Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Курсовой проект - расчет водоподготовительной установки КЭС - файл вечер.doc


Загрузка...
Курсовой проект - расчет водоподготовительной установки КЭС
скачать (456.8 kb.)

Доступные файлы (5):

вечер.doc184kb.12.06.2008 15:31скачать
вечер.dwg
впу 3 ступени.dwg
всп 1.doc514kb.21.05.2008 12:41скачать
ХВО2 пп.doc908kb.13.03.2011 22:23скачать

вечер.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...
Белорусский национальный технический университет


Энергетический факультет
Группа 306414

Вариант № 6
Кафедра ‘Экономика и управление энергетики’


КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА на тему

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ РАЙОНА
Исполнитель: Вечер А. В.
Руководитель: Спагар И.А.


Минск 2008
CОДЕРЖАНИЕ








ВВЕДЕНИЕ





1. РАСЧЁТ КОМБИНИРОВАННОЙ СХЕМЫ




1.1.Расчёт капиталовложений в ТЭЦ




1.2.Определение годового расхода топлива на ТЭЦ




1.3.Расчёт приведенных затрат и полных капиталовложений в комбинированную схему ТЭЦ





2. РАСЧЁТ РАЗДЕЛЬНОЙ СХЕМЫ




2.1.Расчёт КЭС




2.2.Расчёт котельной




2.3.Расчёт затрат раздельной схемы





3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ




3.1.Комбинированная схема




3.2.Раздельная схема






ЗАКЛЮЧЕНИЕ





ЛИТЕРАТУРА




ВВЕДЕНИЕ
Энергоснабжение потребителей осуществляется по двум принципиально различным схемам: комбинированной (тепло и электроэнергию получают от одного источника - ТЭЦ) и раздельной (тепло отпускается от котельной, а электроэнергия от КЭС).

В комбинированной схеме (теплофикация) тепло рабочего тела используется сначала для выработки электроэнергии, а затем отработанное тепло низкого потенциала подаётся в тепловые сети централизованного теплоснабжения. Получаемая при этом экономия тепла, согласно принятому в РБ физическому методу, полностью относится на электроэнергию, за счёт чего удельный расход топлива на 1 кВт-ч на ТЭЦ значительно меньше, чем на КЭС.

Для развития теплофикации требуются значительные капиталовложения, как правило, больше, чем при раздельной схеме. Вместе с тем при значительных тепловых нагрузках строительство ТЭЦ позволяет достигать более высокой степени концентрации и централизации теплоснабжения по сравнению с котельными, что приводит к некоторому снижению удельных капиталовложений как непосредственно в ТЭЦ, так и в тепловые сети, облегчает использование низкосортных топлив, снижает эксплуатационные издержки, повышает производительность труда, даёт экономию топлива. Комбинированная схема позволяет применять высокоэффективные методы очистки дымовых газов, строительство высоких дымовых труб. Для ТЭЦ характерно отсутствие протяжённых магистральных линий электропередач, сложных распределительных устройств, что даёт сокращение капиталовложений по сравнению со схемой выдачи мощности на КЭС. С другой стороны, на ТЭЦ вследствие увеличения радиуса передачи тепла растут затраты в магистральные тепловые сети.

Относительная экономичность комбинированной и раздельной схем зависит от величины и структуры тепловых нагрузок, условий топливоснабжения, технико-экономических показателей оборудования, режимов загрузки, климатических условий и других факторов. Относительное решение о предпочтительности того или иного варианта может быть сделано на основе тщательного технико-экономического анализа. Критерием сравнительной экономической эффективности может служить минимум приведенных затрат.

1.КОМБИНИРОВАННАЯ СХЕМА
1.1.Расчёт капиталовложений в ТЭЦ
К данным турбоагрегатам подбираем паровые котлы. Производительность котла берется такой, чтобы обеспечивался номинальный расход пара на турбину с учетом расхода теплоты на собственные нужды и потери в паропроводах 4%.

ДК = ДТСНПО Т = ДТ (1,02…1,06)

Номинальный расход пара на турбины для Т-250-240 Д0 = 930 т/ч

и для Т-175-130 Д0 = 760 т/ч:

ДК = 1,04ДТi=1,04(2930+2760-21000-220) = 1539,2 т/ч;

Выбираем 4 котлов производительностью 420 т/ч.

Головным выбираем турбоагрегат Т-250-240.

Капиталовложения в основное оборудование:

Kтэц=K'Т-250-240+-1*K”Т-250-240 +K'ка+3*K''ка+2*K”Т-175-130 =

=[63,9+-1*47,6+12,1+3*9,5+2*19,9].106=80,4.106 $ .

Количество теплоты, отдаваемое тепловому потребителю с отборов турбин:

Qчтфо=2*QтфоТ-175-130 +2*Qтфо Т-250-240 =2*314+2*384=628 Гкал/ч .

Принимаем коэффициент теплофикации:

αтф=0,7 .

Общее количество теплоты, отпускаемой от ТЭЦ:

Qчтф=Qчтфотф=6280,7=897,14 Гкал/ч ;

Qпвк=Qчтф-Qчтфо=897,14-628=269,14 Гкал/ч .

n=QПВК100=269,14100=2,691429

Принимаем 3 пиковый водогрейный котел производительностью 100 Гкал/ч

(табл.4 [1]).

Капиталовложения в водогрейные котлы:

K∑пвк=3*Kпвк=3*1,7.106 =5,1.106 $ .

Суммарный годовой отпуск теплоты от ТЭЦ:

Qтф = Q чтф hг.в. = 897,143500 =3140000 Гкал/год.

Годовая отопительная нагрузка ТЭЦ:

Qтфр = Qтфтс =31400000,95 = 2983000 Гкал/год.

Расчетное число жителей, обеспечиваемых теплотой от ТЭЦ:

z = Qтфр / ( qо+в + qг.в. ) = 2983000/ ( 3,73+1,99 ) = 521503 чел.,

где qо+в, qг.в. – удельные годовые расходы теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение на одного жителя. Принимаем из [3]

Общие капиталовложения:

K∑тэц=Kтэц+K∑пвк=80,4.106+5,1.106=85,5 .106 $ .

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

k=K∑тэц/Nтэц=85,5 .106/(350 .103)=244,3 $/кВт .

Постоянные годовые издержки:

Ипост=1,3(1,2.K∑тэц.Pам/100+kшт.Nтэц.Зс.г.) ,

где Pам- норма амортизации (принимаем Pам=5,3%);

kшт- штатный коэффициент (kшт=0,9 чел./МВт);

Зс.г. - среднегодовая заработная плата (Зс.г. =3000 $/чел.-год).

1,2 - коэффициент, учитывающий издержки на текущий ремонт

1,3- коэффициент, учитывающий общестанционные расходы

Ипост=1,3(1,2.85,5.106.5,3 /100+0,9*350*3000)=8,3 .106 $/год .
^ 1.2.Определение годового расхода топлива на ТЭЦ
Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов.

Таблица 1. Энергетические характеристики турбин .

Турбина

rk

r

WТХО

WТФО

c

а

Qтхо

Qтфо

Т-250-240

1,98

1,32

0

0,63

40,7

39,6

0

384

Т-175-130

2,316

1,3

0

0,6

24,4

29,89

0

314

Для расчета годового расхода теплоты на турбину необходимо часовую энергетическую характеристику трансформировать в годовую.

Qтгод=aT+rкNтh-∆rЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо ;

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT ,

где a -- расходы теплоты на холостой ход,МВт ;

c -- потери в отборах,МВт ;

T -- число часов работы турбины в году, ч/год ;

h -- годовое число часов использования электрической мощности, ч/год ;

rк -- относительный прирост для конденсационного потока ;

∆r -- уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке ;

Wтхо --удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;

Wтфо -- удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт

Принимаем:

T=5700 ч/год; h=5500 ч/год; hтхо=6500 ч/год; hтфо=3500 ч/год.

Эт Т-250-240=0·0·6500+0,63.384.3500 -40,7.5700 =614730 МВт-ч/год ;

ЭтТ-175-130=0,6.314.3500 -24,4.5700=520320 МВт-ч/год ;

Qтгод Т-250-240=39,6.5700 +1,98.250.5500 +384.3500 =

=3480776,4 МВт-ч/год;

Qтгод Т-175-130=29,89.5700 +2,316.175.5500 -1,3.520320 +314.3500 =

=2822107 МВт-ч/год .

Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

Этэц=∑Nihi(1-∆Эс.н./100);

где Ni - электрическая мощность i-го турбоагрегата;

hi – годовое число использования электрической мощности

(8+8)/2=4 %

∆Эс.н – расход электроэнергии на собственные нужды

Этэц=350·5500 (1-4/100)=1,85.106 МВт-ч/год .

Общая потребность в теплоте от паровых котлов:

Qка=1,02(∑Qт+Qроу);

Qроу=(1-αтх)Qтх ,

где Qтх=Qтхоhтхо=2·0.6500 +206500=0 МВт-ч/год .
Принимаем: αтх=0,9.

Qроу=(1-0,9).0 =0 МВт-ч/год ;
Qка=1,02(2*2822107)=5,76 106 МВт-ч/год .

Годовой расход условного топлива на паровые котлы:

Bка=Qка/(ηпвкKп)=5,76.106/(0,93.8,14)=0,76.106 т у.т./год ,

где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.

Расход топлива на ПВК:

Bпвк=Qпвк/(ηпвкKп)=269,14.3500 /(0,93.7)=

=158319,33 т у.т./год ,

где αтф год- годовой коэффициент теплофикации при часовом αтф=0,6.

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

Bтэц=Bка+Bпвк=0,76.106+158319,33=0,92.106 т у.т./год .

Принимаем цену тонны условного топлива Цтут=150 $/т у.т.

Переменные годовые издержки:

Ипер=BтэцЦтут=0,92.106.150 =137,82·106 $ .

^ 1.3.Расчёт приведенных затрат и полных капиталовложений в комбинированную схему ТЭЦ
Ежегодные издержки на эксплуатацию и обслуживание тепловых и электрических сетей:

Итс=0,075.Kтс;

Илэп=0,034.Kлэп.

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:

lтс=15 км; lлэп=30 км.

Удельные капиталовложения:

kтс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.

Издержки:

Итс=0,075.4.106.15 =4,5.106 $/год;

Илэп=0,034.0,56.106.30 =0,57.106 $/год.

Приведенные затраты в варианте с ТЭЦ:

Зтэц=EнKтэцпостпер+Eн(kтс+kлэп)+Итслэп=

=0,12.80,4.106+8,3.106+137,82.106+0,12(4.106+0,56.106)+4,5.106+0,57.106=

=161,39.106 $/год .

Полные капиталовложения в комбинированную схему:

Kк=Kтэц+Kтсlтс+Kлэпlлэп=80,4.106+4.106.15 +0,56.106.30 =157,2.106 $ .
2.РАЗДЕЛЬНАЯ СХЕМА

По данной схеме энергоснабжения тепловые потребители получают теплоту от котельной, а электрическая энергия вырабатывается на КЭС. Из условий сопоставимости вариантов оборудование КЭС выбирается из условий работы электростанций в крупной энергосистеме. КЭС как правило располагаются на значительном расстоянии от потребителей электрической энергии. ТЭЦ располагаются вблизи источника тепла, которые являются одновременно крупными потребителями электрической энергии. Поэтому эквивалентная мощность замещающей КЭС должна быть больше мощности ТЭЦ на величину потерь в электрических сетях.

Для КЭС выбираем 2 блока К-200 т/ч.
^ 2.1.Расчёт КЭС
Полные капиталовложения в КЭС:

K*кэс=K'К-200 +1* K’'К-200=41,45+1*21,1=62,55.106 $.

Для уравнивания с ТЭЦ:

Kкэс=K*кэс(Nтэц/Nкэс)β=62,55.106(350400).1,05=57,47.106 $.

Постоянные годовые издержки КЭС:

И*кэспост=1,3(1,2K*кэсPам/100+kштNкэсЗсг).

По таблицам 7,9,10 [1] находим:

норма амортизации Pам=4,1% ;

штатный коэффициент kшт=0,7 чел./МВт;

расход электроэнергии на собственные нужды ∆Эсн=5,5% .

И*кэспост=1,3(1,2.62,55.106.4,1 100+0,7.400.3000)=5,09.106 $ .
Отпуск электроэнергии от КЭС:

Экэс=Nкэсhкэс(1-∆Эсн/100)=400.5500 (1-5,5/100)=2,08.106 МВт-ч/год .

Годовой расход теплоты на блок:

Qт=aTр+rЭэк+r'(Э-Ээк);

Э-Ээк=βЭ(Nном-Nэк)/Nном ,

где β=0,9 (принимаем) - коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины;

Nэк=188 МВт; Nном=200 МВт; r=2,18; r'=2,29; a=34.

Э-Ээк=0,9.(400.5500).(200 -188)/200 =59400 МВт-ч/год;

Ээккэс-(Э-Ээк)=2,08.106-59400=2,02.106 МВт-ч/год;

Qт=34.5700 +2,18.2,02.106+2,29.59400 =4,73.106 МВт-ч/год.

Годовой расход топлива на 1 блок:

Bгодбл=Qт/(ηкаKп)+Bnn=4,73.106/(0,93.8,14)+27.6+45.2=0,63.106 т у.т./год,

где принято 6 пусков после простоя в 48 часов с Bn=27 т у.т. и 2 пуска из холодного состояния с Bn=45 т у.т. (Bn -- расход топлива на пуск; n- число пусков блока в году).
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии:

bээ=Bбл/[Э(1-∆Эс.н./100)]=0,63.106/[2,2.106(1-5,5/100)]=0,231 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на КЭС:

Bкэс=∑Bкэс i=2.0,63.106=0,46.106 т у.т./год .

Переменные годовые издержки КЭС:

И*кэспер=BгодкэсЦтут=0,46.106.150 =69,42.106 $/год .

Доля условно-постоянных эксплуатационных затрат КЭС:

Икэспост=И*кэспостαNтэц/Nкэс=5,09.106.1,04.350 400=4,63.106 $/год .

Доля условно-переменных затрат КЭС:

Икэспер=И*кэсперαЭтэцкэс=69,42.106.1,04.1,85 2,08=64,18106 $/год .
^ 2.2.Расчёт котельной
Исходя из сопоставимости вариантов, районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла, что и ТЭЦ.

Так как блоки по К-200 поставляются с котлами производительностью 1000 т/ч то нам нет необходимости ставить дополнительные паровые котлы.

Найдём количество водогрейных котлов:

Z=Qчтф/Qчвк .

Выбираем водогрейные котлы типа КЗТК-180 производительностью 180 Гкал/ч.

Тогда:

Z=1396180=8 котла.

Капиталовложения в котельную:

Kкот=K'пк+-6*K''пк+K'вк+7*K''вк=(202,2+-695+406.1+7.126,5).103=9,24.106 $.

Постоянные годовые издержки котельной:

Икотпост=1,3(1,1KкотPам/100+kштQчкотЗсг)=

=1,3.[1,1.9,24 .106.7,1 100+0,21.(-927,20 +1396).3000]=1,32 ·106 $/год .

где Рам=7,1 % ;

Годовой расход топлива на котельную:

Bкот=(1-0,02)[Qтх/(ηпкKп)+Qтф/(ηвкKп)]=

=(1-0,02)[-927,20.6500 /(0,86.7)+1396.3500 /(0,9.7)]=760044 т у.т./год,

где ηпк=0,86; ηвк=0,9.

^ 2.3.Расчёт затрат раздельной схемы

Капиталовложения в раздельную схему:

Kр=Kкэс+Kкот+Kртс+Kрлэп .

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:

lтс=10 км; lлэп=110 км.

Удельные капиталовложения:

kтс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км;

Kртс=kтсlтс=4.106.10 =40.106 $/год;

Kрлэп=kлэпlлэп=0,56.106.110 =61,6.106 $/год;

Kр=57,47106+9,24.106+40.106+61,6.106=168,31.106 $/год.

Издержки на теплосети и ЛЭП:

Иртс=0,075Kртс=0,075.40.106=3.106 $/год;

Ирлэп=0,034Kрлэп=0,034.61,6.106=2,09.106 $/год.

Годовые условно-переменные издержки раздельной схемы:

Ирперкэспер+BкотЦтут=64,18.106+760044.150 =178,18.106 $/год.

Приведенные затраты в раздельную схему:

Зр=EнKркэспосткотпострперртсрлэп=

=0,12.168,31 106+4,63106+64,18·106+178,18.106+3.106+2,09.106=209,4.106 $/год .

Капиталовложения в раздельную схему без учёта капиталовложений в тепловые сети и ЛЭП:

K*р=Kкэс+Kкот=57,47.106+9,24106=66,71.106 $/год .

Удельные капиталовложения:

k=K*р/Nкэс=66,71.106400000=166,8 $/кВт .
3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

3.1.Комбинированная схема

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ= -(Qтхоhтхо+Qтфоhтфо=

=5644214 –(2*(384*3500)+2*(314*3500))=

=3,45.106 Гкал/год.

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/ηкаKп)=3,45.106/(0,93.7)=0,33.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэтэц=3,45.106(1,85.106)=1,86 Гкал/МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээтэц=0,33·106(1,85.106)=0,179 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ=0,92.106-0,33·106=0,59.106 т у.т./год.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц=Qгтх+Qгтф=3140000·0,86+0=2,7·106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/(Qтх+Qтф)=0,59.106/3140000=0,187т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

ηээ=0,123/bээ=0,1230,179=0,69.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

ηтэ=0,143/bтэ=0,1430,187=0,76.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпосттэцпост.(Bээ/Bтэц)=8,3 106.0,33.106/(0,92.106)=2,99.106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпосттэцпост.(Bтэ/Bтэц)=8,3  106.0,59.106/(0,92.106)=5,31.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(2,99.106+0,33.106.150)/1,85.106=

=29,73 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(5,31.106+0,59.106.150)/2,7.106=

=34,63 $/ Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,179.150 =26,86 $/МВт-ч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,187.150 =28,09 $Гкал

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэцтэц)(Bээ/Bтэц)=

=(161,39.106/1,85.106)(0,33.106/0,92.106 )=31,45 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=

=(161,39.106/2,7.106)(0,59.106/0,92.106 )=38,24 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэцнтэ.Qтэц)/Kтэц=

=(30.1,85.106+20.2,7.106)/80,4.106=1,36.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=80,4.106/(350.0,9)=255238 $/чел.
^ 3.2.Раздельная схема

КЭС

Полный расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=2.Qт(1+∆П/100)=2.4,73.106(1+1100)=9,56.106 Гкал/год,

где ∆П=1% -- показатель, учитывающий отклонение параметров от номинальных.

Удельный расход тепла на турбоагрегаты:

qт=Qэк=9,56.106/(400.5500)=4,35 Гкал/МВт-ч.

КПД турбоустановки:

ηт=3,6/qт=3,64,35=0,83

КПД КЭС по отпуску электроэнергии:

ηээ=0,123/bээ=0,1230,231=0,53.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,231.150 =34,71 $/МВт-ч.

Себестоимость электроэнергии на шинах КЭС:

Сээтээкэспосткэс=34,71+4,63.106/(2,08.106)=36,94 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты на КЭС на производство электроэнергии:

Зээ=(EnK*кэс+И*кэспост+И*кэспер)/Экэс=

=(0,12.62,55.106+5,09.106+69,42106)/(2,08.106)=39,45.106 $/МВт-ч.

Показатель фондоотдачи:

Kфонээ.Экэс/K*кэс=30.2,08.106/(62,55.106)= 1,00.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=K*кэс/(Nкэсkшт)=62,55 106/(400.0,7)=223393 $/чел.

Котельная

Удельные капиталовложения в котельную:

k=Kкот/Qкот=9,24.106(180.8)=26185 $-ч/Гкал.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bкот/(Qтх+Qтф)=760044 (1396·3500))=0,16 т у.т./Гкал.

КПД котельной по отпуску теплоты:

ηтэ=0,143/bтэ=0,1430,16=0,92.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,16.150 =23,3 $/Гкал.

Себестоимость тепла, отпускаемого котельной:

Стэттэкотпост/(Qтх+Qтф)=23,3+1,32.106/(2,084106)=12,4 $/Гкал.

Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты:

Зтэ=(EnKкоткотпост+BкотЦтут)/(Qтх+Qтф)=

=(0,12.9,24.106+2,1.106+760044.150)/4,89.106=23,83 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфонтэ.(Qтх+Qтф)/Kкот=20.4,89.106/9,24.106=3,53.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kкот/(Qкотkшт)=9,24.106/(1396.0,21)=33087 $/чел.




Сводная таблица технико - экономических показателей контрольной работы

№п/п

Наименование показателей


Обозначение

Размерность

Комбинированная схема

Раздельная схема

общий

показатель

электроэнергии

теплота

общий

показатель

электроэнергии

теплота

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Установленная мощность

N, Q

МВт, Гкал/ч




350

628




400

1396

2

Число часов использования

установленной мощности

h

ч/год




6500

3500




6500

3500

3

Годовой отпуск энергии

Э, Qгод

Мвт.ч., ГДЖ




1,85.106

2,7.106




2,08.106

4,89.106

4

Удельный расход тепла на

1 кВт. ч

q э

ГДж/МВт.ч.

1,86







4,35







5

Удельный расход топлива на

производство энергии

bээ

кг ут/квт.ч.




0,179

0,187




0,231

0,16

6

КПД по производству

энергии

ηээ , η тэ

%




0,69

0,76




0,53

0,92

7

Полные капиталовложения

К

млн. руб.

157,2







168,31







8

Условно - постоянные издержки

Ипст

млн. руб./год

8,3

2,99

5,31

5,96

4,63

1,32

9

Годовой расход топлива

Б

тут/год

0,92.106

0,59.106

0,33.106

1,22.106

0,46.106

760044

11

Переменные издержки

Ипр

руб/год

137,82.106







178,18.106

64,18.106

114,01.106

12

Приведенные затраты

Зпр

млн.руб/тут

161,39







209,4







13

Удельные приведенные затраты

Зээ

Зтэ

руб/квт

руб/ГДж




31,45

38,24




39,45

23,83

14

Цена тонны условного топлива

Цтут

руб/тут

150







150







15

Топливная составляющая

себестоимости

СТээ

СТтэ

коп/кВт.ч

руб/ГДж




26,86

28,09




34,71

23,3

16

Себестоимость энергии

Сээ

Стэ

коп/кВт.ч

руб/ГДж




29,73

34,63




36,94

23,60

17

Показатель фондоотдачи

Кфо

коп/руб

1,36










1,00

3,53

18

Показатель фондовооружения

Кфв

тыс.руб/чел

255238










223393

33087

19

Штатный коэффициент

kшт

чел/МВТ,

чел/ГДЖ

0,9










0,7

0,21

20

Норма аммортизации

Рам

%

5,3










4,1

7,1

21

Удельные капиталовложения

k

руб/кВт

руб/ГДж

244,3







166,8







ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе на основании технико - экономического анализа приводится обоснование строительства ТЭЦ. Одним из критериев экономической эффективности служит минимум приведенных затрат. Приведенные затраты меньше у комбинированной схемы. При сравнении вариантов по дисконтированной стоимости так же видно, что вариант с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергией предпочтительнее раздельной выработки.

Прежде всего, этот вывод сделан на сравнении приведенных затрат при условии энергетической сопоставимости вариантов. Кроме того , технико - экономические показатели производства теплоты отличаются незначительно ( котельная более экономична ТЭЦ ) , однако , при сравнении технико - экономических показателей производства электроэнергии очевидно преимущество ТЭЦ.

ЛИТЕРАТУРА


  1. Нагорнов В.Н. Методические указания к курсовой работе по ‘Организация, планирование и управление предприятием’ для студентов специальности 10.05 ‘Тепловые электрические станции’ – Мн., БГПА, 1990.

  2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – М.: Энергия, 1976.

  3. Леонков А.М., Яковлев Б.В. Тепловые электрические станции. Дипломное проектирование. – Мн., ‘Вышэйшая школа’, 1978.



Скачать файл (456.8 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru