Сравнительный анализ экономической эффективности комбинированной и раздельной схем энергоснабжения

Выбор энергетических парогенераторов. Расчет общего расхода теплоты и капиталовложений в основное оборудование ТЭЦ. Технико-экономические показатели комбинированной и раздельной схем энергоснабжения, их сравнение по чистому дисконтированному доходу.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 10.04.2012
Размер файла 61,8 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Расчет комбинированной схемы энергоснабжения

1.1 Выбор состава основного оборудования на ТЭЦ

1.2 Расчет отпуска теплоты на отопление

1.3 Расчет технологической нагрузки ТЭЦ

1.4 Расчет капиталовложений

1.5 Определение годового расхода топлива

2. Расчет раздельной схемы

2.1 Расчет КЭС

2.2 Расчет котельной

2.3 Расчет затрат раздельной схемы

3. Технико-экономические показатели

3.1 Комбинированная схема

3.2 Раздельная схема

4. Сравнение вариантов энергоснабжения по чистому дисконтированному доходу (NPV)

4.1 Комбинированная схема энергоснабжения

4.2 Раздельная схема энергоснабжения

5. Результаты расчета

Заключение

Литература

Приложение

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 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. Расчет комбинированной схемы энергоснабжения

1.1 Выбор состава основного оборудования на ТЭЦ

Для того чтобы начать расчет схемы энергоснабжения необходимо подобрать энергетические парогенераторы для заданных турбоагрегатов 2xПТ-60/75-130/13 и 2xТ-110-130. Для турбины ПТ-60/75-130/13 максимальный расход пара через цилиндр высокого давления составляет 370 т/ч, для турбины Т-110-130 максимальный расход пара через цилиндр высокого давления составляет 460 т/ч. Производительность котла выбирается такой, чтобы обеспечивался максимальный расход пара на турбину с учетом расхода теплоты на собственные нужды и потери в паропроводах 4%. Таким образом необходимая паровая нагрузка котлов составляет:

Dк = 1,04·(2·370 + 2·460) = 1727 т/ч.

Выбираем 5 парогенераторов БКЗ-420-140 ГМ.

1.2 Расчет отпуска теплоты на отопление

Часовой отпуск теплоты из теплофикационных отборов турбин:

ПТ-60/75-130/13: Qчтфо = 52 Гкалч,

Т-110-130: Qчтфо = 160 Гкал/ч.

Принимаем коэффициент теплофикации тфч = 0,52, а годовой коэффициент тф = 0,86.

Qчтфо=2Qтфо пт-60+2Qтфо т-110=2.52+2.160=424 Гкал/ч.

Часовой отпуск теплоты от ТЭЦ:

Qчтф = Qчтфо / aтф = 424 / 0,52 = 816 Гкал/ч.

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:

qо+в = 13,1 Гкалчел.год hо+в=2300 ч

qгв = 8,1 Гкалчел.год hгв=3500 ч

тс = 0,95 - КПД тепловых сетей

qо+в = 13,1 (8,1 + 13,1) = 71,25%;

qгв = 8,1 (8,1 + 13,1) = 28,75%.

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

Qчо+в = Qчтф тс 0,7125 = 816 0,95 0,7125 = 552,4 Гкалч;

Qчгв = Qчтф тс 0,2875 = 816 0,95 0,2875 = 222,9 Гкалч.

Годовые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

Qо+в = Qчо+в hо+в = 552,4 2300 = 1270520 Гкалгод;

Qгв = Qчгв hо+в = 222,9 3500 = 780150 Гкалгод.

Годовая отопительная нагрузка ТЭЦ к расчетному году:

Qртф = Qо+в + Qгв = 1270520+780150 = 2050670 Гкалгод.

Так как

Qртф = zр (qо+в + qгв),

то число жителей:

zр = Qртф (qо+в + qгв) = 2050670 (13,1 + 8,1) = 96730 человек.

Принимаем zр=96800 человек.

Суммарный годовой отпуск теплоты от ТЭЦ:

Qтф = Qртф тс = 2050670 0,95 = 2158600 Гкалгод.

Годовой отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ:

Qтфо = Qтф тф = 2158600 0,86 = 1856396 Гкалгод.

Годовой отпуск тепла от ПВК:

Qпвк = (1 - тф) Qтф = (1 - 0,86) 2158600 = 302204 Гкалгод.

Часовой отпуск тепла от ПВК:

Qчпвк = Qчтф - Qчтфо = 816 - 424 =392 Гкалч.

Выбираем 4 котла КВГМ-100 производительностью по 100 Гкалч.

1.3 Расчет технологической нагрузки ТЭЦ

Тепловая технологическая нагрузка определяется составом и количеством промышленных предприятий, снабжающихся теплотой ТЭЦ. Общий расход теплоты зависит от теплоемкости технологической схемы, от режима потребления теплоты предприятием в течении суток и года. Характеристики производств представлены в таблице 1.

Таблица 1. ? Характеристики производств

Производство

Годовой объем производимой продукции

Удельный расход теплоты на ед. продукции

Годовой расход теплоты

Число часов использования максимума тепловой нагрузки

Часовой максимальный расход теплоты на технологические нужды.

Пi

qTXI

QТХ

hTXI

QТХi

Машиностроение

3100106 $год

460 Гкал/(106 $)

1,49106 Гкал

3100 ч

480 Гкал/ч

Максимальный часовой отпуск теплоты потребителям:

Qч TXM = Пi · qTXI / hTXI = 3100 460 / 3100 = 460 Гкал/ч

Часовой отпуск теплоты на технологические нужды от ТЭЦ:

Q чTX = QчTXM / пс + QснTX,

где: ПС = 0,96 - КПД паровых сетей,

QснTX - часовой расход теплоты на собственные нужды.

Принимаем QснTX = 0. Тогда: Q чTX = 460 / 0,96 + 0 = 480 Гкал/ч.

Годовой отпуск теплоты на технологические нужды:

QTXM = Q Txi = 3100460 = 1,426106 Гкал/год.

Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ на технологические нужды:

QTX = QTXM / ПС + QснTX hсн = 1,426106 / 0,96 = 1,49106 Гкал.

Часовой отпуск теплоты на технологические нужды из отборов ТЭЦ:

QчTXO = QчTX чTX,

где: чTX - часовой коэффициент теплофикации для технологических отборов.

Принимаем: чTX = 0,82, TX = 0,91 - годовой коэффициент. Тогда:

QчTXO = 480 0,82 = 393,6 Гкал/ч.

Годовой отпуск тепла на технологические нужды от РОУ:

Qроу = (1 - TX) · QTX = (1 - 0,91) 1,49106 = 1,341105 Гкал.

Число часов использования технологических отборов:

hTXO = QTXO / QнчTXO,

где: QTXO - годовой отпуск теплоты на технологические нужды от ТЭЦ:

QTXO = QTX TX = 1,49·106 0,91 = 1,36106 Гкал;

QнчTXO - номинальный отпуск теплоты на технологические нужды из отборов турбин:

QнчTXO (ПТ-135) = 320 Гкал/ч.

hTXO = 1,36106 / 320 = 4250 ч.

Принимаем hTXO = 4250 ч.

1.4 Расчёт капиталовложений

Капиталовложения в основное оборудование:

KSтэц = КПТ-135 + К`БКЗ-420 +4 К``БКЗ-420 +К`Т-110 +К``Т-110 + K`КЗТК-180+ K``КВГМ-180

Таблица 2. ? Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ

Агрегат

Вид топлива

Затраты на одну единицу оборудования

I-головной

II-последующий

ПТ-135/165-130/15

мазут

-

40,1106$

Т-110-130

мазут

28,2106$

14,1106$

БКЗ-420-140

мазут

12,10106$

9,50106$

КВГМ-180

мазут

-

1,7106$

KSтэц = (40,1 + 12,10 + 49,50 + 28,2 +14,1 +31,7). 106 =137,6.106 $.

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

k = KSтэц / Nтэц = 137,6.106 / 355 = 388·103 $/МВт

Постоянные годовые издержки:

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

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

kшт - штатный коэффициент (kшт =0,7 чел./МВт);

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

Ипост = 1,3 · (1,2 137,6.106 5,3 / 100 + 0,7. 355. 3000) = 12106 $/год.

1.5 Определение годового расхода топлива

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбоагрегатов и котлов. Для расчета годового расхода теплоты на турбину используется энергетическая характеристика:

Qti = a · Tp + rk · N · hi - r · ЭТi + QTXOi + QTФОi,

где: a - условный расход теплоты на холостой ход rk, относительные приросты турбин

r = rk - rт,

Этi - годовая выработка электроэнергии,

Этi = Wтхоi · Qтхоi + Wтфоi · Qтфоi - c T,

где п, т - удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, с - потеря мощности в отборах,

Тр- число часов работы в году.

Энергетические характеристики турбин ПТ-135-130/15

Таблица 3. ? Т-110-130 МВт/МВт

Турбина

rk

r

WТХО

WТФО

c

а

ПТ-135/165-130/15

1,95

0,94

0,283

0,54

21,9

21,0

Т-110-130

2,33

1,315

-

0,6

34,9

20,7

Число часов использования эл. мощности hээ=5800 ч.

Число часов использования теплофикационной мощности:

hтфо = Qтфо / Qчнтфо = 2068166 / 430 = 4810 ч.

Принимаем hтфо = 4810 ч.

Тр = hээ + 500 ч = 5800 + 500 = 6300 ч.

Для расчета годового расхода теплоты на турбину необходимо часовую энергетическую характеристику трансформировать в годовую по следующим зависимостям:

Qтгод = a · T + rк · Nт · h - Dr · Эт + Qтхо · hтхо + Qтфо · hтфо;

Эт = Wтхо · Qтхо · hтхо + Wтфо · Qтфо · hтфо - c · T,

где годовая энергетическая характеристика ПТ-60/75-130/13:

ЭТПТ-135 = 0,283 221 4250 + 0,54 ·128 ·4810 - 21,9. 6300 = 460305 МВт.ч/год;

QТПТ-135 = 21 · 6300 + 1,95 ·135 · 5800 - 0,94. 460305+ 221 4250 + 128 · 4810 = 2781393 МВт.ч/год;

Годовая энергетическая характеристика Т-110-130:

ЭТТ-110 = 0,6. 204 4810- 34,9. 6300 = 368874 МВт.ч/год;

QТТ-110 = 20,7. 6300 +2,331105800- 1,315. 368874 + 204 4810 = 2113121 МВт.ч/год.

Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

Этэц = Ni · hi (1 - Эсн / 100),

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

ЭснПТ-135 = 9,0%, ЭснТ-110 =8,0%.

Этэц = 135 5800 · (1 - 9 / 100) + 2·110 · 5800 · (1 - 8 / 100) = 1886450 МВт·ч.

Общая потребность теплоты от паровых котлов:

Qка = 1,02 · (SQт + Qроу) = 1,02[ (2781393+2· 2113121) + 1,341105] =

= 7,29106 МВтч

Годовой расход условного топлива на паровые котлы:

Bка = Qка / (hка · Kп) = 7,29.106 / (0,94. 8,14) = 0,953.106 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 / (hпвк · Kп) = 364971 / (0,92. 8,14) = 48736 т у.т./год,

где: Kп = 7 Гкал/т у.т. = 8,14 МВт-ч/т у.т.; пвк = 0,92 - КПД ПВК.

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

Bтэц = Bка + Bпвк = 0,953.106 + 4,874104 = 1,002.106 т у.т./год.

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

Переменные годовые издержки:

Ипер = Bтэц · Цтут =1,002.106. 150 = 1,503.108 $.

Приведенные затраты в вариант с ТЭЦ:

Зтэц = Eн · Kтэц + 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 = 25 км; lлэп = 35 км.

Удельные капиталовложения:

kтс = 0,2.106 $/км; kлэп = 0,15.106 $/км.

Издержки:

Итс = 0,075. 0,2.106. 25 = 0,468.106 $/год;

Илэп = 0,034. 0,15.106. 35 = 0,1785.106 $/год.

Приведенные затраты в варианте с ТЭЦ:

Зтэц = Eн KSтэц + Ипост + Ипер + Eн · (kтс + kлэп) + Итс + Илэп =

= 0,12. 133,29.106 + 12106 + 1,503.108 + 0,12 · (0,2.106 + 0,15.106) +

+ 0,468.106 + 0,1785·106 = 1,79.108 $/год.

2. Расчет раздельной схемы

2.1 Расчет КЭС

По данной схеме энергоснабжения тепловые потребители получают теплоту от котельной, а электроэнергия вырабатывается на КЭС. Из условий сопоставимости вариантов оборудование КЭС выбирается из условия работы в крупной энергосистеме. Для обеспечения максимальной индустриализации строительства, улучшения условий эксплуатации и проведения ремонтных работ основное оборудование КЭС выбираем однотипным.

Выбираем КЭС мощностью 400 МВт, т.е. два блока К-200-130 + 760 т/ч, топливо - мазут.

Полные капиталовложения в КЭС:

К'кэс= КIII(n-1),

где: КI - капиталовложения в головной блок,

КII- капиталовложения в последующие блоки.

Для К-200-130:

КI= 41,45·106 $,

КII= 21,1·106 $,

К'кэс= 41,45·106+21,1·106 =62,55·106 $.

Постоянные годовые издержки :

Икэс'пост = 1,3 (1,2 · К'кэс ·Р'ам /100+kшт Nкэс Зсг),

где: Рам=4,1%- норма амортизационных отчислений для КЭС,

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

Зсг=3000$ - среднегодовая з/п с начислениями,

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

1,3- коэффициент, учитывающий общестанционные нужды.

Икэс'пост = 1,3(1,262,551064,1/100 + 0,7400 3000) = 5,1106 $.

Отпуск электроэнергии:

Экэс=Nкэс· h(1-Эсн / 100),

где: Nкэс - мощность КЭС,

Эсн- расход электроэнергии на собственные нужды, %, Эсн= 5,5%

Экэс= 400 5800· (1 - 5,5 / 100) = 2,193106 МВтч.

Выработка электроэнергии на КЭС :

Эi= Nкэс· h = 400·5800 = 2320000 МВтч.

Выработка электроэнергии одним блоком:

Эi = Эi / 2 = 2320000 / 2 = 1160000 МВтч.

Для расчета годового расхода топлива определим по энергетической характеристике годовой расход тепла на турбину:

Qтi = а·Тр + r Ээкi + r'· (Эi - Ээкi),

где: а - часовой расход тепла на х.х.,

r, r' - относительный прирост тепла до и после экономической мощности,

Ээк - годовая выработка электроэнергии при мощности меньше экономической,

Тр- число часов работы в году.

Таблица 4. ? Энергетические характеристики турбины К-200-130 МВт/МВт

Nн

а

r

r'

Nэн

200

34,0

2,18

2,29

188

Выработка электроэнергии при экономической нагрузке блока:

Ээк = Эi-(Эi- Ээкi);

Выработка электроэнергии при нагрузке блока больше экономической:

Эi- Ээкi= Эi (Nн - Nэн) / Nн;

где: - коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины =0,95.

Эi- Ээкi = 0,95 1160000(200-150)/200= 284200 МВтч;

Ээк= 1160000- 284200=875800 МВтч;

Q тi = 34,06300+2,18 875800+2,29 284200=2,775·106 МВт·ч/год.

Годовой расход топлива на 1 блок:

Bгод=Qтi / (hб?каi·Kп)+Bn·n,

где: hб?каi = 0,94 - КПД котла,

Kп=29,31/3,6=8,14 МВт/т у.т - коэффициент перевода,

Bn - расход топлива на пуск блока,

n - число пусков,

Расход топлива на пуск из холодного состояния Bхn= 60 т у.т., число пусков - 1.

Расход топлива на пуск из горячего состояния Bгn= 36 т у.т., число пусков - 2.

Bгод =2,775·106/(0,948,14)+ 160+236=3,63·105 т у.т.

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии:

bээ= Bгод / Эi· (1-DЭсн / 100)= 3,63·105/ 1160000· (1 - 5,5 /100) =

= 0,331 т у.т./МВт·ч.

Годовой расход топлива на КЭС:

Bкэс=SBкэс = 2·Bгод =2· 3,63·105 = 7,26105 т у.т./год.

Переменные годовые издержки КЭС:

Икэс'пер=Bкэс · Цт= 7,26.105.150$ =1,09108 $.

2.2 Расчёт котельной

экономический комбинированный энергоснабжение доход

В раздельной схеме технологические нагрузки района обеспечиваются паровыми котлами, а отопительные - водогрейными, устанавливаемыми в непосредственной близости от потребителей тепла на районных котельных. Исходя из сопоставимости вариантов, районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла, что и ТЭЦ.

Определим количество паровых котлов:

Z=Qчтх/Qнчпк.

Выбираем паровые котлы типа Е-160-24 производительностью 160 т/ч.

Номинальная часовая производительность парового котла:

Qнчпк = D·Дi =160 т/ч0,61 Гкал/т = 97,6 Гкал/ч.

Количество паровых котлов:

Z = 48097,6 = 4,92 5 ;

Количество водогрейных котлов:

l = Qчтф/Qчнвк ;

где: Qчнвк = 100 Гкал/ч - номинальная часовая производительность водогрейного котла:

l = 860 / 100 = 8,6;

Выбираем 8 водогрейный котел типа КЗТК-100 производительностью 100 Гкал/ч и 2 водогрейный котел КВТК-30 производительностью 30 Гкал/ч.

Капиталовложения в котельную:

Kкот=KIпкi+KIIпкi+ KIвкi + KIIвкi,

где: KIпкi, Kiвкi - капиталовложения в первый паровой и водогрейный котлы;

KIIпкi, KIIвкi - капиталовложения в последующие котлы;

KIпк=302,5103$ KIвк =327,3103$

KIIпк =90103$ KIIвк=91,9103$

KIвк =186,3103$

KIIвк=33,0103$

Kкот=(302,5+(5-1)90 + 327,3+791,9+186,3+33)·103 =1,852106$.

Постоянные годовые издержки котельной:

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

где: Зсг=3000$ - среднегодовая з/п с начислениями,

Рам =6,5% - норма амортизационных отчислений для котельных,

kшт=0,21 чел/Гкал·ч - штатный коэффициент котельной,

Qчкот - суммарная теплопроизводительность котельной:

Qчкот = 8100+230+597,6 =1348 Гкал/ч.

Икотпост = 1,3 (1,1 1,852106 6,5 / 100 + 0,21 1348 3000) = 1,28106 $.

Годовой расход топлива на котельную:

Bкот = (1 - 0,02) · [Qтх / (hпк · Kп) + Qтф / (hвк · Kп)],

где: hпк=0,9; hвк=0,88 - КПД паровых и водогрейных котлов;

0,02 - коэффициент, учитывающий снижение потерь в теплопроводах по сравнению с вариантом ТЭЦ.

KП - перевода, KП = 7 Гкал/т у.т.

Bкот = (1 - 0,02) · (1,49106 / (0,9 7) + 2433137/ (0,88 7)) =6,19·105 т у.т.

2.3 Расчет затрат раздельной схемы

Доля капиталовложений в КЭС, которая учитывается при сравнении схем, определяется пропорционально ТЭЦ:

Kкэс = K*кэс (Nтэц / Nкэс) · b,

где: в = 1,05 - коэффициент, учитывающий различие схем энергоснабжения (собственные нужды, потери в сетях).

Kкэс = 62,55·106 (355 400) 1,05 = 5,83107 $.

Доля условно-постоянных эксплуатационных затрат КЭС:

Икэспост=И*кэспост ·a Nтэц / Nкэс,

где: = 1,04 - коэффициент, учитывающий различие cхем энергоснабжения.

Икэспост = 5,1106 1,04 (355 /400) = 4,71106$.

Доля условно-переменных издержек:

Икэспер=И'кэсперaЭтэц/Экэс = 1,09108 1,04 · 1886450 / 2,193106 =

= 9,75·107$.

Капиталовложения в раздельную схему:

Kр = Kкэс + Kкот + Kртс + Kрлэп.

Kртс = kтс · lтс = 4·106 15км = 6.107 $.

Kрлэп=kлэп · lлэп = 0,56·106 100км = 5,6.107 $.

Kр =5,83.107 + 1,852106+ 6.107 +5,6.107 = 1,76·108 $.

Годовые условно-переменные издержки раздельной схемы:

Ирпер=Икэспер+Bкот · Цтут = 9,75.107 + 6,19·105. 150 = 1,91.108 $.

Приведенные затраты в раздельную схему:

Зр = Eн · Kр + Икэспост + Икотпост + Ирпер + Иртс + Ирлэп,

где: Иртс = 0,075 · Kртс = 0,075. 6.107 = 4,5.106 $,

Ирлэп = 0,034 · Kрлэп = 0,034. 5,6.107 = 1,91.106 $.

Тогда:

Зр = 0,12 1,76108 + 4,71106 + 1,28106 + 1,91108+ 4,5106 + 1,91106 =

= 2,25108 $/год.

Так, как ЗТЭЦ < Зр, то предпочтительнее строительство ТЭЦ.

3. Технико-экономические показатели

3.1 Комбинированная схема

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=S?Qтi - (Qтхоi + Qтфоi))=7,01·106 - (1,36·106 + 2068166) = 3,58·106 МВт·ч/год.

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ = Qэ / ?бка · Kп) = 3,58·106 / (0,94. 8,14) = 4,68.105 т у.т.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ = Qэ / Этэц = 3,58.106 1886450 = 1,9 Гкал/МВт·ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ = Bээ / Этэц = 4,68·105 1886450 = 0,248 т у.т./МВт·ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ = Bтэц - Bээ + Этэсн Этэц bээ,

где: Этэсн = 8% - расход эл. энергии на производство теплоты:

Bтэ = 1,002.106 - 4,68105 + 0,08 1886450 0,248 = 5,72·105 т у.т.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ = Bтэ / (Qтх + Qтф) = 5,72·105 / (1,49106 + 2433137) = 0,15 т.у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

hээ = 0,123 / bээ = 0,123 0,248 = 0,5.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ = 0,143 / bтэ = 0,143 0,15 = 0,95.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост = Итэцпост. (Bээ / Bтэц) = 12106. (4,68.105 / 1,002.106) =

= 5,61.106 $.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост = Итэцпост. (Bтэ / Bтэц) = 12.106. (5,72.105 / 1,002.106) =

= 6,4106 $.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ = (Иээпост + Bээ Цтут) / Этэц = (5,61.106 + 4,68.105. 150) /

/ 1886450 = 40,2 $/МВт·ч.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ = bээ Цтут = 0,248. 150 = 37,2 $/МВт·ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ = (Итэпост + Bтэ Цтут) / Qтэц = (6,4.106 + 5,72.105. 150) /

/ (1,49106+ 2433137) = 23,5 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ = bтэ Цтут = 0,15. 150 = 22,5 $Гкал.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ = (Зтэц / Этэц) (Bээ / Bтэц) = (1,79.108 / 1886450) (4,68.105 /

/ 1,002.106) = 44,3 $/МВт·ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ = (Зтэц / Qтэц) (Bтэ / Bтэц) = (1,79.108 / (1,49106 +

+ 2433137)) Ч(5,72.105 / 1,002.106) =26,1 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо = (Цнээ. Этэц + Цнтэ. Qтэц) / Kтэц = (81. 1886450 + 26,5. (1,49106

+ 2433137)) / 137,6.106 = 1,87

где: ЦТЭН = СТЭТ / (1 - R) = 22,5/ (1 - 0,15) = 26,5 $/Гкал.

ЦЭЭН = СЭЭТ / (1 - R) + bээ Цтут = 37,2 / 0,85 + 0,248. 150 = 81 $/МВт.ч.

Показатель фондовооружённости:

Kфв = Kтэц / (Nтэц kшт) = 137,6.106 / (355. 0,7) = 5,54105 $/чел.

3.2 Раздельная схема

КЭС

Полный расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ = Qтi (1 + DП / 100) = 22,775·106 (1 + 1,2 100) = 5,617·106 МВт·ч,

где: DП=1,2% - показатель, учитывающий отклонение параметров от номинальных.

Удельный расход тепла на турбоагрегаты:

qт = Qэ / Экэс = 5,617·106 2,193106 = 2,56 Гкал/МВт.

КПД турбоустановки:

hт = 1 / qт = 1 2,56 = 0,39.

КПД КЭС по отпуску электроэнергии:

hээ = 0,123 / bээ = 0,123 0,331 = 0,37.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ = bээ Цтут = 0,331. 150 = 49,65 $/МВт·ч.

Себестоимость электроэнергии на шинах КЭС:

Сээ = Стээ + Икэспост / Экэс = 49,65 + 5,1.106 / (2,193.106) =

= 52 $/МВт·ч.

Удельные приведенные затраты на КЭС на производство электроэнергии:

Зээ = (Eн K*кэс + И*кэспост +И*кэспер) / Экэс = (0,12. 62,55·106 +

+ 5,1.106 + 1,09108) / (2,193.106) = 55,5 $/МВт·ч.

Показатель фондоотдачи:

Kфо = Цнээ. Экэс / K*кэс = 108,1.2,193.106/(62,55.106)=3,79

где: ЦЭЭН = СЭЭТ / (1 - R) + bээ Цтут = 49,65 / 0,85 + 0,331. 150 =

= 108,1 $/МВт.ч.

Показатель фондовооружённости:

Kфв = K*кэс / (Nкэс kшт) = 62,55.106 / (400. 0,7) = 2,23105 $/чел.

Котельная

Удельные капиталовложения в котельную:

k = Kкот / (Qтх + Qтф) = 1,852106 (1348) = 1374 $/Гкал.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ = Bкот / (Qтх + Qтф) = 6,19·105 (1,49106 +2433137) =

= 0,16 т у.т./Гкал.

КПД котельной по отпуску теплоты:

hтэ = 0,143 / bтэ = 0,143 0,16 = 0,89.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ = bтэ. Цтут = 0,16. 150 = 24 $/Гкал.

Себестоимость тепла, отпускаемого котельной:

Стэ = Сттэ + Икотпост / (Qтх + Qтф) = 24 + 1,28106 / (1,49106 +

+ 2433137) = 24,3 $/Гкал.

Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты:

Зтэ = (Eн. Kкот + Икотпост + Bкот. Цтут) / (Qтх + Qтф) =

= (0,12. 1,852.106 + 1,28106 + 6,19105. 150) / (1,49106 +2433137) =

= 24 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо = Цнтэ. (Qтх + Qтф) / Kкот = 28,2. (1,49106 + 2433137) / 1,852.106 =

= 60

где: ЦТЭН = СТЭТ / (1 - R) = 24 / 0,85 = 28,2 $/Гкал.

Показатель фондовооружённости:

Kфв = Kкот / (Qкот. kшт) = 1,852.106 / (1348. 0,21) = 6,54103 $/чел.

4. Сравнение вариантов энергоснабжения по чистому дисконтированному доходу (NPV)

4.1 Комбинированная схема энергоснабжения

Балансовая стоимость основных фондов:

Софб = Ктэц + Ктс + Клэп = 137,6·106 + 5·106 + 5,25·106 = 1,48·108 у.е.

Ликвидная стоимость основных фондов:

Софл = 5% · Софб = 0,05 · 1,48·108 = 7,4·106 у.е.

Рассчитаем цену на электрическую и тепловую энергии, при этом на электроэнергию введем двухставочный тариф. Возьмем топливную себестоимость электроэнергии и тепла для раздельной схемы:

ЦТЭН = СТЭТ / (1 - R) = 24 / 0,85 = 28,2 $/Гкал.

ЦЭЭН = СЭЭТ / (1 - R) + bээ · Цтут = 49,65/ 0,85 + 0,331. 150 =

= 108 $/МВт.ч.

Срок службы ТЭЦ принимаем Тсл = 25 лет.

Норма амортизации:

Прибыль после ввода в работу всего оборудования:

Пр = Цээн · Этэц + Цтэн Qтэц - И? + ИА

где: И? = Ипост + Ипер + Итс + Илэп = 12·106 + 1,503·108 + 0,468·106 +

+ 0,179·106 = 1,63·108 у.е.,

ИА = Софб · РА / 100 = 1,48·108 · 4 / 100 =5,92·106 у.е.

Пр = 108 · 1886450 + 28,2 · (1,49·106 + 2433137) - 1,63·108 + 5,92·106 =

= 1,58·108 у.е.

Расчётная формула NPV, :

где: I = Софб - Софл ·= 1,48·108 - 7,4·106 = 1,41·108 у.е.

Принимаем процентную ставку r=10% :

4.2 Раздельная схема энергоснабжения

Балансовая стоимость основных фондов:

Софб = Ккотб + Ктс + Клэп = Кр =1,8·108 у.е.

Ликвидная стоимость основных фондов:

Софл = 5% · Софб = 0,05 · 1,8·108 =9·106 у.е.

Рассчитаем цену на электрическую и тепловую энергии, при этом на электроэнергию введем двухставочный тариф:

ЦТЭН = СТЭТ / (1 - R) = 24 / 0,85 = 28,2 $/Гкал.

ЦЭЭН = СЭЭТ / (1 - R) + bээ · Цтут = 49,65/ 0,85 + 0,331. 150 =

= 108 $/МВт.ч.

Срок службы КЭС и котельной принимаем Тсл=25 лет.

Норма амортизации:

Прибыль после ввода в работу всего оборудования:

Пр = Цээн · Экэс + Цтэн Qкот - И? + ИА

где: И? = Ипост + Ипер + Итс + Илэп =6,228·106 + 2,02·108 + 4,5·106 +

+ 1,91·106 = 2,15 ·108 у.е.,

ИА = Софб · РА / 100 = 1,8·108 · 4 / 100 = 7,2·106 у.е.

Пр = 108 ·2,193·106 + 28,2 ·(1,49·106 + 2433137) - 2,15·108 + 7,2·106 =

= 1,4·108 у.е.

Расчётная формула NPV, :

где: I = Софб - Софл ·= 1,8·108 -9·106 = 1,71·108 у.е.

Принимаем процентную ставку r=10% :

Согласно приведенному выше расчету, по показателю чистого дисконтированного дохода комбинированная схема энергоснабжения намного превосходит раздельную схему.

5. Результаты расчета

Результаты, полученные в ходе расчета курсовой работы, сведем в таблицу 5.

Таблица 5. ? Сводная таблица результатов курсовой работы

Наименование показателя

Обозн.

Размерность

Комбинированная схема

Раздельная схема

общий показатель

электро-энергия

теплота

общий показатель

КЭС

котельная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Установленная мощность

N

Q

МВт

Гкал/ч

355

1450

400

1348

2

Число часов использования установленной мощности

h

ч/год

5800

4810

5800

4810

3

Годовой отпуск энергии

Э

Qгод

МВт ч/ год

Гкал/год

1,89 млн.

3,92 млн.

2,193 Млн.

3,92 млн.

4

Удельный расход тепла

q

Гкал/МВт ч

1,9

2,56

5

Удельный расход топлива на производство энергии

b

тут/МВт ч

тут/Гкал

0,248

0,15

0,331

0,16

6

КПД по производству энергии

%

50

95

37

89

7

Полные капиталовложения

K

млн. $

137,6

64,4

62,55

1,852

8

Условно-постоянные издержки

Ипост

млн. $ год

12

6,38

5,1

1,28

9

Годовой расход топлива

В

тут/год

1,04 млн.

0,468 млн.

0,572 млн.

1,345 млн.

7,26 млн.

6,19 млн.

10

Переменные издержки

Ипер

млн. $ год

156

70,2

85,8

202

109

92,9

11

Приведенные затраты

Зпр

млн. $ год

179

224

12

Удельные приведенные затраты

Зээ

Зтэ

$/МВт ч

$/ГДж

44,3

26,1

55,5

24

13

Цена тонные условного топлива

Цтут

$/тут

150

150

14

Топливная составляющая себестоимости

Ст ээ

Ст тэ

$/МВт ч

$/ГДж

37,2

22,5

49,65

24

15

Себестоимость энергии

Сээ

Стэ

$/МВт ч

$/ГДж

40,2

23,5

52

24,3

16

Показатель фондоотдачи

Кфо

$/$

1,87

3,79

60

17

Показатель фондовооружения

Кфв

$/чел

0,554 млн.

0,223 млн.

6,54 тыс.

18

Штатный коэффициент

kшт

чел/МВт

чел / ГДж

0,7

0,7

0,21

19

Норма амортизации

Рам

%

5,3

4,1

6,5

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 чистому дисконтированному доходу (NPV) так же видно, что вариант с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергий 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, при сравнении технико-экономических показателей производства электроэнергии очевидно преимущество ТЭЦ.

Литература

1. В.Н. Нагорнов Методические указания к курсовой работе по курсу “Организация, планирование и управление предприятием” для студентов специальности 10.05 “Тепловые электрические станции”. - Мн.: БГПА, 1990 г. - 35 с.

2. А.И. Лимонов, Е.В. Ячная Методические указания к курсовой работе по курсу “Организация производства и управление предприятием”. - Мн.: БНТУ, 2005 г. - 25 с.

3. В.Я. Рыжкин Тепловые электрические станции. - М.: Энергоатомиздат, 1987 г. - 327 с.

Приложение

Рисунок 1. - Схема энергоснабжения потребителей

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Выбор оптимальной схемы энергоснабжения промышленного района. Сравнение схем энергоснабжения – комбинированной и раздельной. Особенности технико-экономического выбора турбин и котлоагрегатов для различных схем энергоснабжения. Эксплуатационные затраты.

    курсовая работа [337,9 K], добавлен 16.03.2011

  • Тепловая нагрузка промышленного района. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для комбинированной схемы энергоснабжения. Расчет капитальных вложений и эксплуатационных затрат при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения.

    курсовая работа [168,7 K], добавлен 12.01.2015

  • Расчет технологической нагрузки теплоэлектроцентрали и годового расхода топлива на ТЭЦ. Расчет конденсационной электростанции и технико-экономических показателей котельной. Сравнение вариантов энергоснабжения по чистому дисконтированному доходу.

    курсовая работа [139,5 K], добавлен 09.03.2012

  • Расчет капитальных вложений в энергетические объекты, годовых эксплуатационных издержек и себестоимости электрической и тепловой энергии. Расчет платы за электрическую и тепловую энергию потребителями по совмещенной и раздельной схеме энергоснабжения.

    контрольная работа [248,3 K], добавлен 18.12.2010

  • Расчет теплопотребления и технико-экономических показателей комбинированной схемы энергоснабжения промышленного района. Годовой расход топлива котельными. Параметры основного оборудования. Расчет себестоимости производства и передачи электроэнергии.

    курсовая работа [419,3 K], добавлен 24.10.2012

  • Технико-экономические характеристики конденсационной, тепловой и атомной электростанций. Классификация резервных мощностей системы энергоснабжения по назначению и маневренности. Сравнение вариантов комбинированного и раздельного энергоснабжения.

    дипломная работа [544,7 K], добавлен 22.02.2012

  • Расчёт капиталовложений в ТЭЦ и определение годового расхода топлива. Определение приведенных затрат и полных финансовых вкладов в комбинированную схему. Расчёт КЭС, котельной и затрат раздельной модели. Построение характеристик относительных приростов.

    курсовая работа [30,0 K], добавлен 12.07.2011

  • Производственная мощность энергетических предприятий, ее анализ и оценка эффективности, определение капиталовложений в их формирование. Порядок и принципы измерения производственной мощности оборудования, энергетических объектов, электростанций.

    лекция [23,9 K], добавлен 10.06.2011

  • Методы расчета сжигания и расхода топлива, КПД, теплового и эксергетического балансов котельного агрегата. Анализ схем установки экономайзера, воздухоподогревателя, котла-утилизатора с точки зрения экономии топлива и рационального использования теплоты.

    курсовая работа [893,0 K], добавлен 21.06.2010

  • Выбор конфигурации, номинального напряжения сети. Выбор трансформаторов и схем электрических соединений. Сечение проводов воздушных линий электропередачи. Технико–экономические показатели. Уточнённый расчёт радиально-магистральной сети напряжением 220 кв.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 25.10.2016

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.