Расчет комбинированной и раздельной схемы энергоснабжения потребителей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

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.

N_ТЭЦ=260 МВт

На станции устанавливаются: 2xПТ-80100-130

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:

Q_ТФР=Q_О+В+Q_ГВ=Z_Р(q_О+В+q_ГВ), где

Q_О+В, Q_ГВ - годовые оптимальные нагрузки соответственно на отопление с вентиляцией и горячее водоснабжение;

Z_Р - расчетное число жителей, обеспечиваемых теплотой от ТЭЦ;

q_О+В, q_ГВ - удельные годовые расходы теплоты соответственно на отопление с вентиляцией и горячее водоснабжение на одного жителя;

Удельный годовой расход теплоты на горячее водоснабжение:

q_ГВ=mC_P(t_г-t_х), где

m - суточное количество воды на человека, л/сут (принимаем m=65 л/сут);

C_P - теплоемкость воды, ккал (С_Р=1 ккал);

t_г - температура горячей воды, ⁰С (t_г=70 ⁰С);

t_х - температура в помещении, ⁰С (t_х=18 ⁰С);

q^сут_ГВ=651(70-18)=3.3810^-3 Гкал/(чел.сут.);

С учетом потерь в тепловых сетях:

q^сут_ГВТС=3.3810^-30.85=2.8710^-3 Гкал/(чел.сут.);

q_ГВ= q^сут_ГВ365=2.8710^-3365=1,047 Гкал/(чел.год.);

Удельный годовой расход теплоты на отопление:

q₀=Х₀V(t_k-t_н^з) h⁰_год, где

Х₀ - отопительная характеристика (Х₀=2 кДж/м³ч⁰С);

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

t_k - комнатная температура (t_k=22 ⁰С);

t_н^з - наружная температура здания (t_н^з=-25 ⁰С);

h⁰_год - продолжительность отопительного периода (h⁰_год=3000 ч)

q₀=2/4.18714.4 (22 - (-25))3000=0,97 Гкал/(чел.год.);

Удельный годовой расход теплоты на вентиляцию:

q_В=Х_ВV(t_k-t_н^л) h^В_год, где

Х_В - вентиляционная характеристика (Х_В=4 кДж/м³ч⁰С);

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

t_k - комнатная температура (t_k=22 ⁰С);

t_н^л - наружная температура здания (t_н^л=18 ⁰С);

h^В_год - продолжительность вентиляционного периода (h^В_год=1500 ч)

q_В=4/4.18714.4 (22-18)1500=0,083 Гкал/(чел.год.);

Суммарный годовой расход на отопление и вентиляцию:

q_О+В=1.053 Гкал/(чел.год.);

Максимальные часовые нагрузки для расчетного года

на отопление и вентиляцию:

Q^ч_О+В= Q_О+В/ h_О+В;

на горячее водоснабжение: Q^ч_Г.В.= Q_Г.В./ h_Г.В.;

Принимаем h_ГВ=3500 ч/год;

Суммарный годовой отпуск теплоты от ТЭЦ в расчетный год:

Q_ТФ=(Q_О+Ф+ Q_ГВ)/_ТС, где

_ТС - КПД теплосетей, равный 0,85.

Суммарный часовой отпуск теплоты от ТЭЦ в расчетный год:

Q^ч_ТФ=(Q^ч_О+Ф+ Q^ч_ГВ)/_ТС

Годовой отпуск теплоты из теплофикационных отборов ТЭЦ:

Q_ТФО=Q_ТФТФ, где

_ТФ - годовой коэффициент теплофикации;

ПТ-80/100-130/15

Годовой отпуск теплоты из теплофикационных отборов ТЭЦ:

Q^нч_ТФО=70 Гкал/ч; ^нч_ТФО=0.5

Часовой отпуск теплоты от ТЭЦ:

Qчтф=Qчтфо/aтф=700,5=140 Гкал/ч;

Суммарный часовой отпуск теплоты от ТЭЦ:

Q^ч_ТФ=(Q^ч_О+Ф+ Q^ч_ГВ)/_ТС

Т.к Q^ч_тф=(Q^ч_о+в+ Q^ч_гв)_тс, то распределяем часовой отпуск теплоты от ТЭЦ между отоплением, вентиляцией и горячим водоснабжением соответственно удельным нагрузкам на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

Q^ч_О+В+ Q^ч_ГВ= Q^ч_ТФ/_ТС=140/0.85=164,7 Гкал/ч;

q_О+В +q_ГВ =1.053+1.047= 2,1 Гкал/(чел.год.);

Доля q_О+В=0.502, доля q_ГВ=0.498 от суммы (q_О+В +q_ГВ)

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

Q^ч_О+В=0.502 Q^ч_ТФ/_ТС=0.502164.7= 82,6794 Гкал/ч;

Q^ч_ГВ=0.498 Q^ч_ТФ/_ТС=0.498164.7= 82,0206 Гкал/ч;

Годовые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

Q_О+В= Q^ч_О+Вh_О+В=82,67943000=24810³ Гкалгод;

Q_ГВ= Q^ч_ГВh_ГВ=82,02063500=28710³ Гкалгод;

Годовая отопительная нагрузка ТЭЦ к расчетному году:

Q^р_тф=Q_о+в+ Q_гв=(248+287)10³=535000 Гкалгод;

Т.к. Q^р_тф=z_р(q_о+в+q_гв), то число жителей:

z_р=Q^р_тф(q_о+в+q_гв)=535000(1.053+1.047)=25476 человек.

Принимаем z_р=25500 человек.

Суммарный годовой отпуск теплоты от ТЭЦ:

Q_тф=Q^р_тфтс=5350000.85=629411 Гкалгод

Годовой отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ:

Q_тфо=Q_тфтф=6294110.85=535000 Гкалгод;

где _тф год - годовой коэффициент теплофикации при часовом _тф=0.85

Годовой отпуск тепла от ПВК:

Q_пвк=(1-_тф)Q_тф=(1-0,85)535000=80250 Гкалгод;

Часовой отпуск тепла от ПВК:

Q^ч_пвк=Q^ч_тф-Q^ч_тфо=140-70=70 Гкалч;

Выбираем два ПВК производительностью 100 Гкалч (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, Гкал103 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:

Q^Ч_TXM=П_i q_Txi/ h_Txi=;

Q^Ч_TXM=191.2 Гкал/ч;

Годовой отпуск теплоты на технологические нужды:

Q_TXM=Q_Txi;

Q_TXM=П_i q_Txi=97710³ Гкал;

Часовой отпуск теплоты на технологические нужды от ТЭЦ:

Q^Ч_TX= Q^Ч_TXM/_тс=191.2/0.85=224.9 Гкал/ч;

Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ на технологические нужды:

Q_TX= Q_TXM/_тс=1028.4210³ Гкал;

Часовой отпуск теплоты на технологические нужды из отборов ТЭЦ:

Q^Ч_TXО= Q^Ч_TX^Ч_ТХ, где ^Ч_ТХ=0.86;

Q^Ч_TXО= 201.260.86=173.08 Гкал/ч;

Годовой отпуск теплоты на технологические нужды от РОУ:

Q_РОУ= (1 - _ТХ) Q_TX, где _ТХ=0.9;

Q_РОУ= (1 - 0.9) 1028.4210³ =102.8410³ 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:

Д_К=Д_Т+Д_СН+Д_ПОТ=Д_Т(1.02…1.06)

Для ПТ-80/100-130/15;

Д_К=1.05Д_Т=1.05470=493.5 т/ч;

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

Для Р-100-130/15

Д_К=1.05Д_Т=1.05760=798 т/ч;

Выбираем два котлоагрегата паропроизводительностью 420 т/ч каждый.

Выбираем пиковые водогрейные котлы:

ПТ-80/100-130/15

Q^Ч_ПВК= Q^Ч_TФ - Q^Ч_TФО=140-70=70 Гкал/ч;

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

Q^Ч_ПВК=702=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'_ПВК - капиталовложения 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=KSтэц/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.KSтэц. 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.

Ипер=В_ТЭЦЗ_Т, где

В_ТЭЦ - расход топлива на ТЭЦ;

З_Т - цена 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

Q^Чтi=a+rkNi - rkNтi +Q^Чтхоi+ Q^Чтфоi, где

Nтi=WтхоQ^Чтхоi+WтфоQ^Чтфоi-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;

r_т - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;

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

Q^НЧтхо - номинальная величина технологического отбора;

Q^НЧтфо - 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.

h_ТФО=Q_ТФО/ Q^НЧ_ТФО=107010³/140=7642 ч.

ПТ-80 загрузим сверх этого но 10%: =1.17642.85=8407 ч.

Выработка электроэнергии на теплофикационном потреблении:

Этпт-80=W_ТФО.Q^НЧ_ТФО.h_ТФО=0,54.70.8407=317784 МВтч;

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=44010³ МВтч/год;

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

Выработка электроэнергии на теплофикационном потреблении:

Этпт-80=W_ТФО.Q^НЧ_ТФО.h_ТФО=0,54.70.8407=317784 МВтч;

Выработка электроэнергии турбиной за год:

Ээгод пт-80=80.5000=40010³ МВтч/год;

Годовая энергетическая характеристика ПТ-80 / 100-130

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

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

=1,85 10⁶ МВтч

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

h_тхо=Q_тх/Q_тхо^нч=1028.4210³/792=1298.5 ч.

h_тхо^р-100=1.1h_тхо=1.11298.5=1428 ч.

Годовая энергетическая характеристика Р-100-130 / 15

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

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

Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ

Э_тэц=N_ih_i (1-Э_сн / 100);

где Э - расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, %

Э_сн^Р-100 =11%, Э_сн^ПТ-80 =9,0%

Э_тэц=100 5000 (1-11/100)+100 5000 (1-9 /100)=0.910⁶ МВт.

Общая потребность теплоты от паровых котлов

Qка=1,02 (SQт+Qроу)=1,02[(1,8510⁶+2,58 10⁶)+0,08910⁶]=4,6010⁶ МВтч

Qроу=102.8410³ 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+0,1071610⁶=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=EнKтэц+Ипост+Ипер+Eн (kтс+kлэп)+Итс+Илэп

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=EнKтэц+Ипост+Ипер+Eн (kтс+kлэп)+Итс+Илэп=

=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

Е_н=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 К^I - капиталовложения в головной блок;

К^II - капиталовложения в последующие блоки;

Для К-160-130:

К^I= 21,7 млн.$, К^II=11,2 млн.$

Для уравнивания с ТЭЦ:

Kкэс=K*кэс (Nтэц/Nкэс)?=32,9.106 (260320). 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])

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

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

З_сг=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. 6,1100+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:

Э_i=Э_i/2 = 1,65.106 / 2=0,825.106 МВтч;

Годовой расход теплоты на блок:

Qт=aTр+rЭэк+r' (Э-Ээк);

Т_Р=5500 ч - число часов работы турбины в году;

Э-Ээк=bЭ (Nном-Nэк)/Nном,

где b=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;

Ээк=Экэс - (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/(hкаKп)+Bnn=2,96.106/(0,9. 8,14)+606+952=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-DЭс.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:

B^годкэс=SBкэс 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*кэспостaNтэц/Nкэс=3,17.106. 1,04.260320=2,7.106 $/год.

Доля условно-переменных затрат КЭС:

Икэспер=И*кэсперaЭтэц / Экэс=48.106. 1,04. 0,91,65=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/aтх=1850,610,9=125,4 Гкал/ч;

Qчпк=Di.D=0,61.100=61 Гкал/ч,

где Di=0,61 Гкал/т (см. табл. 15 [1]).

Z=125,461=3 котла.

Найдём количество водогрейных котлов:

Z=Qчтф/Qчвк.

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

Z=14050=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. 6,1100+0,7. (150+300).2000]=1,51.106 $/год.

где Рам=6,1%;

Годовой расход топлива на котельную:

Bкот=(1-0,02) [Qтх/(hпкKп)+Qтф/(hвкKп)]=

=(1-0,02) [150.5000/(0,86.7)+300.3000/(0,9.7)]=2,610⁵ т у.т./год,

где hпк=0,86; hвк=0,9.

2.3 Расчёт затрат раздельной схемы

Капиталовложения в раздельную схему:

Kр=Kкэс+Kкот+K^Ртс+K^Рлэп.

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:

lтс=10 км; lлэп=100 км.

Удельные капиталовложения:

kтс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км;

K^Ртс=kтсlтс=4.106.10=40.106 $/год;

K^Рлэп=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:

И^Ртс=0,075 K^Ртс =0,075.40.106=3.106 $/год;

И^Рлэп=0,034 K^Рлэп =0,034.56.106=1,9.106 $/год.

Годовые условно-переменные издержки раздельной схемы:

И^Рпер=Икэспер+BкотЦтут=27,2.106+2,6.10⁵.60=42,8.106 $/год.

Приведенные затраты в раздельную схему:

Зр=EнKр+Икэспост+Икотпост+Ирпер+Иртс+Ирлэп=

=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=36,04.106320000=112,63 $/кВт.

3. Технико-экономические показатели

3.1. Комбинированная схема

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=SQтi - (Qтхоhтхо+Qтфоhтфо)=(2. 1,8510⁶ +2,5810⁶). 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/SкаKп)=3,3.106/(0,93.7)=0,48.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ / Этэц=3,3.106(0,9.106)=3,6 Гкал/МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ / Этэц=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:

hээ=0,123/bээ=0,1230,5=0,24.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ=0,143/bтэ=0,1430,156=0,91.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост. (Bээ/Bтэц)=42,57.106. 0,48.106/(0,709.106)=

=28,8.106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост. (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=(Зтэц / Этэц) (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. Этэц+Цнтэ. 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+DП/100)=3. 2,96.106 (1+1100)=

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

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

Удельный расход тепла на турбоагрегаты:

qт=Qэ / Эк=7,73.106/(320.5500)=

=4,39 Гкал/МВт-ч=18,38 ГДж/МВт-ч.

КПД турбоустановки:

hт=3,6/qт=3,618,38=0,195

КПД КЭС по отпуску электроэнергии:

hээ=0,123/bээ=0,1230,51=0,241.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,51.60=30,6 $/МВт-ч.

Себестоимость электроэнергии на шинах КЭС:

Сээ=Стээ+Икэспост / Экэс=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:

Kфо=Цнээ. 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:

hтэ=0,143/bтэ=0,1430,157=0,9.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

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

Себестоимость тепла, отпускаемого котельной:

Стэ=Сттэ+Икотпост/(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=(EnKкот+Икотпост+BкотЦтут)/(Qтх+Qтф)=(0,12. 7,97.106+1,51.106+260000.60)/1,65.106=9,45 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=Цнтэ. (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
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

Литература

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.

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

Леонков А.М., Яковлев Б.В. Тепловые электрические станции. Дипломное проектирование. - Мн., `Вышэйшая школа', 1978.

Размещено на Allbest.ru