Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Курсовая работа Организация и планирование энергетического производства. Выбор оптимального варианта энергоснабжения района - 2ПТ-80 + Р-100 - файл n1.doc


Курсовая работа Организация и планирование энергетического производства. Выбор оптимального варианта энергоснабжения района - 2ПТ-80 + Р-100
скачать (255.5 kb.)

Доступные файлы (1):

n1.doc256kb.06.01.2013 13:33скачать


n1.doc



СОДЕРЖАНИЕ







СТР.

ВВЕДЕНИЕ




1. РАСЧЁТ КОМБИНИРОВАННОЙ СХЕМЫ




1.1. Выбор оборудования




1.2. Расчет отпуска теплоты на отопление




1.3. Расчет технологической нагрузки ТЭЦ




1.4. Расчёт капиталовложений в ТЭЦ




1.5. Определение годового расхода топлива на ТЭЦ




1.6. 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




4. РАСЧЁТ NPV




5. 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.Состав основного оборудования ТЭЦ.
NТЭЦ=260 МВт

Таблица 1.
Тип

турбин

Величины отборов

Макси­мальный расход пара на турбину, т/ч

Удельная выра­ботка эл. эн. на те­пловом потребле­нии, кВтч/Гкал

Удельные рас­ходы тепла, ккал/кВтч

Произ­водст­венного,

отопи­тельного

Произ­водст­венный отбор

Отопи­тельный отбор

Тепло­фика­ционая выра­ботка

Кон­ден­саци­онная выра­ботка

ПТ-80/100--130/15


185/300


70/100


470


295


540


930


2240

Р-100--130/15

640

-

760

280

-

910

-


На станции устанавливаются: 2xПТ-80100-130

Р-100-130
1.2.Расчет отпуска теплоты на отопление.
Централизованный отпуск теплоты от ТЭЦ в горячей воде осуществля­ется, главным образом, коммунально-бытовому сектору для отопления, вен­тиляции и горячего водоснабжения.

Годовая оптимальная нагрузка ТЭЦ к расчетному году определяется:

QТФР=QО+В+QГВ=ZР(qО+В+qГВ), где

QО+В,QГВ – годовые оптимальные нагрузки соответственно на отопление с вентиляцией и горячее водоснабжение;

ZР – расчетное число жителей, обеспечиваемых теплотой от ТЭЦ;

qО+В,qГВ – удельные годовые расходы теплоты соответственно на отопле­ние с вентиляцией и горячее водоснабжение на одного жителя;
Удельный годовой расход теплоты на горячее водоснабжение:

qГВ=mCP(tг-tх), где
m – суточное количество воды на человека, л/сут (принимаем m=65 л/сут);

CP – теплоемкость воды, ккал (СР=1 ккал);

tг – температура горячей воды, 0С (tг=70 0С);

tх – температура в помещении, 0С (tх=18 0С );

qсутГВ=651(70-18)=3.3810-3 Гкал/(чел.сут.);

С учетом потерь в тепловых сетях:

qсутГВТС=3.3810-30.85=2.8710-3 Гкал/(чел.сут.);

qГВ= qсутГВ365=2.8710-3365=1,047 Гкал/(чел.год.);

Удельный годовой расход теплоты на отопление:

q00V(tk-tнз)  h0год, где

Х0 – отопительная характеристика (Х0=2 кДж/м3ч0С);

V – объем помещения, приходящийся на одного человека (V=14.4 м3);

tk – комнатная температура (tk=22 0С);

tнз – наружная температура здания (tнз=-25 0С);

h0год – продолжительность отопительного периода (h0год=3000 ч)

q0=2/4.18714.4(22-(-25))3000=0,97 Гкал/(чел.год.);

Удельный годовой расход теплоты на вентиляцию:

qВВV(tk-tнл) hВгод, где

ХВ – вентиляционная характеристика (ХВ=4 кДж/м3ч0С);

V – объем помещения, приходящийся на одного человека (V=14.4 м3);

tk – комнатная температура (tk=22 0С);

tнл – наружная температура здания (tнл=18 0С);

hВгод – продолжительность вентиляционного периода (hВгод=1500 ч)

qВ=4/4.18714.4(22-18)1500=0,083 Гкал/(чел.год.);

Суммарный годовой расход на отопление и вентиляцию:

qО+В=1.053 Гкал/(чел.год.);
Максимальные часовые нагрузки для расчетного года
 на отопление и вентиляцию: QчО+В= QО+В/ hО+В;

 на горячее водоснабжение: QчГ.В.= QГ.В./ hГ.В.;

Принимаем hГВ=3500 ч/год;

Суммарный годовой отпуск теплоты от ТЭЦ в расчетный год:

QТФ=( QО+Ф+ QГВ)/ТС, где

ТС – КПД теплосетей, равный 0,85.

Суммарный часовой отпуск теплоты от ТЭЦ в расчетный год:

QчТФ=( QчО+Ф+ QчГВ)/ТС


Годовой отпуск теплоты из теплофикационных отборов ТЭЦ:

QТФО=QТФТФ, где

ТФ – годовой коэффициент теплофикации;



ПТ-80/100-130/15



Годовой отпуск теплоты из теплофикационных отборов ТЭЦ:

QнчТФО=70 Гкал/ч; нчТФО=0.5

Часовой отпуск теплоты от ТЭЦ :

Qчтф=Qчтфо/тф=700,5=140 Гкал/ч ;

Суммарный часовой отпуск теплоты от ТЭЦ :

QчТФ=(QчО+Ф+ QчГВ)/ТС

Т.к Qчтф=(Qчо+в+ Qчгв)тс , то распределяем часовой отпуск теплоты от ТЭЦ между отоплением , вентиляцией и горячим водоснабжением соот­ветственно удельным нагрузкам на отопление , вентиляцию и горячее водоснабжение:

QчО+В+ QчГВ= QчТФ/ТС=140/0.85=164,7 Гкал/ч ;

qО+В +qГВ =1.053+1.047= 2,1 Гкал/(чел.год.);

Доля qО+В=0.502, доля qГВ=0.498 от суммы (qО+В +qГВ)

Максимальные часовые нагрузки для расчетного года на отопле­ние, вен­тиляцию и горячее водоснабжение :

QчО+В=0.502 QчТФ/ТС=0.502164.7= 82,6794 Гкал/ч ;

QчГВ=0.498 QчТФ/ТС=0.498164.7= 82,0206 Гкал/ч ;
Годовые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение :

QО+В= QчО+ВhО+В=82,67943000=248103 Гкалгод ;

QГВ= QчГВ­­hГВ=82,02063500=287103 Гкалгод ;
Годовая отопительная нагрузка ТЭЦ к расчетному году :

Qртф=Qо+в+ Qгв=(248+287)103=535000 Гкалгод ;

Т.к. Qртф=zр(qо+в+qгв) , то число жителей :

zр=Qртф(qо+в+qгв)=535000(1.053+1.047)=25476 человек.

Принимаем zр=25500 человек.

Суммарный годовой отпуск теплоты от ТЭЦ :

Qтф=Qртфтс=5350000.85=629411 Гкалгод

Годовой отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ :

Qтфо=Qтфтф=6294110.85=535000 Гкалгод ;

где тф год – годовой коэффициент теплофикации при часовом тф=0.85

Годовой отпуск тепла от ПВК :

Qпвк=(1-тф)Qтф=(1-0,85)535000=80250 Гкалгод ;

Часовой отпуск тепла от ПВК :

Qчпвк=Qчтф-Qчтфо=140-70=70 Гкалч ;

Выбираем два ПВК производительностью 100 Гкалч ( из условия надеж­ности ПВК должно быть не менее двух ).
Турбина Р-100-130/15 теплоту на отопление не отпускает.
1.3.Расчёт технологической нагрузки ТЭЦ.
Тепловая технологическая нагрузка определяется составом и количеством промышленных предприятий, снабжающихся теплотой от ТЭЦ. Общий рас­ход теплоты зависит от теплоемкости технологической схемы, от режима по­требления теплоты на единицу годовой продукции, годовой режим потребле­ния, определяется годовой и максимальный часовой расход теплоты. Про­мышленные предприятия сведем в таблицу №2.
Таблица 2.



п/п

Наименование

Производства

Годовой объем произ­водимой продук­ции, т/ч

Пi

Удель­ный рас­ход теп­лоты на единицу продук­ции, Гкал/ед.

qTXi

Годовой расход теплоты, Гкал103

QTXi

Число часов исполь­зования часовой нагрузки, hTXi

Часовой max рас­хода те­пла на техноло­гические нужды, Гкал/ч
QЧTXi

1.

Производство масел

18000

43.79

788.2

6800

115.91

2.

Производство гипсовой штукатурки

20000

0.054

1.1

5300

0.21

3.

Производство линолеума из ПВХ

5600

33.52

187.7

2500

75.08


Максимальный часовой отпуск теплоты потребителям:

QЧTXM=Пi qTxi/ hTxi=;

QЧTXM=191.2 Гкал/ч;

Годовой отпуск теплоты на технологические нужды:

QTXM=QTxi;

QTXM=Пi qTxi=977103 Гкал;

Часовой отпуск теплоты на технологические нужды от ТЭЦ:

QЧTX= QЧTXM/тс=191.2/0.85=224.9 Гкал/ч;

Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ на технологические нужды :

QTX= QTXM/тс=1028.42103 Гкал;

Часовой отпуск теплоты на технологические нужды из отборов ТЭЦ:

QЧTXО= QЧTXЧТХ , где ЧТХ=0.86;

QЧTXО= 201.260.86=173.08 Гкал/ч;

Годовой отпуск теплоты на технологические нужды от РОУ:

QРОУ= (1- ТХ)QTX, где ТХ=0.9;

QРОУ= (1- 0.9) 1028.42103 =102.84103 Гкал;
1.4.Расчёт капиталовложений в ТЭЦ.
К турбоагрегатам подбираем котлы. Производительность котлоагрегата бе­рется такой, чтобы обеспечивался номинальный расход пара на турбину с учетом расхода теплоты на собственные нужды и потери в паропроводах:

ДКТСНПОТТ(1.02…1.06)

Для ПТ-80/100-130/15;
ДК=1.05ДТ=1.05470=493.5 т/ч;

Выбираем котлоагрегат с паропроизводительностью 500 т/ч для каждой из турбин;

Для Р-100-130/15

ДК=1.05ДТ=1.05760=798 т/ч;

Выбираем два котлоагрегата паропроизводительностью 420 т/ч каждый.

Выбираем пиковые водогрейные котлы:

ПТ-80/100-130/15

QЧПВК= QЧTФ- QЧTФО=140-70=70 Гкал/ч;

Р-100-130/15 для нужд отопления не используется.

QЧПВК=702=140 Гкал/ч;

Имея в виду, что по условиям надежности устанавливают не менее двух ПВК, то выбираем два котла производительностью 100 Гкал/ч;
Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ определяем по фор­муле:

Kтэц= K'ка+K'тг+ K'пвк+K''ка+K''тг+ K''пвк , где

K'ка ,K'тг ,K'ПВКкапиталовложения в головной котлоагрегат, турбоагрегат, ПВК соответственно.

K''ка ,K''тг , K''пвк – капиталовложения в последующие агрегаты.

Данные по оборудованию ТЭЦ сведем в таблицу 3.
Тип

Оборудования

Вид то­плива
Затраты на агрегат

Головной

последующий

ПТ-80/100-130/15
Газ

24.1

12.00

Р- 100-130/15

Газ



8.00

КА – 420 т/ч

Газ

12.10

9.5

КА – 500 т/ч

Газ

21.2

13.1

ПВК – 100 Гкал/ч

Газ



1.7


Kтэц=[24,1+12,0+8.00+21.2+13.1+9.5х2+2х1.7].106=100,8.106 $ .
Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

k=Kтэц/Nтэц=100.8.106/260=0.387 млн.$/МВт .

Годовые эксплуатационные издержки на станции складываются из ус­ловно-постоянных и условно-переменных:

Ипост=1,3(1,2.Kтэц.Pам/100+kшт.Nтэц.Зс.г.) ,где

Pам – норма амортизации (принимаем Pам=7.3%);

kшт – штатный коэффициент (kшт=1.03 чел./МВт);

Зс.г. – среднегодовая заработная плата (Зс.г. =2000 $/чел.-год);

1.2 – коэффициент, учитывающий издержки на текущий ремонт;

1.3 – коэффициент, учитывающий общестанционные расходы;

Ипост=1,3(1,2.100,8.7.3/100+1.03260.2000)=0.696.106 $/год .

Переменные издержки на производство определяются стоимостью израсхо­дованного на ТЭЦ топлива.

ИперТЭЦЗТ , где

ВТЭЦ -- расход топлива на ТЭЦ;

ЗТцена одной тонны условного топлива.
1.5.Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетиче­ских характеристик турбоагрегатов и котлоагрегатов. Для расчета годового расхода теплоты на турбину необходимо часовую энергетическую характе­ристику турбины трансформировать в годовую, то есть

QЧтi=a+rkNi- rkNтi +QЧтхоi+ QЧтфоi , где

Nтi=WтхоQЧтхоi+WтфоQЧтфоi-c , трансформировать в

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 ;

rт – уменьшение относительного прироста на теплофикационном по­токе ;

Wтхо и Wтфо – удельная выработка электроэнергии на тепловом по­треблении, МВт/МВт;

QНЧтхо – номинальная величина технологического от­бора;

QНЧтфо – номинальная величина теплофикационного от­бора;
Таблица 4. Энергетические характеристики турбин ПТ-80 и Р-100, МВт/МВт.


Турбина

А

rk

rт

r

WТХО

WТФО

c

QНЧТХО

QНЧТФО

ПТ-80

16.8

1.98

0.97

1.01

0.3

0.54

11.6

116

70

ПТ-80

16.8

1.98

0.97

1.01

0.3

0.54

11.6

116

70

Р-100

6.4

-

1.01

-

0.31

-

98.9

560

-


В первую очередь загружаем турбину ПТ- 80/100-130/15.

Число использования теплофикационных отборов

hТФО=QТФО/  QНЧТФО=1070103/140=7642 ч.

ПТ-80 загрузим сверх этого но 10%: =1.17642.85=8407 ч.

Выработка электроэнергии на теплофикационном потреблении:

Этпт-80=WТФО .QНЧТФО .hТФО=0,54.70 .8407=317784 МВтч ;
Выработка электроэнергии турбиной за год:

Ээпт-80=Nh, где

N – мощность турбины;

h – число использования турбины в году (h=5500 ч.);

Ээгод пт-80=80 .5500=440103 МВтч/год ;

Следовательно, число часов использования ТФО второй ПТ-80/100-130/15 также составит 5500 часов.

Выработка электроэнергии на теплофикационном потреблении:

Этпт-80=WТФО .QНЧТФО .hТФО=0,54.70 .8407=317784 МВтч ;
Выработка электроэнергии турбиной за год:

Ээгод пт-80=80 .5000=400103 МВтч/год ;

Годовая энергетическая характеристика ПТ-80 / 100-130



Эт=0,3(116  5200) + 0,54(70  4400) - 11,6 5500=283480 МВт  ч.

Qт=16,8  5500+1,98  100  5800 - 0,97 283480 +116  5000+70  4400=

=1,85  106 МВтч

Проведем распределение нагрузки на технологических отборах турбин. В первую очередь нагружаем Р–100–130/15.

hтхо=Qтх/Qтхонч=1028.42103/792=1298.5 ч.

hтхор-100=1.1hтхо=1.11298.5=1428 ч.


Годовая энергетическая характеристика Р-100-130 / 15



Эт=0,31(560  5200)-98,9  5500= 358770 МВт  ч.

Qт=6,4  5500+ 0 - 1,01 358770 +560  5200=2,58  106 МВт  ч.

Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ


Этэц=Nihi ( 1-Эсн / 100 ) ;

где Э - расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ , %

ЭснР-100 =11% , ЭснПТ-80 =9,0%

Этэц=100  5000(1-11/100)+100  5000(1-9 /100)=0.9106 МВт.

Общая потребность теплоты от паровых котлов




Qка=1,02(Qт+Qроу)=1,02[(1,85106+2,58 106)+0,089106]=4,60106 МВтч

Qроу=102.84103 Гкал =88656 МВт-ч/год ;
Годовой расход условного топлива на паровые котлы:

Bка=Qка/(каKп)=4,6.106/(0,94.8,14)=0,602.106 т у.т./год ,

где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т. ;ка =0,94- КПД котла ;
Годовой расход условного топлива на ПВК:

Bпвк=Qпвк/(пвкKп)=80250/(0,92.8,14)=10716 т у.т./год ,

где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т. ;ка =0,92- КПД ПВК ;
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

Bтэц=Bка+Bпвк=0,602.106+0,10716106=0,709.106 т у.т./год .
Переменные годовые издержки:

Ипер=BтэцЦтут=0,709.106.60=42,57.106 $ .

Принимаем цену тонны условного топлива Цтут=60 $/т у.т.
1.6. Расчёт приведенных затрат и полных капиталовложений в комбини­рованную схему ТЭЦ.

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

где Ктс , Клэп - капиталовложения в теплосети и ЛЭП.

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=25 км.

Удельные капиталовложения:

kтс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.

Kтс =4.106.15=60.106 $; Kлэп =0,56.106.25=14.106 $;

Издержки:

Итс=0,075.60.106=4,5.106 $/год;

Илэп=0,034.14.106=0,48.106 $/год.

Приведенные затраты в варианте с ТЭЦ:

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

=0,12.100,8.106+0,696.106+42,57.106+0,12(4.106+0,56.106)+

+4,5.106+0,48.106=67.106 $/год , где

Ен=0,12 – нормативный коэффициент;

Полные капиталовложения в комбинированную схему:

Kк=Kтэц+Kтс+Kлэп=100,8.106+60.106+14.106=174,8.106 $ .


2. РАЗДЕЛЬНАЯ СХЕМА
Для КЭС выбираем 2 блока К-160-130+750 т/ч.
2.1.Расчёт КЭС

Полные капиталовложения в КЭС:

K*кэс=K'к-160+K''к-160=(21,7+11,2).106=32,9.106 $.

где КI - капиталовложения в головной блок;

КII- капиталовложения в последующие блоки;

Для К-160-130:

КI= 21,7 млн.$ , КII=11,2 млн.$
Для уравнивания с ТЭЦ:

Kкэс=K*кэс(Nтэц/Nкэс)=32,9.106(260320).1,05=28,07.106 $.

Постоянные годовые издержки КЭС:

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

где (по таблицам 7,9,10 [1])

Рам=6,1%- норма амортизационных отчислений для КЭС,

kшт =0,7 чел/МВт - штатный коэффициент для КЭС,

Зсг=150$ - среднегодовая з/п с начислениями,

1,2- коэффициент , учитывающий издержки на текущий ремонт,

1,3- коэффициент , учитывающий общестанционные нужды,

И*кэспост=1,3(1,2.32,9.106.6,1100+0,7.320.150)=3,17.106 $ .

Отпуск электроэнергии от КЭС:

Экэс=Nкэсhкэс(1-Эсн/100)=320.5500(1-5,7/100)=1,65.106 МВт-ч/год .

Расход электроэнергии на собственные нужды Эсн=5,7% .
Выработка электроэнергии одним блоком:
Эi=Эi/2 = 1,65.106 / 2=0,825.106 МВтч ;


Годовой расход теплоты на блок:

Qт=aTр+rЭэк+r'(Э-Ээк);

ТР=5500 ч – число часов работы турбины в году;

Э-Ээк=Э(Nном-Nэк)/Nном ,

где =0,9 (принимаем) – коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины;

Энергетические характеристики турбины К-160-130 МВт/МВт


Nном ,МВт

А

r

r’

Nэк ,МВт

160

33,2

2,24

2,39

107


Э-Ээк=0,9.(320.5500).(160-107)/160=524700 МВт-ч/год;

Ээккэс-(Э-Ээк)=1,65.106-524700=1,13.106 МВт-ч/год;

Qт=33,2.5500+2,24.1,13.106+2,39.105435=2,96.106 МВт-ч/год.

Годовой расход топлива на 1 блок:

Bгодбл=Qт/(каKп)+Bnn=2,96.106/(0,9.8,14)+606+952=0,40.106 т у.т./год,

где принято 6 пусков после простоя в 48 часов с Bn=60 т у.т. и 2 пуска из холодного состояния с Bn=95 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)]=0,40.106/[0,825.106(1-0,057)]=

=0,51 т у.т./МВт-ч=510 г у.т./кВт-ч .

Годовой расход топлива на КЭС:

Bгодкэс=Bкэс i=2.0,40.106=0,8.106 т у.т./год .

Переменные годовые издержки КЭС:

И*кэспер=BгодкэсЦтут=0,8.106.60=48.106 $/год .

Доля условно-постоянных эксплуатационных затрат КЭС:

Икэспост=И*кэспостNтэц/Nкэс=3,17.106.1,04.260320=2,7.106 $/год .

Доля условно-переменных затрат КЭС:

Икэспер=И*кэсперЭтэцкэс=48.106.1,04.0,91,65=27,2.106 $/год .

2.2. Расчёт котельной
Исходя из сопоставимости вариантов, районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла, что и ТЭЦ.
Определим количество паровых котлов:

Z=Qчтх/Qчпк .

Выбираем паровые котлы типа Е-100-24 производительностью 100 т/ч.

Qчтх=Qтхо/тх=1850,610,9=125,4 Гкал/ч;

Qчпк=i.D=0,61.100=61 Гкал/ч,

где i=0,61 Гкал/т (см. табл.15 [1]).

Z=125,461=3 котла.

Найдём количество водогрейных котлов:

Z=Qчтф/Qчвк .

Выбираем водогрейные котлы типа КВТК – 50 производительностью 50 Гкал/ч (210 ГДж/ч). Тогда:

Z=14050=3 котла.

Общее количество котлоагрегатов соответствует одной котельной.

Капиталовложения в котельную:

Kкот=K'пк+2K''пк+K'вк+3K''вк=(3228+2.700+2417+2.465).103=

=7,97.106 $.

Постоянные годовые издержки котельной:

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

=1,3[1,1.7,97.106.6,1100+0,7.(150+300).2000]=1,51.106 $/год .

где Рам=6,1 % ;

Годовой расход топлива на котельную:

Bкот=(1-0,02)[Qтх/(пкKп)+Qтф/(вкKп)]=

=(1-0,02)[150.5000/(0,86.7)+300.3000/(0,9.7)]=2,6105 т у.т./год,

где пк=0,86; вк=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=100 км.

Удельные капиталовложения:

kтс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км;

KРтс=kтсlтс=4.106.10=40.106 $/год;

KРлэп=kлэпlлэп=0,56.106.100=56.106 $/год;

Kр=28,07.106+7,97.106+40.106+56.106=132,04.106 $/год.

Издержки на теплосети и ЛЭП:

ИРтс=0,075 KРтс =0,075.40.106=3.106 $/год;

ИРлэп=0,034 KРлэп =0,034.56.106=1,9.106 $/год.

Годовые условно-переменные издержки раздельной схемы:

ИРперкэспер+BкотЦтут=27,2.106+2,6.105.60=42,8.106 $/год.

Приведенные затраты в раздельную схему:

Зр=EнKркэспосткотпострперртсрлэп=

=0,12.132,04.106+2,7.106+1,51.106+42,8.106+3.106+1,9.106=67,75.106 $/год.

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

K*р=Kкэс+Kкот=28,07.106+7,97.106=36,04.106 $/год .

Удельные капиталовложения:

k=K*р/Nкэс=36,04.106320000=112,63 $/кВт .

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
3.1.Комбинированная схема
Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=Qтi-(Qтхоhтхо+Qтфоhтфо)=(2.1,85106 +2,58106).0,86 – 150 .5000 – -300.3000 = 3,3.106 Гкал/год = 3,83.106 МВт-ч/год.

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/каKп)=3,3.106/(0,93.7)=0,48.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэтэц=3,3 .106(0,9.106)=3,6 Гкал/МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээтэц=0,48.106(0,9.106)=0,5 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ=0,709.106-0,48 .106=0,25.106 т у.т./год.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц=Qгтх+Qгтф=150.5000+300.3000=1,6.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/(Qтх+Qтф)=0,25.106/(150.5000+300.3000)=0,156 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

ээ0,123/bээ=0,1230,5=0,24.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

тэ0,143/bтэ=0,1430,156=0,91.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпосттэцпост.(Bээ/Bтэц)=42,57.106.0,48.106/( 0,709.106)=

=28,8.106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпосттэцпост.(Bтэ/Bтэц)=42,57.106.0,25.106/(0,709 .106)=

=15,01.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(28,8.106+0,48.106.60)/0,9.106=

=64 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(15,01.106+0,25.106.60)/4,6 .106=

=6,5 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,5.60=30 $/МВт-ч.
Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,156.60=9,36 $Гкал =10,85$/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на произ­водство электроэнер­гии:

Зээ=(Зтэцтэц)(Bээ/Bтэц)=

=(67.106/0,9.106)(0,48.106/0,709 .106 )=50,39 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на произ­водство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=

=(67.106/4,6.106)(0,25.106/0,709.106 )=5,13 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэцнтэ.Qтэц)/Kтэц=

=(30.0,9.106+20.4,6 .106)/100,8.106=1,18.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=100,8.106/(260.0,8)=484615 $/чел.
3.2. Раздельная схема
КЭС
Полный расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=3.Qт(1+П/100)=3.2,96.106(1+1100)=

=8,96.106 МВт-ч/год=7,73.106 Гкал/год,

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

Удельный расход тепла на турбоагрегаты:

qт=Qэк=7,73.106/(320.5500)=

=4,39 Гкал/МВт-ч=18,38 ГДж/МВт-ч.

КПД турбоустановки:

т=3,6/qт=3,618,38=0,195

КПД КЭС по отпуску электроэнергии:

ээ=0,123/bээ=0,1230,51=0,241.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,51.60=30,6 $/МВт-ч.

Себестоимость электроэнергии на шинах КЭС:

Сээтээкэспосткэс=30,6+2,7.106/(1,65.106)=1,6 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты на КЭС на производство электроэнер­гии:

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

=(0,12.32,9.106+3,17.106+48.106)/(1,65.106)=33,4 $/МВт-ч.

Показатель фондоотдачи:

Kфонээ.Экэс/K*кэс=30.1,65.106/(32,9.106)=1,5.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=K*кэс/(Nкэсkшт)=32,9.106/(320.0,7)=146875 $/чел.
Котельная
Удельные капиталовложения в котельную:

k=Kкот/Qкот=7,97.106 (50.3+100.3)=17,71 $-ч/Гкал.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bкот/(Qтх+Qтф)= 2,6105 (50 .3.5000+100.3.3000)=0,157 т у.т./Гкал.

КПД котельной по отпуску теплоты:

тэ0,143/bтэ=0,1430,157=0,9.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,157.60=9,42 $/Гкал= 8,12 $/МВт-ч.

Себестоимость тепла, отпускаемого котельной:

Стэттэкотпост/(Qтх+Qтф)=

=9,42+1,51 .106/(50.3.5000+100.3.3000)=

=0,915 $/Гкал.

Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты:

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

=(0,12.7,97.106+1,51.106+260000.60)/1,65.106=9,45 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфонтэ.(Qтх+Qтф)/Kкот=

=20.1,65.106/7,97.106=4,14.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kкот/(Qкотkшт)=7,97.106/(450.0,16)=110691 $/чел.

Таблица 2. Сводная таблица результатов курсовой работы




Наименование

Обозна

Размер

Комбинированная схема

Раздельная схема







показателя

чение

Ность

общий показа-тель

элек­тро­энер-гия

теплота

Общий показа-тель

КЭС

котель-ная




1

2

3

4

5

6

7

8

9

10




1

Установленная мощность

N

Q

МВт

Гкал/ч




260

325




320

450




2

Число часов ис­пользования уста­новленной мощ­ности


h


ч/год


5500


5000


тх-5500

тф-3000


5500


5000


тх-5500

тф-3000




3

Годовой отпуск энергии

Э
Qгод

МВт ч/ год

Гкал/год




0,9

млн

4,6

млн




1,65

млн

2,96

млн




4

Удельный расход тепла

q

Гкал/

МВт ч




3,6





3,78










5

Удельный расход топлива на произ­водство энергии


b

тут/

МВт ч

тут/

Гкал




0,5


0,25





0,32


0,157




6

КПД по производ­ству энергии





%





0,24


0,91






0,241


0,9




7

Полные капитало­вложе-ния


K


млн $


174,8








132,04


28,07


7,97




8

Условно-постоян­ные издержки


Ипост


млн $ год


43,81


28,8


15,01


4,21


2,7


1,51




9

Годовой расход топлива

В

тут/год

0,709

млн





1,687

млн

0,8

млн

0,26

млн




10

Переменные из­держки

Ипер

млн $ год

42,57

млн







42,8

млн

27,2

млн

15,6

млн




11

Приведенные затраты

Зпр

млн $ год



67







67,75










12

Удельные приве­денные затраты

Зээ

Зтэ

$/МВт ч

$/Гкал





50,39


5,13





33,4


9,45




13

Цена тонные условного топлива


Цтут


$/тут


60








60










14

Топливная состав­ляющая себестои­мости


Ст ээ

Ст тэ

$/МВт ч

$/Гкал





30


10,85





30,6


1,6




15

2

3

4

5

6

7

8

9

10




16

Показатель фон­доотдачи

Кфо

$/$

1,18










1,5

4,14




17

Показатель фон­довооруже-ния


Кфв


$/чел

0,48

млн










0,15

млн

0,11

млн




18

Штатный коэф­фициент


kшт

чел/МВт

чел ч/ Гкал


0,8











0,7


0,16




19

Норма амортиза­ции

Рам

%

7,3










6,1

6,1




20

Удельные капита­ловложе-ния


k

$/кВт

$ ч/ Гкал


387








289,74


112,63


17,71




4. РАСЧЁТ NPV
4.1. Комбинированная схема
Стоимость основных фондов:

Сбоф=Kтэц=100,8 .106 $ .

Прибыль:

Пр=ЦнээЭтэцнтэQтэцпостпер=

=30.0,9.106+20.4,6.106-42,57.106-43,81.106=32,62.106 $/год.

Процентная ставка:

R=8%.

Тогда:



NPV=100,8.106-0,05.100,8.106+32,62.106.8,83=0,38.109 $.
4.2. Раздельная схема.

КЭС

Стоимость основных фондов:

Сбоф = Kкэс = 32,4.106 $.

Прибыль: Пр = ЦнээЭкэс - Ипост - Ипер =

= 30 1,65.106 – 2,7.106 – 27,2.106 = 19,6.106 $/год.

Процентная ставка:

R = 8%.

Тогда:



NPV = 32,4.106 - 0,05.32,4.106 + 19,6.106.8,83 = 0,203.109 $.

Котельная
Стоимость основных фондов:

Сбоф = Kкот = 7,97.106 $.

Прибыль:

Пр = ЦнтэQкот - Ипост - Ипер =

= 20 1,65.106 - 1,51.106 – 15,6.106 = 15,89.106 $/год.

Процентная ставка:

R = 8%.

Тогда:



NPV = 7,97.106 - 0,05.7,97.106 + 15,89.106.8,83 = 0,148.109 $.

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.




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



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









Скачать файл (255.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации