Организационно-экономическое обоснование схемы энергоснабжения потребителя

     

     где максимальный часовой отбор пара отопительных параметров для турбин типа Т (табл.1; П-1).

     После выбора всех турбин производим проверку коэффициента теплофикации, величина которого ранее выбиралась в заданных пределах. Фактический (или расчетный) коэффициент теплофикации определяется как:

     

     где , т/час

       
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Рис.1. Зависимость возможного отбора пара производственных

     параметров  от величины отбора пара отопительных параметров

     для турбины типа ПТ 

     Определение мощности пиковой  котельной 

     Мощность  пиковой котельной, необходимой для покрытия отопительной нагрузки, помимо отборов турбин, составит:

     

Гкал/час

     Используя зависимость между часовым и  годовым коэффициентом теплофикации (рис.2; П-1), определяется годовой коэффициент  теплофикации ( ), а затем и годовой отпуск тепла на отопление:

     а) годовой отпуск тепла на отопление  из отборов:

     

  тГкал/год

     б) годовой отпуск тепла на отопление  из пиковой котельной:

     

   тГкал/год 

     Выбор энергетических котлов 

     По  расходам пара на выбранные турбины  с учетом 2 – 3% потерь определяем суммарную паропроизводительность котельной ТЭЦ ( ), тип и число котлоагрегатов (табл.2; П-1):

     

, т/час;

     

, т/час

     Правила выбора котлов следующие:

1. Параметры пара котлов должны соответствовать начальным параметрам пара турбин.
2. Котлы должны быть по возможности однотипными.

     Выбираем  тип котлоагрегата Е-420/140Гм с паропроизводительностью т/час.

     Число котлоагрегатов определяется по формуле:

     

     

     Здесь паропроизводительность одного котла, т/час; число котлов; сумма максимальных расходов пара теплофикационных турбин ТЭЦ (табл.1; П-1).

     При отключении одного котла должна полностью  обеспечиваться вся внешняя тепловая нагрузка ТЭЦ, то есть:

     

     

     

 

     Определение мощности электроподстанций

     и линий электропередач 

     Определение мощности электроподстанций и линии электропередач, связывающей ТЭЦ с энергосистемой, принимаем равной 40 – 60% мощности проектируемой ТЭЦ, т.к. ТЭЦ обычно располагается в самом промышленном районе, где потребляется значительная часть вырабатываемой электроэнергии.

     Установленная электрическая мощность ТЭЦ равна  сумме номинальных мощностей  выбранных турбин:

     

, МВт

     

, МВт

     Мощность  электроподстанции и линии электропередач:

     

, МВт 

     Определение длины линий электропередач 

      Длина линий электропередач принимается  согласно её мощности (табл.3; П-1). Так как передаваемая мощность осуществляется на 2 цепи, то:

       , МВт

        км, руб./км, руб./МВт. 

     Определение мощности тепловых сетей 

     Мощность  тепловых сетей в данном расчете  принимается равной суммарной тепловой нагрузке района:

     

 Гкал/час 

     1.2. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов

     для раздельной схемы  энергоснабжения 

     Конденсационная электростанция (КЭС) обычно располагается  вне промышленного района, параметры  оборудования на ней определяются нагрузками нескольких районов. Поэтому из условия экономичности в качестве проектируемой КЭС выбираем одну из крупных современных КЭС в блочной компоновке К-210-130, к установке на ней принимаем четыре крупных агрегатов.

     Установленная электрическая мощность КЭС:

     

, МВт

     где номинальная электрическая мощность блока, МВт; число блоков на КЭС. Часть мощности проектируемой КЭС предназначена для электроснабжения рассматриваемого района, замещая по электрической мощности и энергии ТЭЦ. 

     Определение мощности промышленной

     и районной отопительной котельных 

     Теплоснабжение  в раздельной схеме осуществляется от котельных:

     промышленной – мощность равна Гкал/час и районной отопительной – мощность равна Гкал/час.

     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) принимается равной:

     

 МВт.

     Так как на 2 цепи, то:

      , МВт.

     Длину линии электропередач определяем по таблице 3 П-1 в соответствии с её мощностью: км, руб./км, руб./МВт.

     Мощность  тепловых сетей принимаем равной суммарной тепловой нагрузке района:

     

 Гкал/час 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     2. РАСЧЕТ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ  ПРИ КОМБИНИРОВАННОЙ И РАЗДЕЛЬНОЙ СХЕМАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

     Капитальные вложения рассчитываются по укрупненным  показателям.

     2.1. Расчет капитальных вложений при комбинированной

     схеме энергоснабжения

     Общие капитальные вложения при комбинированной  схеме  определяются следующим образом:

 млн. руб.

     Капитальные вложения в ТЭЦ:

 млн. руб.

     где  , капиталовложения в первый турбоагрегат типа ПТ и в первый котлоагрегат, соответственно, руб.;

      , , капиталовложения в последующие турбоагрегаты типа Т, типа ПТ и котлоагрегат, соответственно, руб.;

      коэффициент, учитывающий район  расположения ТЭЦ;

       коэффициент, учитывающий  вид используемого топлива.

     Капитальные вложения в пиковую котельную указаны в таблице 4, П-1. Поскольку Гкал/час, то выбираем 2 водогрейный котел ПТВМ-180. Определяем по таблице вложения в пиковую котельную млн. руб.

     Капитальные вложения в тепловые сети рассчитываем по следующей формуле:

     

 млн. руб.

     где руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

       руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров;

     Капитальные вложения в линии электропередач рассчитываем по формуле:

     

млн. руб.

     где удельные капитальные затраты в подстанции, руб./МВт;

      передаваемая мощность (мощность линии электропередач), МВт;

      капитальные вложения на километр длины линии, руб./км;

       длина линии электропередач, км.

     Данные  указаны в таблице 3 П-1.

     2.2. Расчет капитальных вложений при раздельной

     схеме энергоснабжения 

     Общие капитальные вложения при раздельной схеме  определяются следующим образом:

млн. руб.

     Капитальные вложения в КЭС рассчитываем по следующей формуле:

     

 млн. руб.

     где капитальные вложения в первый блок, руб.;

      капитальные вложения в последующие  блоки, руб.;

      число блоков на КЭС.

     Исходные  данные для расчета  указаны в таблице 5, П-1.

     Капитальные вложения в районную и промышленную котельные рассчитываем по следующей формуле:

 руб.

     где удельные капитальные вложения в районную котельную, руб./Гкал/час;

       удельные капитальные вложения в промышленную котельную, руб./т пара/час

     Данные  указаны в таблице 6 П-1.

     Капитальные вложения в тепловые сети определяем по формуле:

     

     

 млн. руб.

     где руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара отопительных параметров;

       руб./Гкал/час – удельные капитальные вложения в тепловые сети для пара производственных параметров.

     Капитальные вложения в линии электропередач рассчитываем по следующей формуле:

 млн. руб.

     где удельные капитальные затраты в подстанции, руб./МВт;

      передаваемая мощность (мощность линии электропередач), МВт;

      капитальные вложения на километр длины линии, руб./км;

       длина линии электропередач, км.

     Данные  указаны в таблице 3 П-1. 

     3. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ

     ПРИ КОМБИНИРОВАННОЙ И РАЗДЕЛЬНОЙ

     СХЕМАХ  ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ 

     3.1. Расчет эксплуатационных затрат при комбинированной

     схеме энергоснабжения 

     Эксплуатационные  затраты 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: