Экономика электроэнергетики

 

Годовая выработка электроэнергии ТЭЦ определяется исходя из заданного числа часов использования установленной мощности hуТЭЦ:

                                                         , кВт · ч/год

Число часов использования установленной мощности ТЭЦ принимается для Европейской части России – 6500 час/год.

Годовая выработка электроэнергии по конденсационному режиму агрегатами ТЭЦ равна разности между годовой выработкой электроэнергии агрегатом  и теплофикационной выработкой:

               ,кВт · ч/год  

Эгод ТЭЦПТ-80-130=50*6500=325*103 кВт·ч/год

ЭгодТЭЦТ-50-130=50*6500=325*103 кВт·ч/год

ЭгодТЭЦТ-175-130=175*6500=1137,5*103 кВт·ч/год

 

Эгодm(ПТ-80-130)=325*103 – 193,74*103=131,26*103 кВт·ч/год

Эгодm(Т-50-130)=325*103 – 193,81*103=131,19*103 кВт·ч/год

Эгодm(Т-175-130)=1137,5*103 – 711,29*103=426,21*103 кВт·ч/год

 

Эгодк(ПТ-80-130)=325*103 – 193,74*103=131,26*103 кВт·ч/год

Эгодк(Т-50-130)=325*103 – 193,81*103=131,19*103 кВт·ч/год

Эгодк(Т-175-130)=1137,5*103 – 711,29*103=426,21*103 кВт·ч/год

 

 

Результаты расчета Эгод, Эгодm, Эгодк заносятся в табл. 7.

1.3. Расчет годового расхода топлива на ТЭЦ

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ ВТЭЦ включает расход топлива на пр-во электроэнергии Вгодэ и расход топлива на отпуск тепла потребителям Вгодq, т.е.

BгодТЭЦ = Bгодэ + Bгодq  ,т у.т./год

Расход топлива на производство электроэнергии определяется как

  ,т у.т./год 

где  Qгодэ –  годовой расход тепла турбиной на выработку электроэнергии, определяется по энергетическим характеристикам турбин

  , Гкал/год.

где tраб = 8760 ч/год (кроме турбин с противодавлением);

bq0 –  исходно-нормативный удельный расход топлива на 1 Гкал тепла свежего пара, использованную на выработку электроэнергии, т у.т./Гкал;

  ,т у.т./Гкал

где     -  к.п.д. нетто парогенератора

Расчет годового расхода натурального топлива на ТЭЦ производится исходя из расхода условного топлива, теплотворной способности единицы условного (7 Гкал/ту.т) и натурального топлива Qрн (Гкал/т н.т); Qрн газа = 8 Гкал/т н.т

                                                 ,т н.т./год

Qгодэ(ПТ-50-130)=12*8,76*103+1,99*131,26*103+0,87*193,74*103=534,88*103Гкал/год

bq0(ПТ-50-130)=0,143/0,9=0,159т у.т./Гкал

Вгодэ(ПТ-50-130)= 534,88*103*0,159=85,05*103т у.т./год

Вгодэ(ПТ-50-130)= 85,05*103 *7/8=74,42 т н.т./год

Qгодэ(Т-50-130)=9*8,76*103+2,06*131,19*103+0,87*193,81*103=517,7*103Гкал/год

bq0(Т-50-130)=0,143/0,907=0,158т у.т./Гкал

Вгодэ(Т-50-130)= 517,7*103*0,158=81,8*103т у.т./год

Вгодэ(Т-50-130)= 81,8*103 *7/8=71,58 т н.т./год

Qгодэ(Т-175-30)=41,3*8,76*103+1,89*426,21*103+0,87*711,29*103=1786,15*103Гкал/год

bq0(Т-175-130)=0,143/0,914=0,156т у.т./Гкал

Вгодэ(Т-175-130)= 1786,15*103*0,156=278,64*103т у.т./год

Вгодэ(Т-175-130)= 278,64*103 *7/8=243,81 т н.т./год

Годовой расход топлива на отпуск тепла рассчитывается

=  ,т у.т/год

где  Qгодтехн –  годовой расход тепла  из отборов турбин 10 ата и РОУ на технологические нужды, Гкал/год;

  =612*103*(0,71-0,07)*103=391,68*103 Гкал/год

bq' –  удельный расход топлива на Гкал тепла, отпущенную от ТЭЦ в паре 10 ата  ( =0,159) ,т у.т./Гкал

Вгодq отб 10=391,68*103*0,159=62,28*103 т у.т/год

Вгодq отб 10=62,28*103 *7/8=54,5*103 т н.т/год

    – годовой расход тепла из отборов 1,2 ата  турбин ТЭЦ, Гкал/год.

bq'' – удельный расход топлива на Гкал тепла, отпущенную из отборов 1,2 ата на нужды отопления и горячего водоснабжения

  ,т у.т./Гкал

где hТО – к.п.д. теплофикационного отделения (hТО » 0,97-0,98); в курсовом проекте принимаем равным 0,97

Вгодq отб 1,2=Qгодотб 1,2 (ПТ)*bq’’(ПТ)+ Qгодотб 1,2 (Т-50)*bq’’(Т-50)+ Qгодотб 1,2 (Т-175)*bq’’(Т-175)= =165,6*103*0,143/(0,9*0,97)+ 306*103*0,143/(0,907*0,97)+ 1123*103*0,143/(0,914*0,97) =258*103 т у.т/год

Вгодq отб 1,2=258*103 *7/8=225,75*103 т н.т/год

Qгодпик –  годовой расход тепла от пиковых котлов ТЭЦ или от резервного энергетического котла через РОУ, Гкал/год

=1458*103 *(1 – 0,903)=141,43*103 Гкал/год

bqпик – удельный расход топлива на Гкал тепла, отпускаемую от пиковых источников, т у.т./Гкал;

При блочной компоновке оборудования ТЭЦ удельный расход топлива на Гкал тепла отпущенного от пиковых котлов равен:

=0,143/0,89=0,161 т у.т /Гкал

  hПВКН – к.п.д. брутто пикового водогрейного котла.

Вгодq отб 10=141,43*103*0,161=22,77*103 т у.т/год

Вгодq отб 10=22,77*103 *7/8=19,92*103 т н.т/год

 

Результаты расчета расхода топлива на ТЭЦ сводятся в табл. 7.

Таблица 7

Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

 

Номер агрегата	Тип агре-гата	Мощность агрегата	Годовое производство электроэнергии			Годовой расход тепла	Годовой расход условного топлива	Годовой расход натураль-ного топлива
				в т.ч.		на электро	производство энергиии
			Эгод	Эгодт	Эгодк	Qгодэ	Bгодэ	Bгоднат
		МВт	103 МВт·ч/год	103 МВт·ч/год	103 МВт·ч/год	103 Гкал/год	103 т у.т./год	103 т н.т./год
1	ПТ-50-130	50	325	193,74	131,26	534,88	85,05	74,42
2	Т-50-130	50	325	193,81	131,19	517,7	81,8	71,58
3	Т-175-130	175	1137,5	711,29	426,21	1786,15	278,64	243,81
Итого по ТЭЦ...	-	275	1787,5	1098,84	688,66	2838,73	445,49	389,81
						на отпуск тепла от ТЭЦ
Отпуск тепла:						Qгодотп	Bгодq	Bгод натq
- из отборов турбин                10 ата						391,68	62,28	54,5
- из отборов турбин                1,2 ата						1594,6	258	225,75
- из пиковых котлов						141,43	22,77	19,92
- от парогенераторов через РОУ						-	-	-
Итого по ТЭЦ						2327,71	343,05	300,17
Всего расход тепла*) и топлива**) на производство электро- и теплоэнергии						5166,44	788,54	689,98
*) QгодТЭЦ = Qгодэ + Qгодотп;   **)BгодТЭЦ = Bгодэ + Bгодq ; Bгод натТЭЦ=Bгод натэ+Bгод натq

 

1.4. Определение инвестиций  и затрат на производство энергии  в схеме комбинированного энергоснабжения

Определение капитальных затрат

Капитальные затраты в схему комбинированного энергоснабжения определяются как:

Ккомб = КТЭЦ + Ктс = (5963,2 + 1129,3)*106 = 7092,5*106 руб.

где КТЭЦ –  капитальные затраты в ТЭЦ, млн.руб.;

, = [(9,4+5,45+7,45*2)*100*106 +2997*100*103 + (10,5+5+12,8)*95]*1 = 5963,2*106 млн.руб.

где КПГ1, КПГn –  соответственно капитальные затраты в первоочередной и последующие парогенераторы, млн.руб.;

КТ1, КТn –  соответственно капитальные затраты в первоочередную и последующие турбины, млн.руб.;

nПГ, nТ – соответственно количество парогенераторов и турбин;

КПВК – капитальные затраты в пиковые водогрейные котлы, млн.руб.;

   = 11,1*103*270 = 2997*103 руб.

   где  – удельные капитальные затраты в пиковую котельную, руб./(Гкал/час)

   QПВК - производительность пиковой котельной (Гкал/час)

    b – районный коэффициент, учитывающий усложнение условий строительства.

За первоочередной принимается самый мощный установленный на ТЭЦ агрегат типа «ПТ».

КТ.С. – капитальные затраты в тепловые сети, млн.руб.;

= 1550*728,58*103 = 1129,3*106 руб.

где    –  удельные капитальные затраты в тепловые сети, руб./(Гкал/час).

  Qмаксå –  максимальный часовой отпуск тепла потребителям

= 620+76,8+31,78 = 728,58*103 Гкал/час

Определение затрат на производство энергии.

Годовые затраты на производство энергии в схеме комбинированного энергоснабжения равны:

= (1709,33 + 112,93)*106 = 1822,26*106 руб./год

где  ИТЭЦ –годовые затраты на производство энергии на ТЭЦ, млн.руб./год;

ИТ.С. – годовые затраты на передачу тепла по тепловым сетям, млн.руб.год.

ИТЭЦ = ИВ + ИА + ИОТ + ИСН + Ипроч. = 876,27 + 435,31 + 44,35 + 11,53/0,8 = 1709,33 млн.руб./год

где  ИВ –  годовые топливные затраты

= 689,98*103*1270 = 876,27 млн.руб./год

где  Цтопл – цена топлива на ТЭЦ, руб./т н.т.;

ИА –  годовые амортизационные затраты

= 0,073*5963,2*106= 435,31 млн.руб./год

  pамТЭЦ – норма амортизационных отчислений по ТЭЦ, равные 7,3%;

ИОТ – годовые расходы на оплату труда.

= 21000*12*0,64*275 = 44,35 млн.руб./год

где  Ф – среднегодовая оплата труда на одного человека промышленно-производственного персонала ТЭЦ, руб./(чел · год);

    – штатный коэффициент по промышленно-производственного персоналу ТЭЦ, чел/тыс.МВт;

ИСН – годовые социальные начисления на фонд оплаты труда, руб./год

= 0,26*44,35*106 = 11,53 млн. руб./год

где  aс.н. –  отчисления в фонд социального назначения, равные 26%.

  Ипроч –  прочие годовые расходы на ТЭЦ.

Ипроч = 0,2 · ИТЭЦ  = 0,2*1709,33*103 = 341,87 млн.руб./год

Годовые затраты на передачу тепла по тепловым сетям определяются долей затрат от капитальных вложений:

ИТС = КТС*0,1 = 1129,3*106*0,1 = 112,93 млн.руб./год

в том числе амортизационные отчисления по тепловым сетям составляют:

Иамтс=рамтс *Ктс = 0,4*112,93*106 = 45,17 млн.руб./год

где рамтс- норма амортизационных отчислений по тепловым сетям, равная 40%

Таблица. Годовые текущие затраты

 

Годовые текущие затраты	млн.руб/год	%
I На ТЭЦ, в том числе:	1709,33	100
ИВ	876,27	51,26
ИА	435,31	25,47
ИОТ	44,35	2,59
ИСН	11,53	0,67
Ипроч	341,87	20,00
II В Т.С., в том числе:	112,93	100
ИАТС	45,17	40,00
Итого:	1822,26	-

 

2. Технико-экономическое  обоснование схемы раздельного  энергоснабжения.

2.1. Приведение альтернативных  инвестиционных проектов в сопоставимый  вид

В схеме раздельного энергоснабжения район получает электроэнергию от замещаемой КЭС и тепло от котельной.

От взаимозаменяемых проектов комбинированного и раздельного энергоснабжения  потребители должны получать одинаковое количество полезной продукции, одинакового ассортимента, одинакового качества, с одинаковой надежностью энергоснабжения, с одинаковыми экологическими последствиями. Алгоритм приведения проектов в сопоставимый вид представлен в таблице 8.

2.2. Выбор мощности основного  оборудования для КЭС и котельной

Исходя из характеристики энергосистемы в исходных данных обоснована мощность замещаемой КЭС, указан состав оборудования, параметры пара и вид сжигаемого топлива.

Котельная должна выработать количество тепла, равное максимальному и годовому отпуску тепла от ТЭЦ, с учетом его расхода на собственные нужды котельной и потерь в тепловых сетях. Котельная использует то же топливо, что и ТЭЦ.

Таблица 8

Приведение инвестиционных проектов в сопоставимый вид

 

Схема энергоснабжения района
комбинированная	раздельная
Приведение по ассортименту продукции
От ТЭЦ потребители получают электрическую и тепловую энергию.	От КЭС потребители получают электроэнергию, от котельной–тепловую энергию.
Приведение по мощности (МВт)
= (50+50+175)*(1-0,056)*(1-0,02)*(1-0,13) = 221,33 МВт	= 221,33/(1-0,045)*(1-0,15)*(1-0,09) = 299,62 МВт
Приведение по электрической энергии (МВт·ч)
= 221,33*6500 = 1438,65*103		= 1438,65/(1-0,045)*(1-0,15)*(1-0,09) = 1947,53*103
Приведение по тепловой мощности и  энергии (Гкал/час, Гкал/год)
= 76,8 + 620 + 31,78 = 728,58*103 Гкал/час = (612 + 1458 + 278)*103 = 2348*103 Гкал/год		=728,58*103 Гкал/час =2348*103 Гкал/год
при условии равенства коэффициентов тепла на собственные нужды ТЭЦ и котельных и коэффициенты потерь тепла в тепловых сетях в схеме комбинированного и раздельного энергоснабжения
Приведение по качеству энергии, надежности энергоснабжения и по степени воздействия на экологию
Принимаем, что проекты приведены в сопоставимый вид по качеству электроэнергии и тепла, по надежности энергоснабжения, по степени воздействия на экологию.

 

Выбор оборудования для котельной производится отдельно по параметрам пара. Для покрытия технологической нагрузки выбираются котлы ДКВР, вырабатывающие пар давлением 10-13 ата, производительностью, равной

= 120*(0,71-0,07) = 76,8 Гкал/час 

где – макс. технологическая тепловая нагрузка, покрываемая от ТЭЦ;

Для покрытия отопительной нагрузки и нагрузки горячего водоснабжения выбираются пиковые водогрейные котлы типа КВГМ

= 620 + 31,78 = 651,78 Гкал/час

где Qмакс.потр отоп – максимальная отопительная нагрузка потребителей;

Qср.потр г.в. – среднегодовая нагрузка горячего водоснабжения

Выбирается оборудование для котельной (табл. 9)

 

Таблица 9 Состав оборудования котельной

 

Тип котла	Кол-во котлов, шт.	Qчас, Гкал/час	103 руб./Гкал/час	h, %
ДКВР-10-13	4	34,0	1,36	86,0
ДКВР-10-13	3	26,5	1,51	86,0
ДКВР-10-13	2	17,0	1,81	86,0
Итого	9	77,5
КВГМ-180	1	180	1,14	89,0
КВГМ-180	1	180	1,14	89,0
КВГМ-100	3	300	0,8	88,6
Итого	5	660