2. Расчет технико-экономических показателей 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 ; т.пара/год;
Дгкэс – годовой отпуск пара котельной КЭС;
Этд = этд* Дгкэс; т.пара/год;
Эг = эг * Эгкэс, при газе эг = 0;
Эпроч = эпроч * Эгкэс.
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/ (Эгкэс – Эснкэс); 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 инвестиции показывают эффективность строительства объекта и определяются отдельно для ТЭЦ и КЭС по следующим выражениям:
kтэц = Ктэц / Nтэц ; руб./ КВт·ч,
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.
6. Приложение.
таблица 1
Параметры турбоагрегатов
№ п/п |
Тип турбины |
Начальные параметры пара |
Ном. мощ-ность МВт N |
Номин. велич. отборов пара, т/час |
Расход пара на турбину т/час D·т |
|||
Р, мПа |
t, ºС |
отопит. парамет. |
произв. параме. |
номин. |
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 двух отборных 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, турбоагрегатов: 1-ПТ-25-90, 2-ПТ-50-90, 3-ПТ-60-130, 4-ПТ-80-130, 5-ПТ-135-130
Рис. 2
5
– ПТ-135-130 4
– ПТ-80-130 3
– ПТ-60-130 2
– ПТ-50-90 1
– ПТ-25-90
Дп,
т/ч
520
4
80
440
400
360
3
4
5
2
3
2
2
40
2
00
160
1
1
20
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
Таблица 2
Параметры паровых котлов для ТЭС
№ п/п |
Маркировка по ГОСТу |
Заводская маркировка |
Паропроизво-дительность т/ч |
Нач. 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.
рис. 3
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
Tаблица 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
Tаблица 4
Затраты на ТЭЦ, отнесенные на 1 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 таблицы 4