double arrow

При раздельной схеме энергоснабжения


Расход электрической энергии на собственные нужды КЭС рассчитывается по формуле:

Эснкэс  = Эц + Эт + Эпн + Этд + Эг +Эпроч ; МВт·ч/ год;

Эц = эц  Эгкэс;

Эт = эт  Вгкэс ; при газе эт = 0;

Эпн = эпн Дгкэс = эпн Дчбл nбл hгкэс ; тонн.пара/год;

Дгкэс – годовой отпуск пара котельной КЭС;

Этд = этд Дгкэс; тонн.пара/год;

Эг = эг  Эгкэс, при газе эг = 0;

Эпроч = эпроч Эгкэс.

Ккэс=( Эснкэс/ Эгкэс)100%

 

После определения годового расхода электроэнергии на собственные нужды возможно определение себестоимости единицы электрической энергии на КЭС по следующему выражению:

sкэс = S кэс / (Эгкэс Эснкэс), руб./ КВт·ч,

где sкэс – суммарная стоимость производства электрической энергии.

Удельный расход топлива на отпущенный КВт·ч электрической энергии

bээ.отп = Вгкэс/ (ЭгкэсЭснкэс); Г/ КВт·ч.

Себестоимость единицы тепла на районной и промышленной котельной определяется по выражению:

sрк = Sрк / Qгрк; руб./Гкал;

Коэффициент полезного действия ТЭС по отпуску электрической энергии определяется по выражению:

ηээ = (123 / bээ.отп) 100%;

Коэффициент полезного действия ТЭС по отпуску тепловой энергии определяется по следующему выражению:




ηтэ = (143 / bтэ.отп) 100%.

Удельные капитальные вложения показывают эффективность строительства объекта и определяются отдельно для ТЭЦ и КЭС по следующим выражениям:

kтэц = Ктэц / Nтэц ; руб./ КВт·ч,

где: kкэс = К кэс / Nкэс ,руб./ КВт·ч, где Ктэц и К кэс – полные инвестиции в ТЭЦ и КЭС;

Nтэц и Nкэс – 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 Nmax = 1,2 Nном

 

 

Характеристика связей предельных значений Дп и Дт для турбоагрегатов:

 

 

5 – ПТ-135-130 4 – ПТ-80-130 3 – ПТ-60-130 2 – ПТ-50-90 1 – ПТ-25-90    
 Дп, т/ч

 

520

480

440

400

360

5
4
320

 3
280

 2
240

200

160

 1
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 kп/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, Вг, т.у.т./год[1] Годовой расход топлива на выработку тепла, Втэ 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.