Определение мощности электроподстанции и линии электропередач

Мощность подстанции и линии электропередач выбирается из условия передачи в район полезной электрической нагрузки в размере полезной нагрузки, которую может отпустить замещаемая ТЭЦ. С учетом в потерях электроэнергии на собственные нужды и в электрических сетях для раздельной и комбинированной схем энергоснабжения эта полезноотпускаемая мощность (и, следовательно, мощность линии электропередач) может быть принята равной: (1,02 ¸ 1,06) N_ТЭЦ.

N_п/ст = 1,06*180 = 190,8 МВт

Длина линии электропередач определяется по таблице 3 в соответствии с ее мощностью.

 L _ЛЕП = 20 км

 k_L = 87,5 тыс.руб/МВт

k_п/ст = 36 тыс.руб/МВт

Определение мощности тепловых сетей

Мощность тепловых сетей принимается аналогично комбинированной схеме.

Q_т.с. = Q_ч^от + Q_ч^пр  = 290+340 = 630 Гкал/ч

Расчет ИНВЕСТИЦИЙ В ФОРМЕ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИИ В комбинированнУЮ и раздельнУЮ схемЫ

энергоснабжения

Капитальные вложения рассчитываются по укрупненным показателям.

Расчет инвестиций в комбинированную

Схему энергоснабжения

Общие капитальные вложения при комбинированной схеме (∑K_K) определяются следующим образом:

∑K_к=К_тэц+К_пк+К_т.с.+ К_лэп, млн руб.

Капитальные вложения в ТЭЦ (табл.4):

К_тэц = (K_1т + K_1k + K_т (n_т-1) + K_пт × n_пт + К_к(n_к - 1)) C_м × C_т ,

К_тэц =(86,0 + 37,55 + 40,8 + 2*27,15) *10⁶ = 218,7 *10⁶ руб

где K_1т, K_1k – капитальные вложения в первый турбоагрегат типа т и в первый котлоагрегат, соответственно, млн руб.;

К_т, K_пт, K_к – капитальные вложения в последующие турбоагрегаты типа т, типа ПТ и котлоагрегат, соответственно, млн руб.;

C_м – коэффициент, учитывающий район расположения ТЭЦ;

С_т – коэффициент, учитывающий вид используемого топлива.

Капитальные вложения в пиковую котельную указаны в табл. 4;

1 * ПТВМ -180

К_пк = 10*10⁶ руб

Капитальные вложения в тепловые сети рассчитываются по следующей формуле:

К_т.c. = (k_т.c.^от*Q_ч^от + k_т.с^пр × Q_ч^пр), млн руб.,

К_т.c. =(82,5*290+50*340)*10³  = 40,925 *10⁶ руб

где: k_т.с.^от = 82,5×10³ руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

k_т.с.^пр = 50,0×10³ руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров.

Капитальные вложения в линии электропередач рассчитываются по следующей формуле:

К_лэп = (k_п/ст × N_п/ст + k_L × L), млн.руб.,

К_лэп = (36*90+87,5*20)*10⁶ = 4,990 млн.руб

где k_п/ст – удельные капитальные вложения в подстанции, руб./МВт;

N_п/ст – передаваемая мощность (мощность линии электропередач), МВт;

k_L – капитальные вложения на километр длины линии, руб/км;

L – длина линии электропередач, км.

Эти данные указаны в табл. 3.

Общие капитальные вложения при комбинированной схеме

∑K_к=К_тэц+К_пк+К_т.с.+ К_лэп = (218,7 + 10 +40,925 + 4,990) *10⁶ = 274,615 *10⁶ руб

Расчет инвестиций в форме капитальных вложений при раздельной

Схеме энергоснабжения

Общие капитальные вложения при раздельной схеме (∑К_p) определяются следующим образом:

∑К_p = К_кэс+ K_рк + K_пр.к+  K_тс+ К_лэп, руб.

Капитальные вложения в КЭС рассчитываются по следующей формуле:

К_кэс= (К_1бл + К_бл × (n_бл-1))C_м С_т, руб.,

где: К_1бл – капитальные вложения в первый блок, руб.;

K_бл – капитальные вложения в последующие блоки, руб.;

n_бл – число блоков на КЭС.

Исходные данные для расчета К_кэс указаны в табл. 5.

К_кэс = (280+150(6-1)) *10⁶ = 1030*10⁶ руб

Капитальные вложения в районную и промышленную котельные рассчитываются по следующим формулам:

К_рк = k_рк *(Q_ч^от *4,19), руб.

К_пр.к = k_пр.к * (Q_ч^пр *1,55), руб.

где: k_pк – удельные капитальные вложения в районную котельную, руб/ГДж/час;

k_пр.к – удельные капитальные вложения в промышленную котельную, руб/тонна пара/час, указаны в табл.6.

k_т.с^пр = 50,0 × 10³ руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров.

Q_ч^от *4,19= 290*4,19 = 1215,1 ГДж/ч

Из табл 6 выбираем максимальную нагрузку, то k_рк = 14 тыс.руб/ГДж/ч

К_рк = 14*1215,1 =17,0114 *10⁶ руб

К_пр.к = k_пр.к * (Q_ч^пр *1,55), руб.

Q_ч^пр *1,55= 340*1,55=527 т.пара/час

Из таблицы 6 выбираем максимальную нагрузку 500 т.пара/час,                          то k_пр.к = 50,5*10³ руб. т.пара/час 

К_пр.к = 50,5*527=26,614*10⁶ руб

Капитальные вложения в тепловые сети определяются по следующей формуле:

К_т.с. = (k_т.с.^от  *  Q_ч^от  + k_т.с^пр * Q_ч^пр) ; млн.руб

где: k_т.с.^от = 57,5 × 10³ руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

k_т.с^пр = 50,0 × 10³ руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров.

К_т.с. = (57,5*290 + 50*340)*10³ = 33,675 *10⁶ руб

     Капитальные вложения в линии электропередач определяются аналогично тому, как они определялись в комбинированной схеме.

К_ЛЕП =(k_п/ст × N_п/ст + k_L × L), млн.руб.

К_ЛЕП = (36*196,8 + 87,5*20)*10³ = 8,619 *10⁶ руб

Общие капитальные вложения в раздельной схеме

∑К_p = К_кэс+ K_рк + K_пр.к+  K_тс+ К_лэп = =(1030+17,011+26,614+33,675+8,619)*10⁶ = 1115,918 *10⁶ руб.

Расчет ИЗДЕРЖЕК ПРОИЗВОДСТВА при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения

Расчет издержек производства при комбинированной схеме

Энергоснабжения

Издержки производства при комбинированной схеме энергоснабжения включают в себя затраты на ТЭЦ (S_ТЭЦ), затраты в пиковую котельную (S_ПК), затраты на транспорт тепла (S_ТС), затраты на транспорт электрической энергии (S_ЛЭП) и могут быть определены по следующему выражению:

S_к = S_тэц + S_пк + S_тс + S_лэп, руб./год.

 Расчет издержек производства на ТЭЦ

 При укрупненных расчетах издержки производствана ТЭЦ определяются по формуле:

S_тэц = S_т + S_aм + S_тр + S_зп + S_пp, млн руб./год,

где, S_т– затраты на топливо, млн руб./год

S_aм – амортизационные отчисления, млн руб./год

S_тр – затраты на текущий ремонт, млн руб./год

S_зп – затраты на заработную плату эксплуатационного персонала, млн руб./год

S_пp – прочие расходы, млн руб./год

Расчет отдельных составляющих издержек производства по соответствующим формуламприведен ниже.

Расчет затрат на топливо

Затраты на топливо рассчитываются по формуле:

S_т = В_гн^тэц × Ц_т,  руб./год;

где A_гн^тэц – годовой расход натурального топлива на ТЭЦ, т нт/год

Ц_т – цена топлива на станции назначения, руб./т нт.

Цена топлива: Ц_т = Ц_пр + Ц_тр + Ц_проч,

где: Ц_пр – прейскурантная цена, руб/т нт;

Ц_тр – затраты на перевозку твердого топлива, руб/т нт;

Ц_проч – прочие расходы по заготовке топлива, принимается равными 2500 руб./т нт;

Для газа и мазута прейскурантные цены установлены на месте потребления, поэтому для них Ц_тр = 0 и Ц_проч= 0.

Ц_т = 2500 , руб./т нт.

Годовой расход натурального топлива на ТЭЦ:

 , тнт/год

где: В_г^тэц – годовой расход условного топлива, т ут/год;

       7000 – теплота сгорания условного топлива, кКал/кг;

       Q_р^н – теплота сгорания натурального топлива, кКал/кг.

Q_р^н для газа 8330 кКал/тм³

для мазута 8960 кКал/кг;

для твердого топлива 5250 кКал/кг.

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ определяется по следующей формуле:

В_г^тэц = В_г^т × n_т + В_г^пт n_пт, т ут/год,

где: В_г^т и В_г^пт – годовые расходы топлива для турбин типа Т и турбин типа ПТ соответственно, т ут/год.

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ определяется по топливным характеристикам (табл. 7). Общий вид топливных характеристик:

Для турбин типа Т: 

В_г^т = α × h_p + β × Э_г^т + γ × D_г^т, т ут/год;

Для Т – 100 – 130 из табл 7 будет имеет вид:

для турбин типа ПТ:

В_г^пт = α × h_p + β × Э_г^т + γ ₁ × D_г^т + γ ₂  × D_г^п, т ут/год,

Для ПТ – 80 – 130 из табл 7 будет имеет вид: В_Г^ПТ = 2,42 h_p + 0.348 Э_Г^ПТ + 0,0205 D_г^т +0,0665 D_г^п ; тут/год

где: α, β, γ, γ₁, γ₂ – коэффициенты, характерные для данного типа турбин (табл. 7)

h_p – число часов работы турбоагрегатов в течение года, час/год;

Э_г – годовая выработка электроэнергии турбоагрегатом, МВт.ч/год;

D_г^т и D_г^п – годовые отборы пара отопительных и производственных параметров, соответственно, т/год;

h_p – приближенно может приниматься в пределах 7800¸8200 час/год, причем нижний предел относится к более мощным агрегатам.
Для турбин Т – 100 - 130:

D_г^т = D_ч^max × h_г^от, т пара/год,

где : h_г^от – число часов использования максимального производственного отбора за год, час/год берем из исходных данных:

h_г^от = 3500 ч/г

D_ч^max из табл 1 = 130 т.пара/час

D_г^т = = D_ч^max × h_г^от = 310*3500=1085000 т,пара/год

Для турбин типа ПТ – 80 - 130:

D_г^п = D_п^/ × h_г^пр, т пара/год;

где : h_г^пр – число часов использования максимального производственного отбора за год, час/год;

h_г^пр = 7100 ч/г

D_п^/  = 340*1,55= 527 т,пара /час

D_г^п = 527*7100= 37417000 т.пар/год

D_г^т = D_г^от  - D_г^ПК – D_г^т ; т.пара/год;

D_г^от = 290*1,8*3500 = 1827000 т.пара/год

D_г^ПК = 290*1,8*3500*(1-0,86) = 255780 т.пара/год

D_г^т = 1827000-255780-1085000 = 486220 т пара/год

Для определения годовой выработки электроэнергии (Э) отдельными турбоагрегатами ТЭЦ необходимо иметь суточные графики электрической нагрузки ТЭЦ. В настоящем расчете приближенно задается один график электрической нагрузки ТЭЦ для зимних суток (обычно используется 24 суточных графика за год).

График приведен ниже на рис.2

, МВт

                                                                      час

 8          16     24

Рис.2. Суточный график электрической нагрузки ТЭЦ.

По оси абсцисс – время суток (в часах), по оси ординат – нагрузка турбоагрегата в % от его максимальной нагрузки (N). Площадь под суточным графиком дает суточную выработку электроэнергии турбоагрегата (Э_сут^т, Э_сут^пт). Для Т – 100 – 130  N_max^т = 100 МВт

Э_сут^т = 0,8 × 100 × 8 + 1 × 100 × 8 + 0,9 × 100 × 8 = 2160 МВт×ч/сут.

Для ПТ – 80 – 130 N_max^т = 80 МВт

Э_сут^т  = 8 × 0,8 × 80 + 8 × 1 × 80 + 8 × 0,9 × 80 = 1728 МВт×ч/сут.

Годовая выработка электроэнергии турбоагрегатами определяется из выражений:

= Э_сут^т × m × ρ_г^т, МВт×ч/год

Э_г^пт  = Э_сут^пт  × m × ρ_г^пт, МВт×ч/год

где m – число суток в году (365);

ρ_г^т, ρ_г^пт – коэффициенты, учитывающие неравномерность выработки электроэнергии по суткам года.

Значение коэффициентов принимается следующим образом:

где h_г – число часов в году (8760).

ρ_г^т = 3500/87600+0,05 = 0,45

ρ_г^пт = 7100/8760 + 0,1 = 0,91

Годовая выработка электроэнергии турбоагрегатами равна:

Э_г^т  = 2160*365*0,45 = 354780 МВт×ч/год

Э_г^пт = 1728*365*0,91 = 573955,2 МВт×ч/год

Для проверки правильности расчета годовой выработки электроэнергии турбоагрегатами определяются значения часов использования мощности турбоагрегатов:

 час/год;

 час/год.

При этом должно быть h_y^т > h_г^от и 8300 > h_y^пт > h_г^пр.

При нарушении этих условии следует скорректировать коэффициент неравномерности.

h_y^т = 354780/100 = 3547,8 ч/год

условие выполняется 3547,8 > 3500

h_y ^пт = 573955,2/80 = 7174,44 ч/год

условие выполняется 8300 > 7174.44 > 7100

Число часов использования максимальной мощности ТЭЦ:

час/год

должно лежать в пределах 5000¸6500 час/год;

Э_г^тэц = Э_г^т × n_т + Э_г^пт × n_пт = 354780*1+573955.2*1 = 928735,2 МВт×ч/год.

h_y^ТЭЦ = 928735,2/180 = 5159,64

Условие выполняется 5000 < 5159.64 > 6500

В_г^Т-100-130 = 2,9*8000+0,345*354780+0,0175*1085000 = 164586,6 тут/год

В_г^ПТ-80-130 = 2,42*8000+0,348*573955,2+0,0205*486220+0,0665*3741700 = 477886,9696 тут/год

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

В_г^ТЭЦ = В_г^Т *n + В_г^ПТ*n = 164586.6 *1 + 477886.97*1 = 642473.57 тут/год

Годовой расход натурального топлива на ТЭЦ:

В_гн^ТЭЦ = 642473.57* (7000/8330) = 539677,8 тнт/год

Затраты на топливо рассчитываются по формуле:

S_т = В_гн^тэц × Ц_т = 539677,8 * 2500 = 1349,2 *10⁶руб./год;

Годовой расход топлива на ТЭЦ распределяется на топливо, затраченное на выработку тепла, и топливо, затраченное на выработку электроэнергии по физическому (балансовому) методу. Это значит, что годовой расход топлива на выработку тепла на ТЭЦ В_тэ^тэц приравнивается к годовому расходу топлива на выработку того же тепла в котельной и может быть рассчитан следующим образом:

В_тэ^тэц = n_т × В_тэ^т + n_пт × В_тэ^пт, т ут/год

где В_тэ^т, В_тэ^т – годовой расход топлива на выработку тепла турбоагрегатами типа Т и турбинами типа ПТ рассчитывается по формуле из табл 7 соответственно, т ут/год.

Для турбин типа Т – 100 – 130:

= 0,088*1085000 = 95480 тут/год

Для турбин типа ПТ – 80 – 130:

 = 0,102*3741700+0,088*486220 = 424440,76 тут/год

В_тэ^ТЭЦ  = 95480*1+424440,76*1 = 519920,76 тут/год

Годовой расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ определяется как:

В_ээ^тэц = В_г^тэц – В_тэ^ТЭЦ = 642473,57 - 519920,76 = 122552,81  тут/год.

Для проверки правильности расчетов годовых расходов топлива необходимо определить удельные расходы топлива на выработку тепла (b_тэ) и электроэнергии (b_ээ):

кг ут/Гкал

b_тэ = 519920760 / (0.86*1015000+2414000) = 158 кг ут/Гкал

г ут/КВт×ч

b_э.э = 122552810000/(354780000+573955200) = 131.95

При правильных расчетах:

b_тэ = 155 ÷ 170 кг у.т/Гкал;  условие выполняется   

b_ээ = 200 ÷ 395 г у.т/КВт×ч условие не выполняется