.

Суточные графики тепловой нагрузки в горячей воде являются результатом суммирования часовой потребности для различных видов нагрузки: технологической, отопительной и прочей сантехнической промышленных потребителей, отопительной и горячего водоснабжения коммунально-бытовых потребителей.

Потребность в теплоте отопительных параметров на нужды технологии и сантехнические нужды промышленных потребителей по сменам рассчитывается аналогично потребности в паре производственных параметров.

Изменение отопительной нагрузки, горячего водоснабжения жилых зданий, прачечных и предприятий общественного питания по часам суток рассчитывается на основе типовых графиков, которые приведены в [2, табл.3]. Конфигурация графиков этих нагрузок (кроме отопительной, которая отсутствует в летний период) для зимнего и летнего периода принимается однотипной. Для горячего водоснабжения жилых зданий, прачечных и предприятий общественного питания принимается 15%-ое уменьшение потребности по часам суток летнего периода.

2. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КОМБИНИРОВАННОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

.1 Выбор основного оборудования ТЭЦ

Потребность в теплоте района энергоснабжения покрывается из отборов турбин различных типов: "Т", "ПТ" и пиковых источников. Данные по годовым и часовым нагрузкам берутся из расходной части баланса теплоты промышленного района (табл. 1.5 ст.6).

Выбор основного оборудования начинается с турбин типа "ПТ". Необходимая мощность отборов пара производственных параметров турбин типа "ПТ" соответствует потребности в паре производственных параметров (табл. 1.5):

= (2.1)

где  - необходимая мощность отборов пара производственных параметров турбин типа "ПТ", ГДж/ч.

Необходимая мощность отборов отопительных параметров определяется из уравнения:

 (2.4)

где  - необходимая мощность отборов пара отопительных параметров, ГДж/ч;  - часовой коэффициент теплофикации по отопительной нагрузке.

Оптимальное значение коэффициента теплофикации зависит от большого числа факторов и определяется на основе специальных технико-экономических расчетов. В данном расчете для благоприятных условий топливо- и водоснабжения (см. задание)  принимается в пределах 0,5÷0,6, при неблагоприятных - 0,3÷0,4.

Выбор турбин

Имея часовые расходы пара из отборов турбин "Т" и "ПТ" по табл. 4 [2] подбирают совокупность турбин возможно большей единичной мощности на одинаковые начальные параметры пара (13,0 и 24,0 МПа).

Количество теплоты необходимо перевести из тепловых единиц (ГДж/ч) в весовые единицы (т/ч). Для этого можно принять следующие соотношения для средних условий (по доле возврата конденсата, энтальпии возвращаемого конденсата и исходной воды):

для отборного пара производственных параметров 0,37 т/ГДж

;

для отборного пара отопительных параметров 0,43 т/ГДж

.

В первую очередь должна быть полностью покрыта технологическая нагрузка производственных параметров. Для этой цели применяются двухотборные турбины типа "ПТ". По номинальной величине отборов пара производственных параметров  по табл. 4 [2] подбирается турбина возможно большей единичной мощности. Выбираем 2 турбины типа ПТ-135/165-130, для этой турбины номинальная величина отборов пара: отопительных параметров - 210/220 т/ч, производственных параметров 320/390 т/ч и одну турбину типа ПТ-25-90, производственных параметров70/92 и отопительных параметров53/130. Возможная к использованию мощность отборов пара отопительных параметров  определяется по графику связи предельных значений этих отборов рис. 1 [2].

Если по условиям тепловой нагрузки потребуется несколько одинаковых турбин типа "ПТ", то на их отборы поровну распределяется производственная нагрузка, а значит, от этих турбин будет получено равное количество пара отопительных параметров:

, (2.5)

, (2.6)

где  - суммарное количество пара производственных параметров, получаемое из отборов турбин типа "ПТ", т/ч;  - суммарное количество пара отопительных параметров, получаемое из отборов турбин типа "ПТ", т/ч;  - номинальная величина отборов пара производственных параметров, т/ч;  - номинальная величина отборов пара отопительных параметров, т/ч;  - количество турбин типа "ПТ".

Если суммарное количество пара, получаемое из отборов турбин типа "ПТ" недостаточно для покрытия отопительной нагрузки района, то дополнительное количество пара отопительных параметров может быть получено из отборов турбин типа "Т"

где  - суммарное количество пара отопительных параметров, получаемое из отборов турбин типа "Т", т/ч.

Турбины типа "Т" подбирают возможно большей мощности по номинальной величине отборов пара отопительных параметров (табл. 4, [2]). Выбирает одну турбину типа Т-180-130. Для этой турбины номинальная величина отборов пара отопительных параметров: 460 т/ч

После выбора турбин уточняется значение суммарного количества пара отопительных параметров, получаемое из отборов турбин типа «Т»:

, (2.7)

где  - номинальное количество пара отопительных параметров, получаемое из отборов i-ой турбины типа "Т", т/ч.

Для выбранного состава оборудования подсчитывается фактическое (расчетное) значение часового коэффициента теплофикации по нагрузке отопительных параметров

. (2.8)

где  - расчетное значение часового коэффициента теплофикации по нагрузке отопительных параметров; , ,  - суммарное количество теплоты отопительных параметров, соответственно, на технологию, на прочих коммунально-бытовых потребителей и на отопление, было определено ранее (см. табл. 1.5, ст.6, стр. 4, 6, 8), ГДж/ч.

Если полученное расчетное значение коэффициента теплофикации оказывается близким к его оптимальным значениям для заданных условий топливосжигания и водоснабжения ТЭЦ, то выбранный состав оборудования принимается к дальнейшим расчетам. В противном случае требуется уточнение состава выбираемых к установке на ТЭЦ турбин для покрытия тепловой нагрузки.

Выбор числа и типов энергетических котлов

При установке турбоагрегатов типа ПТ-135-130, Т-180-130, предусматривается блочная компоновка тепловой схемы ТЭЦ (котел-турбина).

При поперечной схеме энергетические котлы подбираются по табл. 5 [2] таким образом, чтобы суммарная паропроизводительность котельной соответствовала расходу пара на турбоагрегаты с учетом потерь теплоты на станции в размере 2-3%:

; (2.9)

где  - суммарная паропроизводительность котельной, т/ч;  - суммарный расход пара на турбоагрегаты, т/ч.

Расход пара на каждый турбоагрегат в отдельности определяется по табл. 4 [2]. При этом для выбора мощности энергетических котлов берется максимальный расход пара в голову турбины. Расход пара для турбины ПТ-135-130 равен 500 т/ч, для Т-180-130 равен 670 т/ч.

Выбор оборудования пиковых котельных

Выбор оборудования котельных осуществляется в тепловых единицах. Необходимая для полного обеспечения тепловых потребителей мощность пиковой котельной при полученном значении  рассчитывается по формуле:

, (2.10)

где  - суммарная мощность пиковой котельной, ГДж/ч.

Типы и количество пиковых водогрейных котлов подбираются возможно большей единичной мощности (но не менее двух) по данным табл. 6 [2] с учетом резерва мощности (15% от потребности). Выбираем 1 котел ПТВМ-100 и ПТВМ-180, работающих на мазуте, номинальная производительность которых 419 ГДж/ч и 754 ГДж/ч соответственно.

419+754=1173 ГДж/ч

Годовой коэффициент теплофикации по нагрузке отопительных параметров  определяется по рис. 4 [2] в зависимости от , =0,65

Годовой отпуск теплоты из водогрейных котлов пиковой котельной рассчитывается по формуле:

 (2.11)

где  - годовой отпуск теплоты из водогрейных котлов пиковой котельной, тыс. ГДж/год.

Годовое число часов использования мощности пиковой котельной рассчитывается по формуле, ч/год:

. (2.12)

Выбор мощности ЛЭП и подстанции

Мощность линий электропередачи от ТЭЦ и подстанции обуславливается требованиями электрической связи ТЭЦ с энергосистемой и в данном расчете может приниматься равной 40-60% мощности ТЭЦ, имея в виду, что оставшиеся 60-40% мощности распределяются на генераторном напряжении.

По величине мощности электропередачи принимается ее напряжение и длина [2, табл. 11].

Ориентировочное расстояние передачи L=200-400 км.

Параметры тепловых сетей (протяженность, мощность и др.) в данном расчете для упрощения не определяются. Для оценки стоимости сооружения тепловых сетей и эксплуатационных расходов по ним будут ниже применены укрупненные показатели, зависящие от максимума тепловой нагрузки, известного из расчета расходной части баланса теплоты (табл. 1.5).

2.2 Расчет годовой выработки электроэнергии и годового расхода топлива на ТЭЦ

Число часов использования электрической мощности ТЭЦ зависит от условий работы ТЭЦ в энергосистеме и числа часов использования тепловой мощности турбоагрегатов ТЭЦ.

Число часов использования тепловой мощности отборов турбоагрегатов "Т" и "ПТ" отопительных и производственных параметров определяются по формулам:

 (2.13)

, (2.14)

где ,  - число часов использования тепловой мощности отборов турбоагрегатов, соответственно, отопительных и производственных параметров, ч/год.

Число часов использования электрической мощности турбоагрегатов принимаются ориентировочно по табл.28 [2]. =+500=6245,19 ; =+∆hу ∆hу=1750 ч/год

=3083,2+1750=4833,2 ч/год

При этом должно выполняться условие:

,

,

где ,  - число часов использования установленной электрической мощности турбоагрегатов типа "ПТ" и "Т", соответственно, ч/год.

Годовая выработка электроэнергии i-ым турбоагрегатом ТЭЦ определяется по формуле, МВт-ч/год:

, (2.15)

где  - установленная мощность i-го турбоагрегата, МВт;  - число часов использования электрической мощности i-го турбоагрегата, ч/год.

Годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ, МВт-ч:

, (2.16)

Расход топлива на ТЭЦ состоит из расхода топлива, определяемого по топливным характеристикам турбоагрегатов и дополнительного расхода топлива пиковыми котельными на покрытие пиковых тепловых нагрузок:

, (2.17)

где  - годовой расход топлива турбоагрегатами ТЭЦ, тут/год;  - годовой расход топлива пиковыми котельными, тут/год.

Топливная характеристика i-го турбоагрегата типов "Т" и "ПТ" имеет вид [1]:

, (2.18)

Т-180-130:  ;

ПТ-135-130: ;

ПТ-25-90:  

где  - годовое число часов работы турбоагрегата (при базовом режиме работы станции принимается равным 7000÷8200 ч/год); ,  - годовые отборы пара производственных и отопительных параметров i-го турбоагрегата, т пара/год (для турбин типа "Т" величина = 0);  - годовая выработка электроэнергии i-го турбоагрегата, МВт-ч/год; , , ,  - числовые коэффициенты, зависящие от типа турбоагрегата.

Годовые отборы пара производственных и отопительных параметров определяются равенствами

, (2.19)

, (2.20)

где ,  - часовые отборы пара производственных и отопительных параметров, соответственно, т/ч.

Для турбины типа ПТ-135-130 2 шт.:

Для турбины типа ПТ-25-90:

Для турбины типа Т-180-130:

Расход топлива турбоагрегатами ТЭЦ, тут/год:

, (2.21)

где п - количество турбоагрегатов на ТЭЦ.

Расход топлива пиковыми котельными на покрытие пиковой нагрузки в паре отопительных параметров:

, (2.22)

где  - значение КПД пиковой котельной (табл.6, [2]), %;  - годовой отпуск теплоты из водогрейных котлов пиковой котельной был определен ранее (см. ф. 2.11).

По полученному значению расхода топлива на ТЭЦ, определяются удельные расходы топлива на производство электроэнергии и теплоты.

Для этих расчетов необходимо разделить расход топлива между различными видами продукции. Для этого в учебных расчетах можно использовать физический метод распределения затрат на ТЭЦ.

На производство теплоты относится часть расхода топлива, определяемая по известным отборам пара каждой турбины "Т" и "ПТ", тут/год:

, (2.23)

ПТ-135-130

ПТ-25-90

Т-180-130

, (2.24)

где  - годовой расход топлива на производство теплоты i-ым турбоагрегатом ТЭЦ, тут/год;  - годовой расход топлива на производство теплоты всеми турбоагрегатами ТЭЦ, тут/год; п - количество турбоагрегатов на ТЭЦ.

Тогда расход топлива на производство электроэнергии, тут/год:

, (2.25)

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии (брутто), гут/кВт-ч:

, (2.26)

Эта величина должна находиться в диапазоне [190÷300] гут/кВт-ч.

Удельный расход топлива на выработку теплоты (брутто), кгут/ГДж:

. (2.27)

где  - годовое количество теплоты, отпускаемой с ТЭЦ, ГДж/год.

Годовое количество теплоты производственных и отопительных параметров, отпускаемое потребителям от ТЭЦ, ГДж/год:

=+++, (2.28)

=10,75*106+3,762*106+3976,65*106+2684,23=18491334,23

где , , ,  - годовое количество теплоты производственных и отопительных параметров, отпускаемое с ТЭЦ, на технологию, на отопление и прочим коммунально-бытовым потребителям, было определено ранее (см. табл. 1.5, ст.6).

Величина  должна находиться в диапазоне [36÷40] кгут/ГДж.

2.3 Расчет капитальных вложений в комбинированную схему энергоснабжения

Капитальные вложения при комбинированной схеме энергоснабжения определяются по формуле:

, (2.29)

где  - капитальные вложения в ТЭЦ без пиковых котлов, млн. руб.;  - капитальные вложения в пиковые котлы, млн. руб.;  - капитальные вложения в магистральные тепловые сети, млн. руб.;  - капитальные вложения в электрические сети от ТЭЦ, млн. руб.

При блочной компоновке тепловой схемы капитальные вложения в ТЭЦ определяются по выражению [1]:

, (2.30)

где ,  - капитальные вложения в первый и в последующие энергоблоки, млн. руб. [2, табл. 8];  - количество последующих энергоблоков i-го типа, шт.; m - количество типов энергоблоков, шт.; ,  - доля отчислений на строительно-монтажные работы и оборудование; ,  - коэффициенты, учитывающие район размещения ТЭЦ и вид топлива [2, табл. 10].

Капитальные вложения в ТЭЦ с поперечными связями определяются по выражению [1]:

 (2.31)

где ,  - капитальные вложения в головной и в последующий i-ый турбоагрегат, млн. руб. [2, табл. 8]; ,  - капитальные вложения в головной и в последующий j-ый энергетический котлоагрегат, млн. руб. [2, табл. 8];  - количество последующих турбоагрегатов i-го типа, шт.;  - количество последующих котлоагрегатов j-го типа, шт.; m, n - количество типов последующих турбин и котлов, шт.

Удельные капитальные вложения в ТЭЦ определяются по формуле:

, (2.32)

где  - удельные капитальные вложения в ТЭЦ, руб./кВт;  - установленная мощность ТЭЦ, кВт;  - установленная мощность i-го турбоагрегата, МВт.

Капитальные затраты в пиковые котлы на ТЭЦ [1]:

, (2.33)

где  - капитальные вложения в пиковый котел, млн. руб. [2, табл. 7, 8];  - количество пиковых котлов i-го типа, шт.; m - количество типов пиковых котлов, шт.

Расчет капитальных вложений в тепловые сети и паропроводы производится по выражению [1]:

, (2.34)

где  - удельные капитальные вложения в тепловые магистральные сети и паропроводы (в учебных расчетах принимаем =2800/30=93,33 руб/ГДж; = 2400/30=80руб/ГДж), тыс. руб./ГДж; , , ,  - часовое количество теплоты производственных и отопительных параметров, отпускаемое с ТЭЦ, на технологию, на отопление и прочим коммунально-бытовым потребителям, было определено ранее (см. табл. 1.5, ст.6).

Величина капитальных вложений в электрические сети [1]:

, (2.35)

где  - удельные капитальные вложения в ЛЭП и в подстанции, тыс. руб./км, тыс. руб./МВт [2, табл.11];  - длина ЛЭП, км, и величина передаваемой мощности, МВт, были определены ранее (см. п.2.1).

2.4 Расчет себестоимости производства и передачи электроэнергии и теплоты

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ слагается из следующих составляющих [1]:

, (2.36)

где - расход электроэнергии на циркуляционные насосы, МВт-ч/год; - расход электроэнергии на топливоприготовление, МВт-ч/год; - расход электроэнергии на тягодутьевые устройства, МВт-ч/год; - расход электроэнергии на сетевые насосы, МВт-ч/год; - расход электроэнергии на питательные электронасосы, МВт-ч/год; - расход электроэнергии на гидрозолоудаление, МВт-ч/год; - расход электроэнергии на прочие элементы, МВт-ч/год.

Расчет отдельных составляющих может быть проведен по формулам:

;

;

;

;

;

;

,

где ,  - годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ, МВт-ч, и годовой расход топлива на ТЭЦ, тут/год, были определены ранее (см. п. 2.2);  - максимальный расход пара в голову i-ой турбины [2, табл.4], т/ч;  - число часов использования электрической мощности i-го турбоагрегата, ч/год, было определено ранее (см. п. 2.2);  - годовое количество теплоты, отпускаемой с ТЭЦ, ГДж/год, было определено ранее (см. п.2.2);  - удельные расходы электроэнергии на отдельные элементы, %, кВт-ч/т(или1000м3).топлива, кВт-ч/т.пара, кВт-ч/ГДж [2, табл.23].

Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды, %:

. (2.37)

Годовые эксплуатационные затраты на ТЭЦ без пиковых котлов

Годовые эксплуатационные затраты на производство энергетической продукции, вырабатываемой на ТЭЦ, могут быть представлены суммой следующих составляющих:

, (2.38)

где  - затраты на топливо, млн.руб./год;  - амортизационные отчисления, млн.руб./год;  - затраты на ремонт оборудования (заработная плата ремонтного персонала, запасные части, материалы и пр.), млн.руб./год;  - заработная плата (основная и дополнительная) эксплуатационного персонала с начислениями без административно-управленческого и ремонтного персонала, млн.руб./год;  - прочие производственные затраты (расходы по охране труда, на спецодежду, анализ топлива, содержание зданий, административно-управленческие расходы и пр.), млн.руб./год.

Годовые затраты на топливо могут быть рассчитаны следующим образом [1]:

, (2.39)

где  - расход топлива турбоагрегатами ТЭЦ, тут/год, был определен ранее (см. п. 2.2);  - цена натурального топлива, руб./т, руб/тыс.м3;  - низшая теплота сгорания натурального топлива (2, табл.16), ГДж/т, ГДж/тыс.м3;  - величина потерь топлива при перевозке, %.

Амортизационные отчисления в данном расчете укрупнено определяются по следующей формуле:

, (2.40)

где  - капитальные вложения в ТЭЦ без пиковых котлов, млн. руб., были определены ранее (см. п. 2.3);  - средневзвешенная норма амортизационных отчислений, %. Для ТЭС при линейном способе начисления амортизации принимается равной 3,5%.

Затраты на ремонт оборудования:

, (2.41)

где  - коэффициент, учитывающий долю затрат на ремонты, в долях от капитальных вложений;

,

где  - норма амортизационных отчислений на капитальный ремонт, %, [2, табл.15].

Заработная плата с начислениями ориентировочно может быть рассчитана по формуле:

, (2.42)

где  - среднегодовой фонд заработной платы, который может приниматься на ТЭС в пределах 150÷180 тыс.руб./чел-год;  - численность эксплуатационного персонала на ТЭЦ, чел.;

,

где  - удельная численность персонала, чел./МВт, [2, табл.13].

Прочие затраты:

. (2.43)

Большее значение коэффициента относится к ТЭЦ небольшой мощности.

Расчет себестоимости производства электроэнергии и теплоты на ТЭЦ без пиковых котлов

Порядок расчета себестоимости электроэнергии и теплоты определяется тепловой схемой ТЭЦ. В общем случае тепловая нагрузка ТЭЦ покрывается из отборов турбин и пиковых котлов. Для расчета себестоимости электроэнергии и теплоты необходимо полученные годовые эксплуатационные затраты распределить между двумя видами энергетической продукции. Для этого в данном расчете применяется физический (балансовый) метод распределения затрат. Прежде всего между ними распределяется расход электроэнергии на собственные нужды. При этом расход электроэнергии на циркуляционные насосы полностью относится на электроэнергию, а на сетевые насосы - на тепловую энергию. Остальные составляющие распределяются пропорционально расходу топлива на каждый вид продукции [1]:

, (2.44)

где - расход электроэнергии на собственные нужды, относящийся на электроэнергию, МВт-ч/год; - расход электроэнергии на собственные нужды, относящийся на тепловую энергию, МВт-ч/год;  - расходы топлива на производство электрической и тепловой энергии, тут/год, были определены ранее (см. п. 2.2).

Удельные расходы условного топлива на каждый вид продукции с учетом собственных нужд (нетто) составляют:

на отпуск электроэнергии, гут/кВтч:

, (2.45)

на отпуск теплоты без учета пиковой котельной, кгут/ГДж:

. (2.46)

где  - годовое количество теплоты, отпускаемой из отборов турбоагрегатов ТЭЦ, ГДж/год:

, (2.47)

где  - годовое количество теплоты производственных и отопительных параметров, отпускаемое потребителям от ТЭЦ, ГДж/год, было определено ранее (см. п. 2.2);  - годовой отпуск теплоты из водогрейных котлов пиковой котельной, ГДж/год, был определен ранее (см. п. 2.1).

Тогда абсолютные расходы топлива на отпуск каждого вида продукции ТЭЦ составят, тут/год:

; (2.48)

. (2.49)

КПД по отпуску теплоты от ТЭЦ, %:

; (2.50)

КПД по отпуску электроэнергии с шин ТЭЦ, %:

. (2.51)

Таблица 2.1 - Сокращенная калькуляция себестоимости энергии на ТЭЦ (при учебных расчетах)

Далее составляется сокращенная калькуляция электроэнергии на ТЭЦ (табл. 2.1). Калькуляционными единицами являются: отпущенный 1 кВт-ч с шин ТЭЦ; отпущенный 1 ГДж с коллекторов ТЭЦ.

Составление калькуляции производится в следующей последовательности:

. Распределяются составляющие затрат ТЭЦ между тремя группами цехов:

топливно-транспортный и котельный ();

машинный и электроцех ();

общестанционные расходы ().

Суммарные составляющие затрат записываются в 5-ю горизонтальную строчку таблицы 2.1 в столбцы 3÷8. распределение их между тремя группами цехов принимается таким, как указано в табл. 2.1 в горизонтальных строчках 1÷4 столбцов 3÷7.

Суммируя по каждой из горизонтальных строчек 1÷5 значения элементов затрат, получим общие затраты по группам цехов и по ТЭЦ в целом, которые заносятся в столбец 8:

;

;

.

. Рассчитывается цеховая структура суммарных затрат ТЭЦ по каждому виду продукции.

Общие затраты по топливно-транспортному и котельному цехам  приближенно распределяются между двумя видами продукции следующим образом (строка 1, столбцы 9 и 11), млн.руб./год:

на электроэнергию:

=;

на тепловую энергию:

.

Общие затраты по машинному залу и электроцеху  полностью относятся на электроэнергию (строка 2, столбец 9), млн.руб./год:

.

Общестанционные расходы распределяются пропорционально тому, как распределились затраты по другим цехам (строка 4, столбцы 9 и 11), млн.руб./год:

на электроэнергию:

;

на тепловую энергию:

.

. Распределяются годовые затраты между отдельными видами продукции.

Суммарные затраты на выработку каждого вида продукции (строка 5, столбцы 9 и 11), млн.руб./год:

на электроэнергию:

;

на тепловую энергию:

.

Данные вышеприведенных расчетов позволяют заполнить правую верхнюю часть таблицы 2.1. Рассчитывается структура затрат в процентах по каждому виду продукции (столбцы 10 и 12).

4. Рассчитывается себестоимость единицы энергии каждого вида и ее структура по элементам.

Распределение годовых затрат на топливо между видами продукции ТЭЦ пропорционально расходам топлива на них с учетом расходов топлива на собственные нужды (столбец 3, строка 6), млн.руб./год:

на электроэнергию:

; (2.52)

на тепловую энергию:

. (2.53)

Остальные элементы затрат (,,,) распределяются между видами продукции пропорционально тому, как распределились общие затраты (за исключением затрат на топливо) между рассматриваемыми видами продукции.

Для этого рассчитываются коэффициенты распределения:

на электроэнергию:

; (2.54)

на тепловую энергию:

. (2.55)

Сумма этих коэффициентов равна 1:

.

Составляющие затрат на амортизацию, текущий ремонт, заработную плату и прочие, относимые на электроэнергию и теплоту, определяются путем умножения суммарных составляющих на соответствующие коэффициенты и заносятся в строку 6 столбцы 4, 5, 6, 7:

Суммируя затраты по отдельным элементам получаем общие затраты по электроэнергии, теплоте и сжатому воздуху, которые заносятся в столбец 8 строки 6:

; (2.56)

. (2.57)

Исходя из годового отпуска электроэнергии и теплоты определяется удельная себестоимость каждого вида продукции по элементам:

;

и так ведем расчет по всем затратам

; (2.58)

. (2.59)

Результаты расчетов заносятся в строку 7 столбцы с 3 по 8.

Структура себестоимости, показывающая удельный вес каждого из элементов затрат, определяется расчетом нижней части таблицы 2.1.

Расчет себестоимости производства теплоты пиковой котельной

Затраты на производство теплоты пиковой котельной могут быть подсчитаны по следующей формуле:

. (2.60)

Затраты на топливо:

, (2.61)

где  - расход топлива пиковыми котельными на покрытие пиковой нагрузки в паре отопительных параметров, тут/год, был определен ранее (см. п. 2.2).

Затраты на амортизацию и ремонт:

; (2.62)

где ,  - норма отчислений на ремонт и амортизацию, 1/год. Для учебных расчетов принимается 0,085;  - капитальные вложения в пиковые котлы, млн. руб., были определены ранее (см. п. 2.3).

Заработная плата с начислениями рассчитывается по формуле:

, (2.63)

где  - среднегодовой фонд заработной платы одного производственного работника, который может приниматься для пиковой котельной в пределах 90÷120 тыс.руб./чел-год; где  - численность эксплуатационного персонала на пиковой котельной, чел.;

, (2.64)

где  - удельная численность персонала, чел./ГДж, [2, табл.12].

Прочие затраты:

. (2.65)

Исходя из годового отпуска теплоты определяется себестоимость производства теплоты на пиковой котельной, руб/ГДж:

Расчет себестоимости передачи электроэнергии и теплоты

Годовые эксплуатационные расходы на транспорт электроэнергии по электрическим сетям приближенно оцениваются в 5÷7% от капитальных затрат в электрические сети:

, (2.67)

где  - капитальные вложения в электрические сети от ТЭЦ, млн. руб, были определены ранее (см. п. 2.3).

Себестоимость транспорта электроэнергии, коп/кВт-ч, составит:

, (2.68)

где  - количество электроэнергии, передаваемой по ЛЭП, кВт-ч/год. В связи с тем, что 40÷60% электроэнергии, вырабатываемой на ТЭЦ, потребляется внутри района,  можно определить по формуле:

.

Годовые эксплуатационные расходы на транспорт теплоты по тепловым сетям приближенно оцениваются в 15% от капитальных затрат на сооружение тепловых сетей:

, (2.69)

где  - капитальные вложения в тепловые сети от ТЭЦ, млн. руб, были определены ранее (см. п. 2.3).

Себестоимость транспорта теплоты, руб/ГДж, составит:

, (2.70)

Результаты расчета себестоимости производства и передачи электроэнергии и теплоты при комбинированной схеме энергоснабжения района сводятся в табл. 2.2.

Таблица 2.2 - Основные технико-экономические показатели комбинированной схемы энергоснабжения

* - прочие постоянные затраты находятся как сумма затрат на ремонт, заработную плату и прочие.

3. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗДЕЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

.1 Выбор основного оборудования для варианта раздельного энергоснабжения

электроснабжение топливо котельная

Исходной информацией для подбора основного оборудования для промышленной и районной котельных являются показатели теплопотребления промышленного района, подсчитанные ранее (см. табл. 1.5).

Выбор КЭС

Для электроснабжения промышленного района принимается крупная конденсационная электростанция (КЭС), входящая в энергосистему. Тип основного оборудования КЭС определяется на основе технико-экономических расчетов, исходя из условий топливоснабжения, водоснабжения, режимов электропотребления и структуры генерирующих мощностей в каждом конкретном районе страны. При выполнении курсовой работы тип основного оборудования КЭС, используемое топливо принимается по [2, табл.29] или по заданию консультанта. Для Европейской части СССР принимаем количество машин равное 4 типа К-500-240.

Параметры основного оборудования определяются по [2, табл.4].

Принятый к расчетам состав основного оборудования и его параметры представлены в табл. 3.1.

Таблица 3.1 - Состав и параметры основного оборудования КЭС

Выбор промышленных и районных котельных

Для теплоснабжения промышленного района используются промышленные и районные котельные. В данном расчете принимается, что на каждом предприятии, требующем пар производственных параметров, имеется промышленная котельная. Исходной информацией для выбора количества и типов парогенераторов служат максимальные нагрузки по пару производственных параметров (с учетом потерь), подсчитанные ранее (см. табл. 1.1 и 1.5). Принимаются к установке по возможности более крупные агрегаты, при числе их не менее двух [2, табл. 6]. Состав и параметры оборудования промышленных котельных представлены в табл. 3.2.

Таблица 3.2 - Состав и параметры основного оборудования промышленных котельных

Потребность в теплоте отопительных параметров на отопление, технологические и коммунально-бытовые нужды удовлетворяется горячей водой. Источниками служат котельные с водогрейными котлами. Количество и мощность котельных определяется подсчитанными ранее нагрузками (с учетом потерь) (см. табл. 1.5) и размещением потребителей. В расчете принимается не менее 3÷4-х котельных с возможно более крупными равновеликими агрегатами [2, табл. 6]. Состав и параметры оборудования районных котельных представлены в табл. 3.2.

Таблица 3.3 - Состав и параметры основного оборудования районных котельных

Выбор ЛЭП

В дальнейших расчетах предполагается сопоставить между собой комбинированное и раздельное энергоснабжение района. Поэтому, с учетом приведения вариантов в сопоставимый вид [1], пропускная способность линии электропередачи (ЛЭП) определяется по ранее выбранной мощности ТЭЦ (см. п. 2.1) с учетом различий в расходе мощности на собственные нужды и покрытие потерь в электрической сети при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения:

, (3.1)

где  - установленная мощность КЭС, МВт.

Напряжение и протяженность двухцепной линии электропередачи принимается по материалам [2, табл. 11]. Показатели по линии электропередачи сводятся в табл. 3.4.

Таблица 3.4 - Параметры линии электропередачи

3.2 Расчет годовой выработки электроэнергии и годового расхода топлива на КЭС

Годовая выработка электроэнергии на КЭС определяется одним из нижеперечисленных способов в зависимости от наличия исходных данных.

. По числу часов использования установленной мощности КЭС.

Годовая выработка электроэнергии i-ым турбоагрегатом КЭС определяется по формуле, МВт-ч/год:

, (3.2)

где  - установленная мощность i-го турбоагрегата, МВт;  - число часов использования электрической мощности i-го турбоагрегата, ч/год.

Годовая выработка электроэнергии на КЭС, МВт-ч:

, (3.3)

где п - количество турбоагрегатов на КЭС.

. По заданным графикам электрической нагрузки для характерных суток:

 (3.4)

где  - суточная выработка электроэнергии, МВт-ч/сутки; m - количество суток в году (365);  - коэффициент неравномерности (0,88÷0,89); - электрическая нагрузка в i-м временном интервале, МВт;  - продолжительность i-го временного интервала, ч/сут.

После подсчета годовой выработки электроэнергии определяется годовое число часов использования установленной мощности КЭС, ч/год:

 (3.5)

где  - суммарная установленная мощность КЭС, МВт.

. По типовым электрическим графикам рабочего дня для зимнего и летнего периодов

Таблица 3.5 - Электрическая нагрузка в течении дня

 (3.6)

где  - электрическая нагрузка в ночной период, МВт; ,  - электрическая нагрузка в дневной период зимы и лета, МВт;  - 210 суткам;  - продолжительность использования летнего графика, может быть принята равным 155 суткам.

Годовой расход топлива на КЭС подсчитывается по топливным характеристикам на основе справочно-нормативных материалов:

, (3.7)

где п - количество турбоагрегатов на КЭС.

Топливная характеристика i-го турбоагрегата КЭС имеет вид [1]:

, (3.8)

где  - годовое число часов работы турбоагрегата (при базовом режиме работы станции принимается равным 7000÷8200 ч/год); ,  - числовые коэффициенты, характерные для данного типа турбоагрегата;  - годовая выработка электроэнергии i-ым турбоагрегатом, МВт-ч/год:

.

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии (брутто), гут/кВт-ч:

 (3.9)

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии на КЭС с учетом расхода на собственные нужды (нетто) составляют, гут/кВт-ч:

 (3.10)

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды КЭС может быть представлен как сумма величин электропотребления отдельными элементами собственных нужд [1], МВт-ч/год:

, (3.11)

где , , , , ,  - расход электроэнергии на циркуляционные насосы, на топливоприготовление, на тягодутьевые устройства, на питательные электронасосы, на гидрозолоудаление, на прочие элементы (методику расчета этих показателей см. п. 2.4), МВт-ч/год.

Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды, %:

. (3.12)

3.3 Расчет годового расхода топлива котельными

Промышленные котельные. Расход топлива каждой i-й промышленной котельной, тут/год, находится по формуле:

, (3.13)

=

где - годовое количество теплоты, выдаваемое i-й промышленной котельной, ГДж/год;  - максимальная часовая потребность в паре производственных параметров i-го промышленного потребителя, ГДж/ч, была определена ранее (см. п.1.1);  - значение КПД i-й промышленной котельной (табл.6, [2]), %.

Суммируя расходы топлива отдельными промышленными котельными, определим общий расход топлива на производство теплоты производственных параметров, тут:

, (3.14)

где п - количество промышленных потребителей.

Удельный расход топлива на производство теплоты производственных параметров (брутто), кгут/ГДж:

. (3.15)

С учетом расхода электроэнергии на собственные нужды промышленных котельных удельный расход топлива (нетто) составит:

, (3.16)

где  - удельный расход условного топлива на производство электроэнергии на КЭС с учетом расхода на собственные нужды (нетто), гут/кВт-ч;  - удельный расход электроэнергии на производство тепла промышленными котельными, кВт-ч/ГДж [2, табл. 25].

Районные котельные. Расход топлива каждой i-й районной котельной, тут/год, находится по формуле:

, (3.17)

=(++)

где - годовое количество теплоты, выдаваемое i-й районной котельной, ГДж/год; , ,  - суммарная годовая потребность в паре отопительных параметров на технологию, на отопление и на прочих коммунально-бытовых потребителей, ГДж/год, была определена ранее (см. табл. 1.5 ст. 6);  - доля i-й котельной в покрытии общей отопительной нагрузки района;  - значение КПД i-й районной котельной (табл.6, [2]), %;  - значение КПД теплообменников (98%).

Суммируя расходы топлива отдельными районными котельными, определим общий расход топлива на производство теплоты отопительных параметров, тут:

, (3.18)

где п - количество районных котельных.

Удельный расход топлива на производство теплоты отопительных параметров (брутто), кгут/ГДж:

. (3.19)

С учетом расхода электроэнергии на собственные нужды районных котельных удельный расход топлива (нетто) составит:

, (3.20)

где  - удельный расход условного топлива на производство электроэнергии на КЭС с учетом расхода на собственные нужды (нетто), гут/кВт-ч;  - удельный расход электроэнергии на производство тепла районными котельными, кВт-ч/ГДж [2, табл. 25].

Величина удельного расхода топлива на выработку теплоты производственных и отопительных параметров должна находиться в диапазоне [36÷40] кгут/ГДж.

3.4 Расчет капитальных вложений в раздельную схему энергоснабжения

Капитальные вложения в раздельную схему энергоснабжения определяются по формуле:

, (3.21)

где  - капитальные вложения в КЭС, млн. руб.;  - капитальные вложения в промышленные котельные, млн. руб.;  - капитальные вложения в районные котельные, млн. руб.;  - капитальные вложения в тепловые сети, млн. руб.;  - капитальные вложения в электрические сети от КЭС, млн. руб.

Капитальные затраты в КЭС определяются по выражению [1]:

, (3.22)

где ,  - капитальные вложения в первый и в последующие энергоблоки, млн. руб. [2, табл. 9];  - количество последующих энергоблоков i-го типа, шт.; m - количество типов энергоблоков, шт.; ,  - доля отчислений на строительно-монтажные работы и оборудование; ,  - коэффициенты, учитывающие район размещения КЭС и вид топлива [2, табл. 10].

Удельные капитальные вложения в КЭС определяются по формуле:

, (3.23)

где  - удельные капитальные вложения в КЭС, руб./кВт;  - установленная мощность КЭС, кВт, была определена ранее (см. п. 3.2).

Капитальные затраты в каждую промышленную или районную котельную подсчитываются по формуле:

1). Капитальные затраты в промышленную котельную:

, (3.24)

). Капитальные затраты в районную котельную:

где  - капитальные вложения в первые два котла, млн. руб. [2, табл. 7];  - капитальные вложения в последующий котел i-го типа, млн. руб. [2, табл. 7];  - количество последующих котлов i-го типа, шт.; m - количество типов последующих котлов, шт.

Общие капитальные затраты в промышленные или районные котельные находим суммированием соответствующих составляющих:

, (3.25)

, (3.26)

где ,  - капитальные вложения в i-ю промышленную или районную котельную, млн. руб.;  - количество промышленных или районных котельных, шт.

Расчет капитальных вложений в тепловые сети и паропроводы производится по выражению [1]:

, (3.27)

где  - удельные капитальные вложения в тепловые магистральные сети и паропроводы, тыс. руб./ГДж, (в учебных расчетах принимаем = 84 тыс. руб./ГДж; = 72 тыс. руб./ГДж); , , ,  - часовое количество теплоты производственных и отопительных параметров, отпускаемое с ТЭЦ, на технологию, на отопление и прочим коммунально-бытовым потребителям, было определено ранее (см. табл. 1.5, ст.6).

Величина капитальных вложений в электрические сети [1]:

, (3.28)

где  - удельные капитальные вложения в ЛЭП и в подстанции, тыс. руб./км, тыс. руб./МВт [2, табл.11];  - длина ЛЭП, км, и величина передаваемой мощности, МВт, были определены ранее (см. п.3.1).

3.5 Расчет себестоимости производства и передачи электроэнергии и теплоты

Расчет себестоимости производства электроэнергии на КЭС

Годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на КЭС складываются из следующих составляющих:

, (3.29)

где  - годовые затраты на топливо, млн.руб./год;  - годовые амортизационные отчисления, млн.руб./год;  - годовые затраты на ремонт оборудования (заработная плата ремонтного персонала, запасные части, материалы и пр.), млн.руб./год;  - годовые затраты на заработную плату (основную и дополнительную) эксплуатационного персонала с начислениями (без административно-управленческого и ремонтного персонала), млн.руб./год;  - прочие годовые производственные затраты (расходы по охране труда, на спецодежду, анализ топлива, содержание зданий, административно-управленческие расходы и пр.), млн.руб./год.

Годовые затраты на топливо могут быть рассчитаны следующим образом [1]:

, (3.40)

где  - расход топлива на конденсационной электростанции, тут/год, был определен ранее (см. п. 3.2);  - цена натурального топлива, руб./т, руб./тыс.м3;  - низшая теплота сгорания натурального топлива (2, табл.16), ГДж/т, ГДж/тыс.м3;  - величина потерь топлива при перевозке, %.

Годовые амортизационные отчисления в данном расчете укрупнено определяются по следующей формуле:

, (3.41)

где  - капитальные вложения в КЭС, млн. руб., были определены ранее (см. п. 3.4);  - средневзвешенная норма амортизационных отчислений, %. Для КЭС при линейном способе начисления амортизации принимается равной 3,5%.

Затраты на ремонт оборудования:

, (3.42)

где  - коэффициент, учитывающий долю затрат на ремонты, в долях от капитальных вложений;

,

где  - норма амортизационных отчислений на капитальный ремонт, %, [2, табл.15].

Заработная плата с начислениями ориентировочно может быть рассчитана по формуле:

, (3.43)

где  - среднегодовой фонд заработной платы, который может приниматься на КЭС в пределах 150÷180 тыс.руб./чел-год;  - численность эксплуатационного персонала на КЭС, чел.

Расчет количества эксплуатационного персонала производится по укрупненным показателям.

Численность эксплуатационного персонала КЭС определяется по следующей формуле:

, (3.44)

где  - удельная численность персонала, чел./МВт, [2, табл.14],  - установленная мощность КЭС, кВт, была определена ранее (см. п. 3.2).

Прочие затраты:

. (3.45)

Большее значение коэффициента относится к КЭС небольшой мощности.

Себестоимость производства электроэнергии на КЭС, руб./кВт-ч, определяется по следующей формуле:

, (3.46)

где  - годовая выработка электроэнергии на КЭС, МВт-ч/год, была определена ранее (см. п. 3.2),  - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды, %, был определен ранее (см. п. 3.2).

Промышленные котельные. Годовые эксплуатационные расходы на производство теплоты складываются из следующих составляющих:

, (3.47)

где  - годовые затраты на электроэнергию, руб./год. Остальные составляющие аналогичны использованным для расчета затрат на КЭС.

Величины затрат на отдельные виды топлива подсчитываются исходя из количеств топлива и их цен [1]:

, (3.48)

где  - общий расход топлива промышленными, тут/год, был определен ранее (см. п. 3.3);  - цена натурального топлива, руб./т, руб./тыс.м3;  - низшая теплота сгорания натурального топлива (2, табл.16), ГДж/т, ГДж/тыс.м3;  - величина потерь топлива при перевозке, %.

Затраты на электроэнергию подсчитываются по выражению:

, (3.49)

где  - удельный расход электроэнергии на производство тепла промышленными котельными, кВт-ч/ГДж [2, табл. 25]; - годовое количество теплоты, выдаваемое i-й промышленной котельной, ГДж/год было определено ранее (см. п. 3.3);  - средний тариф на электроэнергию, руб./кВт-ч.

Затраты на амортизацию и ремонт:

; (3.50)

где ,  - норма отчислений на ремонт и амортизацию, 1/год. Для учебных расчетов норму отчислений на амортизацию и ремонт на промышленных котельных рекомендуется принимать в размере 0,075÷0,079 (7,5÷7,9 %);  - капитальные вложения в промышленные котельные, млн. руб., были определены ранее (см. п. 3.4).

Затраты на заработную плату с начислениями рассчитываются по формуле:

, (3.51)

где  - среднегодовой фонд заработной платы одного производственного работника, который может приниматься для промышленной котельной в пределах 90÷120 тыс.руб./чел-год; где  - численность эксплуатационного персонала на промышленных котельных, чел.

Численность эксплуатационного персонала промышленных котельных определяется по нормам удельной численности персонала и установленной мощности:

, (3.52)

где  - удельная численность персонала на i-й промышленной котельной, чел./(ГДж/ч), [2, табл.12];  - потери при передаче теплоты, %, (принимаются равными 4 % от потребности в паре и 8 % от потребности в горячей воде); - годовое количество теплоты, выдаваемое i-й промышленной котельной, ГДж/год, было определено ранее (см. п. 3.3).

Прочие годовые эксплуатационные расходы по промышленным котельным могут быть приняты в данном расчете в размере 0,5÷0,6 от затрат на заработную плату:

. (3.53)

Исходя из годового отпуска теплоты определяется себестоимость производства теплоты промышленными котельными, руб/ГДж:

. (3.54)

Районные котельные. Расчет затрат на производство теплоты в районных котельных аналогичен описанному выше для промышленных котельных:

. (3.55)

Сумму отчислений на амортизацию и ремонт рекомендуется принимать в размере 0,07÷0,075 (7÷7,5 %).

Средневзвешенная себестоимость теплоты районных котельных определяется по выражению:

, (3.56)

где - годовое количество теплоты, выдаваемое i-й районной котельной, ГДж/год, было определено ранее (см. п. 3.3).

Расчет себестоимости передачи электроэнергии и теплоты

Годовые эксплуатационные расходы на транспорт электроэнергии по электрическим сетям приближенно оцениваются в 5÷7% от капитальных затрат в электрические сети:

, (3.57)

где  - капитальные вложения в электрические сети от КЭС, млн. руб, были определены ранее (см. п. 3.4).

Себестоимость транспорта электроэнергии, коп/кВт-ч, составит:

, (3.58)

,

где  - количество электроэнергии, передаваемой по ЛЭП, кВт-ч/год;  - пропускная способность линии электропередач, МВт;  - число часов использования установленной мощности на КЭС (см. п. 3.2), ч/год.

Годовые эксплуатационные расходы на транспорт теплоты по тепловым сетям приближенно оцениваются в 15% от капитальных затрат на сооружение тепловых сетей:

, (3.59)

, (3.60)

где , - годовые затраты на транспорт теплоты по тепловым сетям от промышленных и районных котельных, млн. руб.; ,  - капитальные вложения в промышленные и районные котельные, млн. руб., были определены ранее (см. п.3.4).

Себестоимость транспорта теплоты, руб./ГДж, составит:

, (3.61)

, (3.62)

где ,  - себестоимость передачи теплоты по тепловым сетям от промышленных и районных котельных, руб./(ГДж/ч); , , ,  - суммарная годовая потребность в паре производственных параметров на технологию, отопительных параметров на технологию, отопление и прочих коммунально-бытовых потребителей, ГДж/год, была определена ранее (см. табл. 1.5 ст. 6).

Результаты расчета себестоимости производства и передачи электроэнергии и теплоты при раздельной схеме энергоснабжения района сводятся в табл. 3.6.

Таблица 3.6 - Основные технико-экономические показатели раздельной схемы энергоснабжения

* - прочие постоянные затраты находятся как сумма затрат на ремонт, заработную плату и прочие.

Литература

1.  Экономика промышленности: Учеб. пособие для вузов. - В 3-х т. Т 2. Экономика и управление энергообъектами. Кн. 2. РАО «ЕЭС России». Электростанции. Электрические сети / Н.Н. Кожевников, Т.Ф. Басова, Н.С. Чинакаева и др.; Под ред. А.И. Барановского, Н.Н. Кожевникова, Н.В. Пирадовой. - М.: Издательство МЭИ, 1998.

2.       Т.Ф. Басова, А.Н. Златопольский, А.Г. Зубкова и др. Справочные материалы к курсовой работе по курсу «Экономика и организация производства». М.: Изд-во МЭИ, 1991.