РАЗДЕЛЬНАЯ СХЕМА

По данной схеме энергоснабжения тепловые потребители получают теплоту от котельной, а электрическая энергия вырабатывается на КЭС. Из условий сопоставимости вариантов оборудования КЭС выбирается из условий работы электростанции в крупной энергосистеме.

Для обеспечения максимальной индустриализации строительства, улучшения условий эксплуатации и проведения ремонтных работ основное оборудование КЭС выбирается однотипным. Единичную мощность блоков КЭС стремятся выбирать наиболее крупной, однако при этом, следует принимать во снимание ограничения по числу блоков на электростанции. Оптимальной число блоков КЭС находится в пределах от 4-х до 6-ти, увеличение числа блоков свыше 8 не дает заметного экономического эффекта, а проблемы, связанные с эксплуатацией, ремонтом, охраной окружающей среды возрастает.

Следует иметь в виду, что КЭС как правило располагаются на значительном расстоянии от потребителей электрической энергии. ТЭЦ располагаются вблизи потребителей тепла, которые являются одновременно крупными потребителями электрической энергии. Поэтому эквивалентная мощность замещающей КЭС должна быть больше мощности ТЭЦ на величину потерь в электрических сетях.

Районные котельные расположены обычно ближе к тепловым потребителям, чем ТЭЦ, поэтому их мощность может быть снижена на величину потерь в тепловых сетях.

2.1. Капиталовложения и годовые эксплуатационные издержки КЭС

Полные капиталовложения в КЭС рассчитываются по выражению

К_КЭС = К¹ + К^ПОСЛ * ( n-1 ),у.е.

Где К¹ – капиталовложения в головой блок, у.е.;

К¹¹ – капиталовложения в последующие блоки, у.е..

Постоянные годовые издержки КЭС :

И_ПОЛ^КЭС = 1,3 ( 1,2 * К_КЭС * Р_ам / 100 + k_шт * N_ТЭС * З_сг, у.е.

где Р_ам - норма амортизационных отчислений для КЭС;

k_шт - штатный коэффициент для КЭС, чел/МВт;

З_сг - среднегодовая зарплата с начислениями, у.е./чел;

1,2 - коэффициент, учитывающий издержки на текущий ремонт;

1,3 - коэффициент, учитывающий общестанционные нужды.

Отпуск электроэнергии определится

n

Э_КЭС = N_КЭС * h * ((1 - DЭ_cн / 100 ) = å Э_i * (1 - DЭ_cм / 100 ), МВтч

i=1

где N_КЭС – мощность КЭС, МВт;

DЭ_cн - расход электроэнергии на собственные нужды, %.

Для расчета годового расхода топлива определим по энергетической характеристике годовой расход теплоты на турбину

Q_Ti = a * Tp + r * Э_экi + r ^/* ( Э_i + Э_экi )

где a – часовой расход тепла на холостой ход, Гкал/ч;

r , r ^/ - относительный прирост тепла до и после экономической мощности, Гкал/Мвтч;

Э_экi - годовая выработка электроэнергии при мощности меньше экономической, МВтч

Tp - число часов работы турбины в году, час.

Выработка электроэнергии при загрузке блока больше экономической определяется из выражения

Э_i - Э_экi = b Э_i * ( N_нi - N_экi ) / N_нi, МВтч

где N_нi , N_экi - электрическая мощность турбины, номинальная и в токе излома энергетической характеристики,

b - коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины, В зависимости от типа турбины принимается в пределах от 0,85 до 0,95. Больше мощности турбины соответствуют большее значение коэффициента b ,

Годовой расход топлива на блок

В_годi = Q_Ti / h^б_ка * К_п + В_n * n, т.у.т.

где h^б_ка - среднегодовой КПД брутто котлоагрегата;

В_n - расход топлива на пуск блока, т/ч;

n - число пусков блока в году,

К_п – коэффициент перевода : К_п = 7 (Гкал/тут), К_п = 29,31 (ГДж/тут),

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии

В_ээ = В_годi / Э_i * (1 - DЭ_cн / 100), т.у.т.

Годовой расход топлива КЭС

n

В_КЭС = å В_годi, т.у.т.

i=1

где n - число блоков на КЭС.

Переменные годовые издержки КЭС

И _пр ^КЭС = В_КЭС * З_т, у.е.

где З_т - цена тонны условного топлива на КЭС, определяется по замыкающим затратам на топливо, у.е./т.у.т..

2.2. Котельная

В раздельной схеме технологические нагрузки района, обеспечиваются паровыми котлами, а отопительные нагрузки – водогрейными котлами, установленными на районных котельных, в непосредственной близости от потребителей тепла. Исходя из сопоставимости вариантов, районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла, то и ТЭЦ.

Определим число паровых котлов

Z = Q_тх^ч / Q_пк^чн, шт

где Q_пк^чн - номинальная часовая производительность парового котла, Гкал/ч.

Число водогрейных котлов

L = Q_тф^ч / Q_вк^чн, шт

где Q_вк^чн - номинальная часовая производительность водогрейного котла, Гкал/ч.

Если общее число котлов получается больше 10, то в этом случае должна быть построена не одна, а несколько котельных и при определении капиталовложний в котельные необходимо увеличить соответственно котельным количество первых агрегатов.

2.3. Капиталовложения в котельную.

Z-1 L-1

К_кот = К_пкi¹ + å К_пкi^ПОСЛ + К_вкi¹ + å К_вкi^ПОСЛ , у.е.

i=1 i=1

где К_пкi¹ , К_вкi¹ - капиталовложения в первый паровой и водогрейный котлы, у.е.;

К_пкi^ПОСЛ , К_вкi^ПОСЛ - то же, в последующие котлы, у.е..

Постоянные годовые издержки котельной

И_пст^кот = 1,3 * ( 1,1 * К_кот * Р_ам / 100 + k_шт * Q_кот^ч * З_ст ), у.е.

где Р_ам – норма амортизационных отчислений для котельных;

k_шт - штатный коэффициент котельной, чел/МВт;

Q_кот^ч – суммарная теплопроизводительность котельной, чел/МВт;

Z L

Q_кот^ч = å Q_пкi^чн + å Q_вкi^чн

i=1 i=1

З_ст - среднегодовая зарплата с начислениями, у.е./чел

Годовой расход топлива на котельную.

В_кот = (1 – (0,02 … 0,03)) * (Q_тх / h_пк * К_п + Q_тф / h_вк * К_п ), т.у.т.

где h_{пк ,} h_вк - КПД паровых и водогрейных котлов, h_пк = 0,83…0,86,

h_вк = 0,86… 0,9

(0,02 … 0,03) – коэффициент, учитывающий снижение потерь в теплопроводах по сравнению с вариантом ТЭЦ,

К_п – коэффициент перевода: К_п = 7 (Гкал/тут), К_п = 29,31 (ГДж/тут).

Поскольку мощность и режим загрузки КЭС были выбраны исходя из условий работы электростанции в крупной электроэнергетической системе, то при расчете приведенных затрат в раздельной схеме необходимо выделить от КЭС лишь ту часть капиталовложений и издержек, которая идентична ТЭЦ в комбинированной схеме энергоснабжения.

Доля капиталовложений в КЭС, которая учитывается при равнении схем, определяется пропорционально мощности ТЭЦ

К_кэс = К_кэс * b * N_тэц / N_кэц

где К_кэс - полные капиталовложения в КЭС, у.е.;

b - коэффициент, учитывающий различие схем энергоснабжения (собственные нужды, потери в сетях), принимается равным 1,03 … 1,07%.

Доля условно – постоянных эксплуатационных затрат КЭС рассчитывается также пропорционально мощности ТЭЦ.

И_пст^кэс = И_пст ^кэс/ * a* N_тэц / N_кэц, у.е.

Доля условно – переменных затрат КЭС, учитываемая при раздельной схеме, найдется пропорционально отпускаемой энергии:

И_пр^кэс = И_пр ^кэс/ * a* Э_тэц / Э_кэц, у.е.

где Э_кэц - годовой отпуск энергии от КЭС, МВтч

a - коэффициент, учитывающий различие схем энергоснабжения в расходах энергии на собственные нужды, потери в сетях, применяется равным 1,02 … 1,06.

Капиталовложения раздельной схемы

К_р = К_кэс + К_кот + К_тс^р + К_лэп^р, у.е.

где Зт – цена тонны условного топлива котельной, определяется по замыкающим затратам на топливо, у.е./т.у.т.

Годовые условно переменные затраты раздельной схемы

И_пр^р = И_пр^кэс + В_кот * З_т, у.е.

Приведенные затраты в раздельную схему

З_р = Е_н * К_р + И_пст^кэс + И_пст^кот + И_пр^р + И_тс^р + И_лэп^р, у.е.

где И_тс^р = 0,075 К_тс , у.е.

И_лэп = 0,034 К_лэп, у.е.

Оптимальным, то есть более предпочтительным для строительства будет тот вариант, у которого приведенные затраты окажутся наименьшими. Разность приведенных затрат в 3 ÷ 5 % говорит о равной экономичности вариантов, в этом случае при выборе следует учитывать дополнительные соображения (освоенность оборудования, перспективность схемы, охрана окружающей среды, топливно – энергетический баланс и т.д.).

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ.

3.1. Комбинированная схема.

Годовой расход тепла на производство электроэнергии

n

Q_э = å ( G_ri - (Q_тхоt + Q_тфоt )), МВт

i=1

Годовой расход топлива на производство электроэнергии

В_э = Q_э / η_ка^б * К_п-(∆Э_сн*В_тэ/В_тэц*в_ээ)т.у.т.

Удельный расход теплоты на производство электроэнергии

q_ээ = Q_э / Э_тэц, Гкал/МВт

Удельный расход топлива на производство электроэнергии

в_ээ = В_ээ / Э_тэц, т.у.т./МВт

Годовой расход топлива на производство теплоты

В_тэ= В_тэц - В_э + (ΔЭ_сн * В_тэ /В_тэц * в_ээ), т.у.т

где ΔЭ_сн^тэ - расход электроэнергии на собственные нужды, МВт

Удельный расход топлива на производство теплоты

в_тэ= В_тэц / ( Q_тх + Q_тф ), т.у.т./Гкал

КПД ТЭЦ по отпуску теплоты

η_ээ = 0,123 / в_ээ

КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии

η_тэ = 34,16 / в_тэ

где в_тэ - удельный расход топлива на производство теплоты, кг ут/ГДж,

Доля условно – постоянных годовых издержек, относимая на производство электроэнергии:

И_пст^ээ = И_пст^тэц * В_э / В_тэ, у.е.

Доля условно – постоянных годовых издержек, относимая на производство теплоты:

И_пст^тэ = И_пст^тэц * В_тэ / В_тэ, у.е.

Себестоимость 1 кВт. час на шинах ТЭЦ

С_ээ = ( И_пст^ээ + В_э * Ц_тут ) / Э_тэц, у.е./Мвт ч

где Ц_тут - цена условного топлива на складе станции, у.е./т.у.т.

Ц_тут = ( Ц_тнт + Т_жд ) * 29300 / Q_н^р, у.е.

где Ц_тнт - цена натурального топлива, определяемая по прейскуранту,

Т_жд - тариф на перевозку 1 тн. натурального топлива,

Q_н^р - теплотворная способность сжигаемого топлива, КДж/кг.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии на шинах ТЭЦ

С_ээ = в_ээ * Ц_тут*10^-3, у.е./кВт ч

Себестоимость 1 ГДж тепла, отпущенного от коллектора ТЭЦ

С_тэ = ( И_пст^тэ * В_тэ* И_тут ) / (Q_тх + Q_тф ), у.е./Гкал

Топливная составляющая себестоимости теплоты на коллекторах ТЭЦ

С_ээ^т = в_тэ * Ц_тут, у.е./Гкал

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии

З_ээ = З_тэц * В_ээ / В_тэц * Э_тэц, у.е./Мвт ч

Удельные приведенные затраты в ТЭЦ на отпуск теплоты

З_тэ = З_тэц * В_тэ / В_тэц * (Q_тх + Q_тф ) , у.е./Гкал

Показатель фондоотдачи ТЭЦ

К_фо = ( Ц_ээ^н * Э_тэц + Ц_тэ^н * (Q_тх + Q_тф ) ) / К_тэц ,у.е.

где Ц_ээ^н , Ц_тэ^н - неизменные цены на электроэнергию и теплоту, у.е./кВт ч, у.е./Гкал

Показатель фондовооруженности ТЭЦ

К_фв = К_тэц / N_тэц * k_шт , у.е./чел

3.2. Раздельная схема.

3.2.1. Технико – экономические показатели КЭС.

Полный расход тепла на производство электроэнергии турбогенератором

Q_э = Q_тi * ( 1 ± Δ П / 100 ), Гкал

где Δ П - показатель, учитывающий отопление параметров от номинальных, принимается в пределах 1 … 1,5%.

Удельный расход тепла на турбоагрегат

q_т = Q_э / (Э_i + Э_птн ) Гкал / Мвт

где Э_птн - приведенное производство электроэнергии на привод питательного турбонасоса.

КПД турбоустановки η_т = 3600 / q_т ,%

КПД КЭС по отпуску электроэнергии η_т = 0,123 / в_ээ

Топливная составляющая себестоимость электроэнергии на КЭС

С_ээ^т = в_ээ * Ц_тут 10^-3, у.е./кВт ч

где Ц_тут - цена тонны условного топлива на складе КЭС.

Ц_тут = (Ц_тнт + Т_жд ) * 29300 / Q_н^р, у.е./т.у.т.

Себестоимость 1 кВт.ч на шинах КЭС

С_ээ = С_ээ^т + И_пст^кэс / Э_кэс, у.е./кВт ч

Удельные приведенные затраты в КЭС на производство электроэнергии

З_ээ = ( Е_н * К_кэс + И_пст^кэс + И_пр^кэс ) / Э_кэс, у.е./МВт ч

Показатель фондоотдачи КЭС

К_фо = Ц_ээ^н * Э_кэс / К_кэс, у.е./у.е.

Показатель фондовооруженности КЭС

К_фв = К_кэс / N _кэс * k_шт , у.е./у.е.

3.2.2. Технико – экономические показатели котельной

Удельные капиталовложения в котельную

k = К_кот / ( Q_тх + Q_тф ) , у.е./Гкал

Удельный расход топлива на производство теплоты

b_тэ = В_кот / ( Q_тх + Q_тф ) , кг у.т. / Гкал

КПД котельной по отпуску теплоты

η_э = 34,16 / b_тэ *100%, %

Топливная составляющая себестоимости теплоты на коллекторах котельной

С_ээ^т = b_тэ * Ц_тут10^-3, у.е./Гкал

где Ц_тут - цена тонны условного топлива на складе котельной

Ц_тут = (Ц_тнт + Т_жд )*29300/Q^р_н

Себестоимость 1 Гкал тепла, отпущенного от коллекторов котельной

С_тэ = С_тэ^т + И_пст^кот / ( Q_тх + Q_тф ), у.е./Гкал

Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты

З_тэ = ( Е_н * К_кот + И_пст^кот + В_{кот *} Ц_тут ) / ( Q_тх + Q_тф ), у.е./Гкал

Показатель фондоотдачи котельной

К_фо = Ц_тэ^н * ( Q_тх + Q_тф ) / К_кот , у.е./у.е.

Показатель фондовооруженности котельной

К_фв = К_кот / k_шт * Q_кот, у.е./чел