И_ц.ф.р = 1,18 млн. руб.

Услуги РАО "ЕЭС России" по организации функционирования и развитию ЕЭС России для всех плательщиков оцениваются в 48,72 руб./ МВт•ч.

И_е.э.с.= 461,72 млн. руб.

Тарифы на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, оказываемые ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" электростанциям юридических лиц - производителей электрической энергии, а также иных юридических лиц, которые имеют право распоряжения электрической энергией, производимой на генерирующем оборудовании, утверждены в размере 4036,8 руб./МВт в месяц.

И_ц.д.у.= 56,68 млн. руб.

Определение себестоимости 1 кВтч электрической

Объектом определения производственной себестоимости является 1 кВтч полезного отпуска электроэнергии с шин электростанции. Для расчета производственной себестоимости необходимо суммарные затраты по АЭС распределить между электрической и тепловой энергией пропорционально расхода топлива (котловой метод).

Тогда издержки, относимые на отпуск электроэнергии, определятся как произведение общей величины издержек на коэффициент распределения:

=10070,605•0,95 = 9567,07 , млн. руб.

Таблица 8.2 Калькуляция себестоимости энергии за год

Из расчета видно, что основной вклад в себестоимость вносят: топливо, амортизация и расходы на ремонт. Они составляют 2/3 от полученной себестоимости.

Заключение

В данном дипломном проекте рассмотрен вариант строительства Ленинградской АЭС 2. Проведен выбор основного оборудования и по каждому оборудованию дана подробная характеристика.

Произведен расчет тепловой схемы второго контура и расчет проточной части турбоустановки. КПД «брутто» энергоблока составил 34 %. После выбора оборудования и расчетов основных параметров и показателей блока был проведен экономический расчет.

Цель работы в разделе спецзадание - оптимизация разделительного давления турбоустановки, расчет показал, что завод изготовитель выбрал оптимальное давление.

Рассмотрены компоновочные решения по турбинной части и оборотная система технического водоснабжения. В разделе «Охрана труда» выполнен расчет теплоизоляции главных паропроводов на допустимую температуру поверхности 45 c целью снижения тепловых потерь.

Себестоимость электрической энергии составила 1 руб. / кВтч.

Список литературы

1. Щегляев А.В. Паровые турбины. -- М.: Энергия. 1976.

2. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. -- М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Капелович Б.Э. Тепловой расчет паровых турбин. -- Иваново: ИвГУ, 1986.

4. Рабенко В. С. Проектирование проточных частей паровых турбин.-- Иваново: ИГЭУ, 2008.

5. Каекин В. С. Расчет тепловых схем атомных электрических станций. -- Иваново: ИГЭУ, 2005.

6. Хижняков С. В. Практические расчеты тепловой изоляции. -- М.: Энергия. 1976.

Приложения

Приложение 1

Результаты расчёта штатной тепловой схемы турбоустановки К-1200-6,8/50 в программе KORFAL

1) Расчёт по узлам.

Таблица П1

Таблица П2

2) Результаты расчёта по отсекам турбины.

3) Результаты расчёта по системе регенерации давления.

Отчёт.

Приложение 2

Треугольники скоростей ступеней турбины

Рис. П1 Треугольник скоростей 1й ступени ЦВД

Рис. П2 Треугольник скоростей 2й ступени ЦВД

Рис. П3 Треугольник скоростей 3й ступени ЦВД

Рис. П4 Треугольник скоростей 4й ступени ЦВД

Рис. П5 Треугольник скоростей 5й ступени ЦВД

Рис. П6 Треугольник скоростей 6й ступени ЦВД

Рис. П7 Треугольник скоростей 1й ступени ЦНД

Рис. П8 Треугольник скоростей 2й ступени ЦНД

Рис. П9 Треугольник скоростей 3й ступени ЦНД

Рис. П10 Треугольник скоростей 4й ступени ЦНД

Рис. П11 Треугольник скоростей 5й ступени ЦНД