2018-02-13
660
Расход электрической энергии на собственные нужды КЭС рассчитывается по формуле:
Э снкэс = Э ц + Э т + Э пн + Э тд + Э г + Э проч ; МВт·ч/ год;
Э ц = э ц Э гкэс;
Э т = э т В гкэс ; при газе э т = 0;
Э пн = э пн Д гкэс = э пн Д чбл n бл h гкэс ; тонн.пара/год;
Д гкэс – годовой отпуск пара котельной КЭС;
Э тд = этд Дгкэс; тонн.пара/год;
Э г = эг Эгкэс, при газе эг = 0;
Э проч = э проч Э гкэс.
К кэс=(Э снкэс/ Э гкэс)100%
После определения годового расхода электроэнергии на собственные нужды возможно определение себестоимости единицы электрической энергии на КЭС по следующему выражению:
s кэс = S кэс / (Э гкэс – Э снкэс), руб./ КВт·ч,
где s кэс – суммарная стоимость производства электрической энергии.
Удельный расход топлива на отпущенный КВт·ч электрической энергии
b ээ.отп = В гкэс/ (Э гкэс – Э снкэс); Г/ КВт·ч.
Себестоимость единицы тепла на районной и промышленной котельной определяется по выражению:
s рк = S рк / Q грк; руб./Гкал;
Коэффициент полезного действия ТЭС по отпуску электрической энергии определяется по выражению:
η ээ = (123 / b ээ.отп) 100%;
Коэффициент полезного действия ТЭС по отпуску тепловой энергии определяется по следующему выражению:
η тэ = (143 / b тэ.отп) 100%.
Удельные капитальные вложения показывают эффективность строительства объекта и определяются отдельно для ТЭЦ и КЭС по следующим выражениям:
k тэц = К тэц / N тэц ; руб./ КВт·ч,
где: k кэс = К кэс / N кэс ,руб./ КВт·ч, где К тэц и К кэс – полные инвестиции в ТЭЦ и КЭС;
N тэц и N кэс – установленная мощность ТЭЦ и КЭС в МВт.
Приложение
Табл. 1
Параметры турбоагрегатов
|
№ п/п |
Тип турбины | Начальные параметры пара | Номинальная. мощ-ность МВт N | Номинальная. величина. отборов пара, т/час | Расход пара на турбину т/час D ·t | |||
| Р, мПа | t, ºС | отопительные. параметры. | производственные. параметры. | номинальная. | max | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| а). Конденсационные турбины | ||||||||
| 1 | К-210-130 | 13,0 | 565/565 | 210 | – | – | 564 | 594 |
| 2 | К-300-240 | 24,0 | 560/565 | 300 | – | – | 890 | 930 |
| 3 | К-500-240 | 24,0 | 560/565 | 500 | – | – | 1500 | 1540 |
| 4 | К-800-240 | 24,0 | 560/565 | 800 | – | – | 2390 | 2500 |
| 5 | К-1200-240 | 24,0 | 560/565 | 1200 | – | – | – | – |
| б). Турбина с отбором пара и конденсацией | ||||||||
| 6 | Т-25-90 | 9,0 | 535 | 25 | 92 | – | 130 | 150 |
| 7 | Т-50-90 | 9,0 | 535 | 50 | 185 | – | 255 | 290 |
| 8 | Т-50/60-130 | 13,0 | 565 | 50 | 180 | – | 245,5 | 268 |
| 9 | Т-100/120-130 | 13,0 | 565 | 100 | 310 | – | 445 | 460 |
| 10 | Т-180-130 | 13,0 | 565 | 180 | 460 | – | 710 | 730 |
| 11 | Т-250/300-240 | 24,0 | 560/565 | 250 | 590 | – | 900 | 930 |
| 12 | ПТ-25-90 | 9,0 | 535 | 25 | 70/92 | 53/130 | 160 | 190 |
| 13 | ПТ-50-90 | 9,0 | 535 | 50 | 140/160 | 100/230 | 337,5 | 385 |
| 14 | ПТ-60-130 | 13,0 | 565 | 60 | 140/160 | 110/250 | 340 | 390 |
| 15 | ПТ-80-130 | 13,0 | 565 | 80 | 80/100 | 200/300 | 466 | 470 |
| 16 | ПТ-135-130 | 13,0 | 565 | 135 | 210/220 | 320/480 | 735 | 775 |
Примечание для б: Для двухотборных турбин в графах 6 и 7 в числителе даны номинальные отборы пара, а в знаменателе максимальные отборы. Возможные сочетания отборов см. рис. 2,
2. Максимальная мощность N max = 1,2 N ном
Характеристика связей предельных значений Дп и Дт для турбоагрегатов:
|
Дп, т/ч
520
480
440
400
360
|
|
|
280
|
240
200
160
|
120
80
40
0
20 40 60 80 100 140 180 220 Дт, т/ч
Рис.2. Зависимость возможного отбора пара производственных
параметров от величины отбора пара отопительных
параметров для турбин типа ПТ
Табл. 2
Параметры паровых котлов для ТЭС
| № п/п | Маркировка по ГОСТу | Заводская маркировка | Паропроизво-дительность т/ч | Начальные. параметры пара | |
| Р, мПа | t, ºС | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Е-160/100ГМ | БКЗ-160-160ГМ | 160 | 10,0 | 540 |
| 2 | Е-160/100 | БКЗ-160-100Ф | 160 | 10,0 | 540 |
| 3 | Е-220/100 | ТП-41 | 220 | 10,0 | 540 |
| 4 | Пп-270/140 | ПК-24 | 270 | 14,0 | 570/570 |
| 5 | Е-320/140 | БКЗ-320-140 | 320 | 14,0 | 570 |
| 6 | Е-320/140ГМ | БКЗ-320-140ГМ | 320 | 14,0 | 570 |
| 7 | Е-420/140 | БКЗ-420-140 | 420 | 14,0 | 570 |
| 8 | Е-420/140ГМ | ТГМ-84А | 420 | 14,0 | 570/570 |
| 9 | Еп-480/140ГМ | ТГМ-96 | 480 | 14,0 | 570/570 |
| 10 | Еп-500/140 | ТП-92 | 500 | 14,0 | 570/570 |
| 11 | Еп-500/140ГМ | ТГМ-94 | 500 | 14,0 | 570/570 |
| 12 | Еп-640/140М | ТП-100 | 640 | 14,0 | 570/570 |
| 13 | Еп-640/140ГМ | ТГМ-104 | 640 | 14,0 | 570/570 |
| 14 | Пп-640/140 | ПК-40 | 640 | 14,0 | 570/570 |
| 15 | Пп-660/140 | П-56 | 660 | 14,0 | 540/540 |
| 16 | Пп-950/255 | ПК-41-2 | 950 | 25,5 | 565/570 |
| 17 | Пп-950/255К | ТМП-114-2 | 950 | 25,5 | 565/570 |
| 18 | Пп-1600/255Ж | ПП-200-2 | 1600 | 25,5 | 565/570 |
Примечание: Обозначения типоразмеров относятся к котлам с камерными топками для сжигания твердого топлива; при сжигании других видов топлива вводятся дополнительные буквы: газ – Г; мазут – М; газ и мазут – ГМ; твердое топливо, газ и мазут – К.
 |
αг
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 αч
Рис.3. Зависимость между годовым и часовым значениями
коэффициентов теплофикации
Tабл. 3
Капитальные затраты на линии электропередач
| Передаваемые мощности (на две цепи), МВт | Ориентировочные расстояния передачи L, км | Напряжение, U, кВ | kL руб./км | k п/ст руб./МВт |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 50–100 | 20–100 | 110 | 87,5 | 36,0 |
| 101–200 | 100–200 | 220 | 135,0 | 35,5 |
| 201–400 | 200–400 | 220 | 158,0 | 29,0 |
| 401–500 | 400–500 | 330 | 207,0 | 57,0 |
| 601–600 | 500–600 | 330 | 245,0 | 42,5 |
| 801–800 | 600–800 | 500 | 315,0 | 53,0 |
| 1201–900 | 700–900 | 500 | 340,0 | 44,5 |
Данные показатели относятся к средним условиям европейской части страны. Для остальных районов следует применять такие повышающие коэффициенты:
а) Мурманская, Архангельская, Тюменская обл., Сибирь:
См = 1,1
б) северные районы Тюменской обл. и Красноярского края, Хабаровский край, Приморский край: См = 1,4.
Tабл. 4
1. Затраты на ТЭЦ, отнесенные на один турбоагрегат или блок
| Тип турбины или блока | Инвестиции, млн. руб. | |
| в первый агрегат | в последующий агрегат | |
| 1 | 2 | 3 |
| а) тип турбины | ||
| ПТ-20-90 | 38,1 | 21,85 |
| ПТ-50-90 | 64,75 | 40,25 |
| ПТ-60-130 | 72,3 | 43,35 |
| ПТ-80-130 | 86,0 | 51,75 |
| ПТ-135-130 | 112,7 | 67,7 |
| Т-25-90 | 22,1 | 13,15 |
 Т-50-90
| 41,7 | 24,35 |
| Т-50-130 | 42,2 | 24,95 |
| Т-100-130 | 76,75 | 37,55 |
| Т-180-130 | 112,5 | 66,00 |
| б) тип блока | ||
| Т-250/300-240+1000 т/ч | 291,0 | 213,5 |
| Т-180/215-130+670 т/ч | 205,0 | 136,0 |
| Т-100/120-130+500 т/ч | 133,0 | 79,0 |
| ПТ-135/165-130+800 т/ч | 176,0 | 125,0 |
| ПТ-80-130+500 т/ч | 137,0 | 97,0 |
Продолжение табл.4.
2. Затраты на ТЭЦ, отнесенные на один энергетический котел и один водогрейный котел, млн руб.
| Производительность котла | В первый котлоагрегат | В последующий котлоагрегат |
| а) энергетический: | ||
| 220 т/ч | 35,50 | 21,25 |
| 320 т/ч | 40,85 | 27,15 |
| 420 т/ч | 48,60 | 35,25 |
| 480 т/ч 500 т/ч 640 т/ч | 56,10 73,3 81,0 | 44,2 48,2 56,2 |
| б) водогрейный: | ||
| ПТВМ-50 | – | 2,5 |
| ПТВМ-100 | – | 5,0 |
| ПТВМ-180 | – | 10,0 |
| ПТВМ-270 | – | 15,0 |
Показатели даны для газо-мазутных ТЭЦ, при использовании углей вводится коэффициент 1,16, при использовании торфа вводится коэффициент 1,28.
Табл. 5
Капитальные затраты на сооружение КЭС
| Состав блока | Инвестиции, млн. руб. | |
| В первый блок | В последующие блоки | |
| К-210-130+670 т/ч | 198,0 | 96,0 |
| К-300-240+1000 т/ч | 280,0 | 150,0 |
| К-500-240+1650 т/ч | 406,0 | 239,0 |
| К-800-240+2650 т/ч | 606,5 | 403,0 |
| К-1200-240+3950 т/ч | 752,5 | 553,5 |
Примечание: Показатели даны для станций, работающих на газе и мазуте, при использовании углей вводится коэффициент Ст = 1,12 – 1,25.
Табл. 6
Удельные капитальные затраты на сооружение
районных и промышленных котельных
| № п/п |
Максимальная нагрузка | Капитальные затраты | ||
| Вид топлива | ||||
| газ, мазут | твердое топливо | |||
| а) районная водогрейная котельная | ||||
| ГДж/ч | тыс. руб./ГДж/ч | |||
|
| ||||
| 1 | 125 | 28,00 | 41,50 | |
| 2 | 200 | 22,50 | 37,50 | |
| 3 | 300 | 18,50 | 34,00 | |
| 4 | 400 | 16,00 | 32,50 | |
| 5 | 600 | 15,00 | 37,00 | |
| 6 | 1200 | 14,00 | 29,00 | |
| 7 | 2000 | 13,00 | 27,50 | |
|
| ||||
| б) промышленная котельная | ||||
|
| ||||
| т.пара/ч | тыс. руб./т. пара/ч | |||
|
| ||||
| 8 | 50 | 82,5 | 116,0 | |
| 9 | 100 | 75,5 | 96,0 | |
| 10 | 200 | 60,5 | 81,5 | |
| 11 | 300 | 57,0 | 81,0 | |
| 12 | 400 | 53,0 | 80,5 | |
| 13 | 500 | 50,5 | – | |
Табл. 7.
Топливные характеристики турбоагрегатов
(для приближенных расчетов)
| Тип турбины | Топливная характеристика, В г, т.у.т./год[1] | Годовой расход топлива на выработку тепла, В тэ т.у.т./год |
| ПТ-60-130/565 | 
| 
|
| ПТ-80-130/565 | 
|
|
| ПТ-135-130/565 | 
|
|
| Т-50-130/565 | 
| 
|
| Т-100-130/565 | 
| 
|
| Т-180-130/565 | 
|
|
| Т-25-240/565 | 
|
|
| К-110-90 | 
| – |
| К-160-130 | 
| – |
| К-210-130 | 
| – |
| К-300-240 | 
| – |
| К-500-240 | 
| – |
| К-800-240 | 
| – |
| К-1200-240 | 
| – |
Табл.8
Удельная численность
промышленно-производственного персонала ТЭЦ
|
Мощность ТЭЦ (МВт) и состав оборудования | Вид топ-лива | Удельная численность персонала, чел/МВт | |||
| всего | в том числе | ||||
| эксплуа-тацион-ный | ремонт-ный | эксплуата-ционный без АУП | |||
| 300 | |||||
| ПТ-60-130+2´Т-100/120-130 | тв. | 1,96 | 0,92 | 1,04 | 0,83 |
| газ | 1,59 | 0,78 | 0,86 | 0,64 | |
| 570 | |||||
| 2´ПТ-80-130+3´Т-100/120- | тв. | 1,55 | 0,78 | 0,82 | 0,66 |
| -130+Р-50-130 | газ | 1,34 | 0,62 | 0,72 | 0,55 |
| 570 | |||||
| 2´ПТ-135/165-130+ | тв. | 1,40 | 0,72 | 0,76 | 0,64 |
| +2´Т-100/120-130 | газ | 1,14 | 0,53 | 0,61 | 0,47 |
| 670 | |||||
| 2´ПТ-135/165-130+Р-100- | тв. | 1,40 | 0,67 | 0,78 | 0,60 |
| -130+2´Т-100/120-130 | газ | 1,24 | 0,57 | 0,67 | 0,52 |
| 810 | |||||
| 4´Т-175/210-130 | тв. | 1,30 | 0,62 | 0,68 | 0,52 |
| 880 | |||||
| 4´Т-180/215-130 | газ | 1,00 | 0,46 | 0,54 | 0,37 |
| 1140 | |||||
| 2´Т-100/120-130+3´Т- | газ | 0,84 | 0,40 | 0,44 | 0,34 |
| -250/300-240 | |||||
| 1200 | |||||
| 4´Т-250/300-240 | газ | 0,87 | 0,36 | 0,51 | 0,30 |
Табл.9
Штатные коэффициенты для котельных
(эксплуатационный персонал)
| Мощность котельной, ГДж/ч | Штатный коэффициент, чел./ГДж/ч | |
| при работе на угле | при работе на газе | |
| 200 | 0,216 | 0,132 |
| 400 | 0,157 | 0,115 |
| 800 | 0,107 | 0,067 |
| 1200 | 0,086 | 0,048 |
| 1600 | 0,069 | 0,036 |
| 2000 | 0,055 | 0,029 |
| 2500 | 0,050 | 0,024 |
Табл.10
Удельная численность
промышленно-производственного персонала КЭС
| Мощность блока, МВт | Удельная численность персонала, чел./МВт | |||
| всего | в том числе | |||
| эксплуата-ционный | ремонтный | эксплуатацион-ный без АУП | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| А. При 4-х энергоблоках | ||||
| 1. Твердое топливо | ||||
| 300 | 1,03 | 0,39 | 0,64 | 0,34 |
| 500 | 0,74 | 0,26 | 0,48 | 0,23 |
| 800 | 0,56 | 0,19 | 0,36 | 0,17 |
| 1600 | 0,37 | 0,10 | 0,27 | 0,09 |
| 2. Газомазутное топливо | ||||
| 300 | 0,89 | 0,29 | 0,60 | 0,25 |
| 800 | 0,47 | 0,14 | 0,33 | 0,12 |
| 1200 | 0,38 | 0,10 | 0,28 | 0,09 |
| 2400 | 0,28 | 0,08 | 0,20 | 0,07 |
| Б. При 6-ти энергоблоках | ||||
| 1. Твердое топливо | ||||
| 200 | 1.13 | 0, | 0, | |
| 300 | 0,88 | 0,31 | 0, | |
| 500 | 0,64 | 0,23 | 0,41 | 0,20 |
| 800 | 0,47 | 0,15 | 0,32 | 0,13 |
| 1600 | 0,32 | 0,09 | 0,23 | 0,08 |
| 2. Газомазутное топливо | ||||
| 200 | 1,01 | 0,37 | 0,64 | 0,31 |
| 300 | 0,75 | 0,23 | 0,52 | 0,20 |
| 800 | 0,40 | 0,11 | 0,29 | 0,10 |
| 1200 | 0,33 | 0,09 | 0,24 | 0,08 |
| 2400 | 0,24 | 0,07 | 0,17 | 0,06 |
| В. При 8-ми энергоблоках | ||||
| 1. Твердое топливо | ||||
| 300 | 0,24 | |||
| 500 | 0,18 | |||
| 800 | 0,12 | |||
| 2. Газомазутное топливо | ||||
| 300 | 0,18 | |||
| 800 | 0,09 | |||
Табл. 11.
Нормы удельных расходов электроэнергии.
| табл.12 | Калькуляция себестоимости электро- и теплоэнергии на ТЭЦ | Распределение затрат | на теплоэнергию | % | __ | Структура себестоимости энергии | Тепл. энергии | % | ||||||||||
| 106 руб. |
| __ |
|
|
| руб/Гкал | ||||||||||||
| Эл. энергии | % | |||||||||||||||||
| на эл. энергию | %. | руб/кВт ×ч | ||||||||||||||||
| 106 руб. | Элементы | топливо | зарплата | амортиз. | тех.ремонт | прочие | всего | |||||||||||
| Элементы затрат в 106 руб. | Всего 106 руб. |
|
|
|
| |||||||||||||
| проч. расходы | __ | __ | __ | 100 | 100 |
|
|
|
| |||||||||
| тек. ремонт | 55 | 40 | 95 | 5 | 100 |
|
|
|
| |||||||||
| аморти- зация | 55 | 40 | 95 | 5 | 100 |
|
|
|
| |||||||||
| зар. пл. с начис. | 40 | 30 | 70 | 30 | 100 |
|
|
|
| |||||||||
| Топ-ливо | 100 | __ | 100 | __ | 100 |
|
|
|
| |||||||||
| Наименование статей | Топливно-транспортный и котельный цехи | Машинный и электро-цехи | Всего по пп. 1+2 | Общестанционные расходы | Всего затрат по пп. 3+4 | На эл. энергию | На тепл. энергию | Эл. энергии руб/кВт × ч | Тепл. энергии руб/Гкал | |||||||||
| Распре-деление затрат | Себе-стои-мость еди- ницы | |||||||||||||||||
|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |||||||||
| табл13 | Задание | 1. Тепловая нагрузка промышленного района | Б. Пар отопительных параметров | Максимум отопи- тельной нагрузки | 1055,7 | 422,3 | 475,1 | 527,9 | 580,6 | 633,4 | 686,2 | 739,0 | 791,8 | 844,6 | 897,3 | 1097,9 | 439,2 | 494,1 | 549,0 | 603,8 | 658,7 | 713,6 | 768,5 | 823,4 | 878,3 | 933,2 | 2. Условия топливосжигания и водоснабжения. | 3. Расположение промышленного района. | 4. Вид сжигаемого топлива. |
|
|
5679
5603