6.2. 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 ; 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/ (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 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.
6. 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
4 5
3
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
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./год1 |
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+2Т-100/120-130 |
тв. |
1,96 |
0,92 |
1,04 |
0,83 |
|
|
газ |
1,59 |
0,78 |
0,86 |
0,64 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
570 |
|
|
|
|
|
|
2ПТ-80-130+3Т-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 |
|
|
|
|
|
|
2ПТ-135/165-130+ |
тв. |
1,40 |
0,72 |
0,76 |
0,64 |
|
+2Т-100/120-130 |
газ |
1,14 |
0,53 |
0,61 |
0,47 |
|
|
|
|
|
|
|
|
670 |
|
|
|
|
|
|
2ПТ-135/165-130+Р-100- |
тв. |
1,40 |
0,67 |
0,78 |
0,60 |
|
-130+2Т-100/120-130 |
газ |
1,24 |
0,57 |
0,67 |
0,52 |
|
|
|
|
|
|
|
|
810 |
|
|
|
|
|
|
4Т-175/210-130 |
тв. |
1,30 |
0,62 |
0,68 |
0,52 |
|
|
|
|
|
|
|
|
880 |
|
|
|
|
|
|
4Т-180/215-130 |
газ |
1,00 |
0,46 |
0,54 |
0,37 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1140 |
|
|
|
|
|
|
2Т-100/120-130+3Т- |
газ |
0,84 |
0,40 |
0,44 |
0,34 |
|
-250/300-240 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1200 |
|
|
|
|
|
|
4Т-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. | ||||||||||||||||||||||||||
|
|
Годовой расход тепла на отопление |
2586,8 |
1034,7 |
1164,1 |
1293,4 |
1422,7 |
1552,1 |
1681,4 |
1810,8 |
1941,0 |
2069,4 |
2198,8 |
2689,9 |
1076,0 |
1210,5 |
1345,0 |
1479,5 |
1614,0 |
1748,4 |
1883,0 |
2017,4 |
2151,9 |
2286,4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Максимум прочей коммунально-бытовой нагрузки |
167,4 |
67,0 |
75,3 |
83,7 |
92,1 |
100,4 |
108,8 |
117.2 |
125,6 |
133,9 |
142,3 |
124,1 |
69,6 |
78,3 |
87,1 |
95,8 |
104,5 |
113,2 |
121,9 |
130,6 |
139,3 |
148,0 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Годовой расход тепла на прочие коммунально-бытовые нужды |
574,7 |
230,0 |
258,6 |
287,4 |
316,1 |
344,8 |
373,6 |
402,3 |
431,0 |
460,0 |
488,5 |
597,7 |
239,1 |
269,0 |
298,9 |
328,7 |
358,6 |
388,5 |
418,4 |
448,3 |
478,2 |
508,1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Максимум тепловой технологи-ческой нагрузки |
7,7 |
3,1 |
3,5 |
3,9 |
4,2 |
4,6 |
5,0 |
5,4 |
5,8 |
6,2 |
6,6 |
8,0 |
3,2 |
3,6 |
4,0 |
4,4 |
4,8 |
5,2 |
5,6 |
6,0 |
6,4 |
6,8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Годовой расход тепла на технологи- ческие нужды |
52,5 |
21,0 |
23,6 |
26,3 |
28,9 |
31,5 |
34,1 |
36,8 |
39,4 |
42,0 |
44,6 |
54,6 |
24,8 |
24,6 |
27,3 |
30 |
32,8 |
35,5 |
38,2 |
41,0 |
43,7 |
46,4 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
А. Пар производственных параметров |
Максимум технологи- ческой нагрузки |
654,5 |
261,8 |
294,5 |
327,3 |
360,6 |
392,7 |
425,4 |
458,2 |
490,9 |
523,6 |
556,3 |
680,7 |
272,3 |
306,3 |
340,4 |
374,4 |
408,4 |
442,5 |
476,5 |
510,5 |
544,6 |
578,6 | |||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Годовой расход тепла на технологи-ческие нужды |
4695,0 |
1878,0 |
2113,0 |
2348,0 |
2582,0 |
2847,0 |
3052,0 |
3287,0 |
3521,0 |
3756,0 |
3991,0 |
4882,8 |
1953,1 |
2197,3 |
2441,4 |
2685,5 |
2929,7 |
3173,8 |
3417,0 |
3662,1 |
3906,2 |
4150,1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
п/п |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
| |||||||||||||||||||||||||||||||
Продолжение табл.13
|
Задание |
1Тепловая нагрузка промышленного района |
Б. Пар отопительных параметров |
Максимум отопи- тельной нагрузки |
865,9 |
810,2 |
760,0 |
698,6 |
530,9 |
502,9 |
447,2 |
726,3 |
893,9 |
475,0 |
586,8 |
391,2 |
363,4 |
2. Условия топливосжигания и водоснабжения. |
3. Расположение промышленного района. |
4. Вид сжигаемого топлива. | |
|
Годовой расход тепла на отопление |
3100,1 |
2900,5 |
2720,9 |
2500,9 |
1900,8 |
1800,5 |
1600,9 |
2600,1 |
3200,2 |
1700,5 |
2100,9 |
1400,5 |
1300,9 | |||||||
|
Максимум прочей коммунально-бытовой нагрузки |
170,5 |
145,2 |
131,3 |
125,9 |
136,9 |
114,7 |
159,3 |
150,9 |
117,5 |
136,9 |
78,3 |
81,0 |
88,2 | |||||||
|
Годовой расход тепла на прочие коммунально-бытовые нужды |
610,5 |
520,0 |
470,2 |
450,9 |
490,1 |
410,7 |
570,2 |
540,4 |
420,8 |
490,1 |
280,4 |
290,2 |
315,9 | |||||||
|
Максимум тепловой технологи-ческой нагрузки |
17,3 |
17,3 |
13,2 |
12,6 |
8,9 |
10,2 |
10,9 |
9,6 |
5,6 |
7,1 |
7,6 |
8,3 |
11,7 | |||||||
|
Годовой расход тепла на технологи- ческие нужды |
62,1 |
61,9 |
47,4 |
45,2 |
31,8 |
36,5 |
37,9 |
34,4 |
20,1 |
25,4 |
27,3 |
29,8 |
41,9 | |||||||
|
А. Пар производственных параметров |
Максимум технологи- ческой нагрузки |
636,6 |
695,8 |
387,3 |
442,3 |
463,4 |
419,7 |
436,6 |
507,0 |
549,3 |
570,4 |
619,7 |
707,0 |
730,9 | ||||||
|
Годовой расход тепла на технологи-ческие нужды |
4520,0 |
4940 |
2750 |
3140 |
3290 |
2980 |
3100 |
3600 |
3900 |
4050 |
4400 |
5020 |
5190 | |||||||
|
п/п |
23 |
24 |
25 |
26 |
27 |
28 |
29 |
30 |
31 |
32 |
33 |
34 |
35 |
| ||||||
Сводная таблица технико-экономических показателей.
|
№ п/п |
Технико-экономические показатели |
Условное обозначение |
Единица измерения |
Схема энергоснабжения | |||
|
Комбинированная |
Раздельная | ||||||
|
ТЭЦ |
ПК |
КЭС |
РК+ПрК | ||||
|
1 |
Установленная мощность - электрическая -тепловая |
Nуст Qчас |
МВт Гкал/час |
|
- |
|
- |
|
2 |
Тип и количество основного оборудования |
|
|
- |
|
- |
|
|
3 |
Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды |
ксн |
% |
|
- |
|
- |
|
4 |
Удельный расход топлива на отпущенный КВтч электроэнергии |
|
г/КВтч |
|
- |
|
- |
|
5 |
Удельный расход топлива на отпущенну. Гкал теплоты |
|
кг/Гкал |
|
|
- |
|
|
6 |
К.п.д. станции электрический |
ηээ |
% |
|
- |
|
- |
|
7 |
К.п.д. станции тепловой |
ηтэ |
% |
|
- |
- |
|
|
8 |
Штатный коэффициент эксплуатационного персонала |
Кэксп |
чел /МВт чел /ГДж/час |
|
- |
|
- |
|
- |
|
- |
| ||||
|
9 |
Удельные капитальные вложения |
ктэц, ккэс, кпк, кpk+пк,к, |
чел /МВт чел /ГДж/час |
|
- |
|
- |
|
- |
|
- |
| ||||
|
10 |
Себестоимость одного отпущенного КВтч |
sээ |
руб/КВтч |
|
- |
|
- |
|
11 |
Себестоимость одной Гкал теплоты |
sтэ |
руб /Гкал |
|
|
- |
|
