Определение себестоимости электрической и тепловой энергии, отпущенной с шин станции

Введение

Успешное функционирование народного хозяйства Республики Беларусь в значительной степени обуславливается устойчивой работой отраслей топливно-энергетического комплекса. Однако проблема обеспечения потребителей необходимыми объемами топлива и энергии в последние годы имеет тенденцию к обострению.

Республика Беларусь на 80% зависит от поставок ТЭР из России. В настоящее время республика покупает энергоносители в России по ценам ниже мировых. В дальнейшем ожидается переход на мировые цены и зависимость республики от ввоза энергоресурсов несомненно усилится. В связи с этим проблема сокращения импорта ТЭР приобретает государственное значение.

Тепловые электрические станции являются на сегодняшний день основным источником электрической энергии. Даже современные КЭС на сегодняшний день имеют невысокий КПД – это обусловлено технологией производства (ограничивает термический КПД цикла). Выработка электрической энергии на тепловом потреблении позволяет существенно повысить КПД и тем самым снизить расход столь дорогого на сегодняшний день топлива. В связи с этим проектирование и строительство новых ТЭЦ является основным направлением сбережения топливных ресурсов. Очевидно, что подобное направление топливосбережения возможно лишь при стабильной экономике и активно развивающемся производстве, требующем большие объёмы тепловой энергии.

Несомненно, экономическое положение нашей республики на сегодняшний день не позволяет строить мощные ТЭЦ или КЭС, именно поэтому станции небольшой мощности, требующие относительно небольших капиталовложений, сегодня имеют наибольшую актуальность.

 

 

2 Расчёт технико-экономических показателей работы электростанции

2.1 Капиталовложения в строительство ТЭС

2.1.1 Абсолютные капвложения в строительство ТЭС c поперечными связями (оборудование однотипное)

Капитальные вложения в строительство ТЭЦ с поперечными связями при однотипном оборудовании составляют:

руб (1)

где , – капитальные затраты на узел котла (головного и каждого последующего), руб.;

, – капитальные затраты на узел турбоагрегата (головного и каждого последующего), руб.;

– поправочный коэффициент на территориальный район строительства ТЭС (приложение 1);

– коэффициент инфляции (для пересчёта в цены текущего года);

– капитальные вложения в ПВК (приложение 3, таблица 2);

Для не блочных ТЭС (с поперечными связями) количество энергетических котлов определяется по максимальному расходу пара на турбину с запасом до 3%:

шт (2)

где 1,03-коэффициент, учитывающий запас по пару 3%

– максимальный расход пара на все установленные турбины, т/ч (прил.2)

– номинальная паропроизводительность котла, т/ч (приложение 2)

Количество котлов ПВК:

(2)

где - суммарная тепловая нагрузка турбин, ГДж/ч (прил. 5, табл. 1)

- номинальная паропроизводительность ПВК, ГДж/ч (приложение 3, таблица 2)

шт

руб.

 

2.1.2 Удельные капвложения

Удельные капвложения позволяют определить стоимость одного киловатт-часа установленной мощности, которая зависит от многих факторов: типа установки и её мощности, числа и параметров установленных агрегатов, применяемых схем технологических связей, местных условий строительства, вида используемого топлива. Удельные капитальные затраты изменяются в широких пределах и с ростом мощности электростанции и устанавливаемых на них агрегатов снижаются:

руб/кВт, (3)

где – абсолютная величина капитальных вложений, руб.;

– установленная максимальная мощность станции, кВт (МВт).

руб/кВт,

 

2.2 Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции

2.2.1 Годовой отпуск пара из производственных отборов турбин

, т/год, (4)

где – часовой расход пара в производственный отбор одной турбины, т/ч(приложение 2, таблица 2,3);

– количество установленных однотипных турбин, шт.;

– число часов использования максимальной нагрузки, потребляемой из производственных отборов турбин, ч.

 

2.2.2 Годовой отпуск теплоты на производственные цели

, ГДж/год, (5)

где –разность энтальпии пара в производственном отборе и энтальпии возвращаемого конденсата, ГДж/т;

–годовой расход пара в производственные отборы всех паровых турбин, т/год.

, ГДж/год

 

2.2.3 Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин

ГДж/год, (6)

где – отпуск теплоты в отопительный отбор данного типа турбины, ГДж/ч (приложение 2);

– количество установленных однотипных турбин, шт.;

– число часов использования максимума отопительных отборов в зависимости от климатического района (приложение 4).

(ГДж/год)

 

2.2.4 Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭС

Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭС составляет:

, ГДж/год, (7)

где – годовой отпуск теплоты для производственных целей, ГДж/год;

– годовой отпуск теплоты для отопительных целей, ГДж/год.

ГДж/год (8)

где – отпуск теплоты на ПВК, ГДж/год;

– число часов работы ПВК (принимается 2000-2500 час/год);

– тепловая нагрузка ТЭС, ГДж/год (исходные данные);

– суммарная тепловая нагрузка турбин, ГДж/год.

ГДж/год

ГДж/год

2.2.5 Коэффициент теплофикации

Коэффициент теплофикации рассчитывается следующим образом:

(9)

 

2.3 Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции

2.3.1 Годовая выработка электрической энергии

Годовая выработка электрической энергии составляет:

,МВт ∙ ч, (7)

где – установленная расчётная мощность турбин одного типа, принимается по номинальному значению для турбин с двойным обозначением мощности, МВт;

– число часов использования установленной расчётной мощности;

– годовая выработка электроэнергии в целом по ТЭЦ, МВт·ч;

МВт ∙ ч

 

2.3.2 Расход электрической энергии на собственные нужды

При однотипном оборудовании расход электрической энергии на собственные нужды составляет

,МВт · ч, (8)

где – удельный расход электроэнергии на собственные нужды, % (табл.1 приложение 7)

МВт · ч

 

2.3.3 Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск теплоты

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск теплоты составляет

, МВт · ч, (9)

где = 7 кВтч/ГДж (ТЭС на твёрдом топливе) - удельный расход электрической энергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты, кВт · ч/ГДж.

– годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭС, ГДж/год.

МВт · ч

 

2.3.4 Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск электрической энергии

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск электрической энергии составляет

, МВт · ч (10)

МВт · ч

 

2.3.5 Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, отнесённые на производство электрической энергии

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, отнесённый на производство электрической энергии составляет

, (11)

где – расход электрической энергии на собственные нужды на производство электроэнергии, МВт · ч;

– годовая выработка электроэнергии, МВт · ч.

Полученную в расчете величину сравнили с данными табл.2 приложения 7

 

2.3.6 Годовой отпуск электрической энергии с шин станции

Годовой отпуск электрической энергии с шин станции

,МВт · ч, (12)

где – годовая выработка электрической энергии, МВт · ч;

 

– расход электроэнергии на собственные нужды, МВт · ч.

МВт · ч

 

2.4 Расход условного топлива при однотипном оборудовании

2.4.1 Годовой расход условного топлива котлами при однотипном оборудовании

Расход условного топлива может быть рассчитан по приближённой топливной характеристики, которая в общем случае для однотипного оборудования имеет вид:

т у.т./год (18)

где – число однотипных агрегатов, шт.;

– число часов работы турбоагрегата в году (календарное число часов в году за минусом плановых остановок на ремонт и прочих плановых остановок), ч. T_Р =7800 8200ч

– расход топлива на холостой ход основного оборудования, ту · т/ч (см. Приложение 7);

– годовой отпуск пара из производственных отборов однотипных турбоагрегатов, т/год;

– годовой отпуск теплоты из отопительных отборов однотипных турбоагрегатов, т/год;

– годовая выработка электрической энергии однотипными турбоагрегатами, МВт · ч;

т у.т./ч пара (см. Приложение 8);

т у.т./ГДж – коэффициенты топливной характеристики, постоянные для данного (см. Приложение 8);

т у.т./МВт · ч турбоагрегата (см. Приложение 8);

– поправочный коэффициент на вид сжинаемого топлива.

Для твердого топлива =1.

Для турбин типа Т в расчета не учитывается.

т у.т./год

2.4.2 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учёта расхода электроэнергии на собственные нужды

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты составляет

т у.т./год (18)

 

где 29,3 – удельная теплота сгорания условного топлива, ГДж/т;

– КПД котла, принимаемое для топлива: для твердых 0,87 0,89;

– КПД сетевых подогревателей принимают 0,98

_пвк = 0.87 – 0.92

=1,03 1,06 – поправочный коэффициент на неустановившейся режим работы.

т у.т./год

2.4.3 Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии

Годовой отпуск условного топлива на отпуск электроэнергии составляет

т у.т./год (20)

т у.т./год

 

2.4.4 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учётом электроэнергии собственных нужд, отнесённый на отпуск теплоты

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты составляет:

т у.т./год (21)

где – удельный расход условного топлива на отпущенный киловатт-час, г.у. т./кВт·ч;

г у.т./кВт ч (22)

г у.т./кВт ч

т у.т./год

 

2.4.5 Годовой расход условного топлива на отпуск электрической энергии с учётом электроэнергии собственных нужд

Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии составляет

т у.т./год (23)

т у.т./год

 

2.5 Удельный расход условного топлива и КПД станции при однотипном оборудовании

2.5.1 Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии

г у.т./кВТ·ч (24)

Величина , подсчитанная по формуле (24), должна быть одинаковой с , подсчитанной по формуле (22).

г у.т./кВТ · ч

 

2.5.2 Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты

Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты составляет

кг у.т./ГДж (25)

кг у.т./ГДж

 

2.5.3 Коэффициент полезного действия станции по отпуску электрической энергии

Коэффициент полезного действия станции по отпуску электрической энергии составляет:

% (26)

где 3,6–переводной эквивалент электрической энергии в теплоту,ГДж/МВт ч.

%

 

2.5.4 Коэффициент полезного действия станции по отпуску теплоты

Коэффициент полезного действия станции по отпуску теплоты составляет:

% (27)

 

2.5.5 Коэффициент использования топлива

Коэффициент использования топлива составляет:

% (28)

%

 

Определение себестоимости электрической и тепловой энергии, отпущенной с шин станции

3.1 Эксплуатационные расходы (издержки) ТЭС

Проектные расчёты себестоимости электрической энергии и теплоты на ТЭЦ период нормальной эксплуатации производятся по следующим статьям:

· топливо на технологические цепи,

· вода на технологические цели,

· расходы на оплату труда производственных рабочих,

· отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих,

· расходы по содержанию и эксплуатации оборудования,

· общепроизводственные расходы,

· общехозяйственные расходы.

При определении этих статей затрат следует иметь ввиду, что на ТЭЦ они сначала определяются в целом по станции, а затем при расчете себестоимости электрической и тепловой энергии распределяются между ними.

3.1.1 Топливо на технологические цели

По этой статье учитывается топливо, которое расходуется непосредственно на производство электрической энергии и теплоты. Топливо оценивается по цене франко-станция назначения, т.е. с учетом транспортных затрат.

тн т/год (29)

где – годовой расход натурального топлива на энергетические котлы тн т/год. Для топлива газ тыс · м³/год;

– годовой расход условного топлива в целом по ТЭЦ, т у.т./год;

29330 – удельная теплота сгорания условного топлива, кДж/кг (29,3 ГДж/т);

– удельная теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг. Для угля =20934 к Дж/м³;

– потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли, %, каменный уголь =0,9÷1,2%.

тн т/год

Ит=Цт · В^г_н, (30)

где – цена топлива, тыс. руб.

 

3.1.2 Вода на технологические цели

В эту статью включаются затраты на воду, расходуемую на питание котлов, гидрозолоудаление, на систему циркуляционного водоснабжения, на пополнение систем теплофикации и отпуска горячей воды, на охлаждение генераторов. Здесь же учитываются все затраты по химводоочистке, кроме амортизации (заработная плата с начислениями, стоимость химических реактивов и др.)

Кроме того, в этой статье затрат учитывается плата в бюджет за воду, потребля­емую из водохозяйственных систем на технические цели, охлаждение пара в кон­денсаторах турбины.

(31)

 

3.1.3 Основная заработная плата производственных рабочих

Основная заработная плата производственных рабочих

По данной статье планируется и учитывается основная заработная плата произ­водственных рабочих, непосредственно участвующих в технологическом процессе производства энергии. К основной заработной плате относятся выплаты, связанные с отработанным временем (тарифные ставки и должностные оклады, премии рабо­чим из ФЗП, доплата за работу в праздничные дни и ночное время, районные коэф­фициенты к заработной плате и др.).

руб/год (32)

 

где = 0,65-0,75 – доля производственных рабочих в общей численности эксплуатационного персонала;

(33)

– удельная численность эксплуатационного персонала (по приложению 11)

– установленная мощность станции, МВт;

– средняя заработная плата одного производственного рабочего в год, руб./чел.год;

– районный коэффициент оплаты труда (приложение 12).

руб/год