3. Обоснование проекта отопительной районной тэц

3.1. Выбор оборудования

На основании суммарной часовой потребности в тепле на жилищно­-коммунальные нужды жилого района (Таблица 1.9) выбирается основное оборудование отопительной районной ТЭЦ, в состав которой входят:

• паровые энергетические котлы (Приложение 16);

• теплофикационные турбины (Приложение 14);

• пиковые водогрейные котлы (Приложение 12).

При выборе мощности основного оборудования следует принимать во внимание определенную величину установленной мощности ТЭЦ.

При выборе оборудования следует соблюдать следующие требования:

1. Тепловая нагрузка жилого района должна быть полностью покры­та из отопительных отборов турбин (формула (1.19).

2. Суммарное количество паровых энергетических котлов и их производительность должны обеспечивать максимальную тепловую нагрузку при выходе из строя одного котла.

3. Пиковая часть отопительной нагрузки жилого района покрыва­ется за счет пиковых водогрейных котлов (формула (1.20).

4. Возможный избыток электрической мощности ТЭЦ (по сравнению с необходимой) отдается в энергосистему.

Оборудование должно быть по возможности однотипным. Справочные данные по турбинам и котлам приведены в Приложениях 11, 12, 14 и 16.

3.2. Определение себестоимости электрической

и тепловой энергии, отпускаемых отопительной районной ТЭЦ

3.2.1. Годовые затраты производства на отопительной районной ТЭЦ (И_тэц) определяются в соответствии с пунктом 2.2.1.

3.2.2. Годовые затраты на топливо определяются по формуле

тыс. USD/год, (3.1)

где B_от - годовой расход топлива отопительной ТЭЦ, тыс. т у.т./год;

Ц_т - оптовая цена на топливо (в соответствии с заданием);

T - транспортный тариф на перевозку угля, USD/т н.т. (Приложение 15);

Q^р_н - низшая рабочая теплота сгорания топлива, ккал/кг (ккал/м³) (в соответствии с заданием).

(3.2)

где B^тэ_от - годовой расход топлива на выработку тепловой энергии;

B^ээ_от - годовой расход топлива на выработку электроэнергии.

т у.т./год, (3.3)

где Q_1,2 - годовое количество тепла, отпускаемого из отборов турбин на отопление и ГВС, Гкал/год;

Q_пко - годовой отпуск тепла в горячей воде пиковыми водогрейными котлами, Гкал/год;

η_кот - КПД котельного отделения (принимается равным 85 % при работе ТЭЦ на твердом топливе, 90 % - при работе на газе);

η_то - КПД теплофикационного отделения (98 %);

η_пк - КПД пиковых водогрейных котлов (Приложение 12).

(3.4)

где Q^час_1,2 - количество тепла, отпускаемого из отборов турбин на отопление и ГВС (формула(1.19), Гкал/ч;

h^отб_1,2 - число часов использования максимумов отопительной нагрузки и ГВС (по данным Таблицы 1.9), ч/год.

(3.5)

(3.6)

т у.т./год, (3.7)

где Q^тэц_ээ - расход тепла на выработку электроэнергии на ТЭЦ, Гкал/год

(3.8)

где Q_ээ - расход тепла на выработку электроэнергии конкретным турбоагрегатом, Гкал/год;

n - число турбоагрегатов.

(3.9)

где q_т и q_к - удельные расходы тепла на выработку электроэнергии турбиной на тепловом потреблении и в конденсационном режиме соответственно, ккал/кВтч (Приложение 14);

Э_т и Э_к - теплофикационная и конденсационная выработка электроэнергии турбиной соответственно, тыс. кВтч/год.

(3.10)

кВтч/Гкал, (3.11)

где i_о - энтальпия пара данного параметра перед турбиной, ккал/кг, (Таблица 3.1).

Таблица 3.1

Давление пара перед турбиной, кГс/см2	35	90	130
Энтальпия пара, iо, ккал/кг	792	810	840

Определив таким образом теплофикационную выработку для данного типа турбины, можно найти и конденсационную

тыс. кВтч/год, (3.12)

где Э_о - годовая выработка электроэнергии турбоагрегатом данного типа

тыс. кВтч/год, (3.13)

где N^Т_у - установленная мощность турбины данного типа, тыс. кВт;

h_у - годовое число часов использования установленной мощности районной отопительной ТЭЦ (принимается равным 6000-6500 ч/год).

Определив расходы тепла по отдельным турбоагрегатам, можно определить полный расход тепла на ТЭЦ (Q^тэц_ээ), а затем и расход топ­лива на выработку электроэнергии (B^ээ_от) и суммарный расход топ­лива на отопительной районной ТЭЦ (B_от), а также годовую выработку электроэнергии на ней

тыс. кВтч/год. (3.14)

3.2.3. Годовые амортизационные отчисления определяются по формуле

тыс. USD/год, (3.15)

где n_а - норма амортизации в среднем по станции, которую можно принять для ТЭЦ на твердом топливе - 4,0 %, на газе и мазуте - 3,5 %;

k_от - удельные капиталовложения в строительство ТЭЦ, принимаются:

для ТЭЦ на газе - 1,63 тыс. USD/кВт установленной мощности,

для ТЭЦ на угле – 2,06 тыс. USD/кВт установленной мощности;

N_у - установленная мощность районной отопительной ТЭЦ (сумма электрических мощностей N^Т_У), МВт.

3.2.4. Затраты на заработную плату находятся по формуле

тыс. USD/год, (3.16)

где n_экс - штатный коэффициент ТЭЦ (чел./МВт) по эксплуатационному персоналу (Таблица 3.2)

Таблица 3.2

Мощность ТЭЦ, МВт	Топливо
	уголь	газ
50	4,84	3,84
100	2,77	2,09
150	2,45	1,67
200	1,89	1,29
300	1,39	1,00
400	1,12	0,82
500	0,95	0,70

Ф - среднегодовой фонд заработной платы на одного работающего принимается для ТЭЦ 3200-3800 USD/чел. год; нижний предел берет­ся для станций меньшей мощности.

3.2.5. Расходы на ремонт (И_р) принять в размере 2,0 % от K_от (К_ОТ = k_отN_у).

3.2.6. Прочие расходы (И_п) берутся в размере 30 % от суммарных затрат на амортизацию, зарплату и ремонт.

Результаты расчетов сводятся в Таблицу 3.6.

Как уже указывалось, альтернативным вариантом энергоснабжения жилого района является раздельная схема электроснабжения от КЭС и теплоснабжения от РК.

Условием сопоставимости сравниваемых вариантов в энергетике является равенство отпускаемых энергии и мощности, т.е.

(3.19)

(3.20)

(3.21)

где W_кб - годовой отпуск электроэнергии жилому району от отопительной районной ТЭЦ (формула (1.10), тыс. кВтч/год;

W^кэс_кб - то же при электроснабжении от КЭС, тыс. кВтч/год;

P_тэц - электрическая нагрузка (мощность) ТЭЦ (формула (1.12), МВт;

P_кэс - долевая мощность КЭС, обеспечивающая потребности жилого района, МВт;

Q_кб - годовое потребление тепла жилым районом, покрываемое отопительной районной ТЭЦ (формула (1.18), Гкал/год;

Q^рк_кб - то же, покрываемое РК, Гкал/год.

Равенство годового отпуска электроэнергии потребителям обеспечивается различными уровнями выработки электроэнергии на ТЭЦ и на КЭС в силу отличающихся расходов на собственные нужды и потерь в сетях и трансформаторах. Поэтому выработка электроэнергии на КЭС (в тыс. кВтч/год) может быть определена из выражения

(3.22)

где Э^тэц_о - годовая выработка электроэнергии на районной отопительной ТЭЦ, тыс. кВтч/год (формула (3.14);

k^тэц_сн, k^кэс_сн - коэффициенты расхода электроэнергии на собст­венные нужды ТЭЦ и КЭС соответственно (пункт 1.3);

k^тэц_п, k^кэс_п - коэффициенты потерь электроэнергии в сетях и трансформаторах для ТЭЦ и КЭС соответственно (Таблица 1.6).

Аналогично определяется и долевая мощность КЭС (в тыс. кВт), необходимая для обеспечения годовой выработки электроэнергии:

(3.23)

Для подачи потребителям при раздельном энергоснабжении такого же количества тепла, что и от районной отопительной ТЭЦ, необходимо выработать в РК количество тепла

Гкал/год, (3.24)

где η_ск - КПД тепловой сети при подаче тепла от РК (0,94);

η_ст - то же при подаче тепла от ТЭЦ (0,92).

3.3. Определение себестоимости электрической

и тепловой энергии, вырабатываемых по раздельной схеме

3.3.1. Годовые затраты производства на КЭС определяются в соответствии с пунктом 2.2.1; для РК они складываются в основном из затрат на топливо, амортизационных отчислений и заработной платы эксплуатационного персонала и могут быть подсчитаны по формуле

тыс. USD/год, (3.25)

где С_пр - коэффициент прочих расходов (может приниматься в пределах 0,5 - 0,6).

3.3.2. Годовые затраты на топливо (И_т) определяются с учетом того, что на КЭС все топливо идет на выработку только электрической энергии, а на РК - только на выработку тепла.

Годовой расход топлива на выработку электроэнергии КЭС определяется по формуле

т у.т./год, (3.26)

где A - коэффициент, принимаемый равным 309 кг у.т./кВтч при работе КЭС на твердом топливе; 292 кг у.т./кВтч - при работе на газе и мазуте.

Годовой расход топлива на выработку тепла РК определяется по формуле

т у.т./год, (3.27)

где η^н_вк - КПД нетто РК

(3.28)

где η^Б_вк - КПД водогрейных котлов брутто, % (Приложение 11);

k^рк_сн - коэффициент расхода тепла на собственные нужды РК (при­нять равным 0,05).

Годовые затраты на топливо:

тыс. USD/год; (3.29)

тыс. USD/год. (3.30)

3.3.3. Годовые амортизационные отчисления определяются по формулам:

тыс. USD/год; (3.31)

тыс. USD/год, (3.32)

где n^кэс_а, n^рк_а - нормы амортизации в среднем по КЭС и РК соответственно, которые ориентировочно можно при­нять для КЭС - 3,0 %, для РК - 4,0 %;

k_кэс, k_рк - удельные капиталовложения в долевую мощность КЭС и в строительство РК, соответственно при­нимаются:

для КЭС на угле - 1375 USD/кВт N^кэс_у,

на газе - 1100 USD/кВт N^кэс_у;

для РК - в зависимости от часовой производи­тельности котельной и вида топлива (для РК, работающей на газе, (см. Таблицу 3.3); для РК, работающей на угле, на значения k_рк вводится по­правочный коэффициент 1,05).

Таблица 3.3

Qрккб/hотб1,2, Гкал/ч	4,0	6,5	10	20	30	40	50
kрк, USD/(Гкал/ч)	32000	26000	24500	21000	18500	16500	15500
Qрккб/hотб1,2, Гкал/ч	60	70	80	90	100	110 и далее
kрк, USD/(Гкал/ч)	14500	13000	12000	11000	10300	9700

3.3.4. Затраты на заработную плату составят для КЭС

тыс. USD/год, (3.33)

где n^кэс_экс - штатный коэффициент КЭС по эксплуатационному персоналу, принимается по Таблице 3.4.

Таблица 3.4

Мощность КЭС, МВт	Топливо
	уголь	газ
25	6,09	4,20
50	3,83	2,69
100	2,41	1,73
150	1,84	1,33
200	1,52	1,11
300	1,16	0,85
400	0,95	0,71
500	0,82	0,61
600	0,73	0,55
800	0,60	0,45

Ф_кэс - среднегодовой фонд заработной платы на 1 работающего принимается для КЭС 4000 USD/чел.год;

для РК

тыс. USD/год, (3.34)

где n_рк - штатный коэффициент по РК, принимается по Таблице 3.5.

Таблица 3.5

Мощность котельной, Гкал/ч	Топливо
	уголь	газ
50	0,90	0,55
100	0,66	0,48
200	0,46	0,28
300	0,36	0,20
400	0,29	0,15
500	0,23	0,12
600	0,21	0,10

Ф_рк - среднегодовой фонд заработной платы на 1 работающего принимается для РК 2750 USD/чел.год.

3.3.5. Затраты на ремонт

тыс. USD/год. (3.35)

3.3.6. Прочие затраты КЭС (тыс. USD/год) принимаются в размере 30 % от суммарных затрат на амортизацию, зарплату и ремонт.

Результаты расчетов по пунктам 3.3.1-3.3.6 сводятся в Таблицу 3.6.

3.3.7. Себестоимость производства

- электроэнергии по раздельной схеме

цент./кВтч; (3.36)

- тепловой энергии по раздельной схеме

USD/Гкал. (3.37)

3.3.8. Затраты отопительной районной ТЭЦ (И_тэц), исходя из равноценности для собственника станции видов энергии, распределяются между электроэнергией и теплом пропорционально стоимости каждого энергоносителя при раздельном производстве:

(3.38)

(3.39)

(3.40)

где И_э, И_т - часть общих затрат отопительной районной ТЭЦ, приходящихся на производство электроэнергии и тепла;

β_э - коэффициент распределения общих затрат для электроэнергии.

3.3.9. Условие целесообразности применения комбинированной схе­мы энергоснабжения:

тыс. USD, (3.41)

где Z_тэц - полные дисконтированные затраты по комбинированной схеме;

Z_р - то же по раздельной схеме (КЭС плюс РК).

(3.42)

(3.43)

где K_р - суммарные капиталовложения в раздельную схему, тыс. USD,

И_рi - суммарные годовые эксплуатационные издержки в раздельную схему без амортизационной составляющей, тыс. USD/год;

T_р - расчетный период, лет;

q - дисконтная ставка.

(3.44)

где K_кэс и K_рк - капиталовложения в КЭС и РК соответственно, тыс. USD;

K_лэп - капиталовложения в сооружение ЛЭП от КЭС, тыс. USD;

K_тс - капиталовложения в тепловые сети, тыс. USD (считая потребителей тепловой энергии равноудаленными от отопительной ТЭЦ и РК, можно принять равными нулю).

тыс. USD, (3.45)

где k_лэп - удельные капиталовложения в сооружение ЛЭП, равные 280-350 USD/кВт.

тыс. USD, (3.46)

где И_лэпi - затраты на эксплуатацию ЛЭП;

И_тс - затраты на эксплуатацию тепловых сетей, принимаются равными нулю по вышеуказанным причинам.

тыс. USD/год, (3.47)

где И_пер - стоимость передачи электроэнергии по ЛЭП, принять равным 0,78 цента/кВтч W^кэс_кб;

И^лэп_а - годовые амортизационные отчисления на реновацию ЛЭП

, (3.48)

где n^лэп_а - норма амортизации для ЛЭП (принять для ЛЭП на железобетонных опорах равной 5,0-6,7 %).

Если срок службы (амортизационный период) РК меньше срока службы отопительной районной ТЭЦ, то в качестве единого расчетного периода T_р нужно принимать срок службы РК, т.е. наименьший для сравниваемых объектов.

Методика дисконтирования приведена в пункте 2.4.

Если условие (3.41) не соблюдается, то определяется критический параметр (см. пункт 2.4).

3.3.10. Если комбинированная схема энергоснабжения оказывается эффективнее раздельной, определяется экономия топлива при варианте энергоснабжения от ТЭЦ (кг у.т./год):

(3.49),

где b_кэс - удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии на КЭС (принять равным 320 г у.т./кВтч).

Результаты расчетов сводятся в Таблицу 3.6.

Таблица 3.6

Показатели	Варианты энергоснабжения
	Комбинированная выработка электро- и теплоэнергии на районной отопительной ТЭЦ	Раздельная схема энергоснабжения
		Электро-энергия от КЭС	Тепловая энергия от РК	Всего
И, тыс.USD/год
И Т, тыс.USD/год
И А, тыс.USD/год
И З, тыс.USD/год
И Р, тыс.USD/год
И П, тыс.USD/год
Z ТЭЦ, тыс.USD
Z Р, тыс.USD