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:

D_к = 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: Q^ч_тфо = 52 Гкалч,

Т-110-130: Q^ч_тфо = 160 Гкал/ч.

Принимаем коэффициент теплофикации _тф^ч = 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 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_о+в = 13,1 Гкалчел.год h_о+в=2300 ч

q_гв = 8,1 Гкалчел.год h_гв=3500 ч

_тс = 0,95 - КПД тепловых сетей

q_о+в = 13,1 (8,1 + 13,1) = 71,25%;

q_гв = 8,1 (8,1 + 13,1) = 28,75%.

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

Q^ч_о+в = Q^ч_{тф тс} 0,7125 = 816 0,95 0,7125 = 552,4 Гкалч;

Q^ч_гв = Q^ч_{тф тс} 0,2875 = 816 0,95 0,2875 = 222,9 Гкалч.

Годовые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

Q_о+в = Q^ч_о+в h_о+в = 552,4 2300 = 1270520 Гкалгод;

Q_гв = Q^ч_гв h_о+в = 222,9 3500 = 780150 Гкалгод.

Годовая отопительная нагрузка ТЭЦ к расчетному году:

Q^р_тф = Q_о+в + Q_гв = 1270520+780150 = 2050670 Гкалгод.

Так как

Q^р_тф = z_р (q_о+в + q_гв),

то число жителей:

z_р = Q^р_тф (q_о+в + q_гв) = 2050670 (13,1 + 8,1) = 96730 человек.

Принимаем z_р=96800 человек.

Суммарный годовой отпуск теплоты от ТЭЦ:

Q_тф = Q^р_{тф тс} = 2050670 0,95 = 2158600 Гкалгод.

Годовой отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ:

Q_тфо = Q_{тф тф} = 2158600 0,86 = 1856396 Гкалгод.

Годовой отпуск тепла от ПВК:

Q_пвк = (1 - _тф) Q_тф = (1 - 0,86) 2158600 = 302204 Гкалгод.

Часовой отпуск тепла от ПВК:

Q^ч_пвк = Q^ч_{тф -} Q^ч_тфо = 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:

Q^ч _TXM = П_i · q_TXI / h_TXI = 3100 460 / 3100 = 460 Гкал/ч

Часовой отпуск теплоты на технологические нужды от ТЭЦ:

Q ^ч_TX = Q^ч_TXM / _пс + Q^сн_TX,

где: _ПС = 0,96 - КПД паровых сетей,

Q^сн_{TX -} часовой расход теплоты на собственные нужды.

Принимаем Q^сн_TX = 0. Тогда: Q ^ч_TX = 460 / 0,96 + 0 = 480 Гкал/ч.

Годовой отпуск теплоты на технологические нужды:

Q_TXM = Q _Txi = 3100460 = 1,42610⁶ Гкал/год.

Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ на технологические нужды:

Q_TX = Q_TXM / _ПС + Q^сн_TX h_сн = 1,42610⁶ / 0,96 = 1,4910⁶ Гкал.

Часовой отпуск теплоты на технологические нужды из отборов ТЭЦ:

Q^ч_TXO = Q^ч_TX ^ч_TX,

где: ^ч_{TX -} часовой коэффициент теплофикации для технологических отборов.

Принимаем: ^ч_TX = 0,82, _TX = 0,91 - годовой коэффициент. Тогда:

Q^ч_TXO = 480 0,82 = 393,6 Гкал/ч.

Годовой отпуск тепла на технологические нужды от РОУ:

Q_роу = (1 - _TX) · Q_TX = (1 - 0,91) 1,4910⁶ = 1,34110⁵ Гкал.

Число часов использования технологических отборов:

h_TXO = Q_TXO / Q^нч_TXO,

где: Q_{TXO -} годовой отпуск теплоты на технологические нужды от ТЭЦ:

Q_TXO = Q_{TX TX} = 1,49·10⁶ 0,91 = 1,3610⁶ Гкал;

Q^нч_{TXO -} номинальный отпуск теплоты на технологические нужды из отборов турбин:

Q^нч_TXO (ПТ-135) = 320 Гкал/ч.

h_TXO = 1,3610⁶ / 320 = 4250 ч.

Принимаем h_TXO = 4250 ч.

1.4 Расчёт капиталовложений

Капиталовложения в основное оборудование:

KSтэц = К^ПТ-135 + К`<sup>БКЗ-420</sup> +4 К``<sup>БКЗ-420</sup> +К`^Т-110 +К``<sup>Т-110</sup> + K`<sup>КЗТК-180</sup>+ 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:

Q_ti = a · T_p + r_k · N · h_i - r · Э_Тi + Q_TXOi + Q_TФОi,

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

r = r_{k -} r_т,

Э_{тi -} годовая выработка электроэнергии,

Э_тi = W_тхоi · Q_тхоi + W_тфоi · Q_тфоi - c T,

где _п, _{т -} удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, с - потеря мощности в отборах,

Т_р- 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 h_ээ=5800 ч.

Число часов использования теплофикационной мощности:

h_тфо = Q_тфо / Q^чн_тфо = 2068166 / 430 = 4810 ч.

Принимаем h_тфо = 4810 ч.

Т_р = h_ээ + 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:

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

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

Годовая энергетическая характеристика Т-110-130:

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

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

Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

Э_тэц = N_i · h_i (1 - Э_сн / 100),

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

Э_сн^ПТ-135 = 9,0%, Э_сн^Т-110 =8,0%.

Э_тэц = 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= К^I+К^II(n-1),

где: К^{I -} капиталовложения в головной блок,

К^II- капиталовложения в последующие блоки.

Для К-200-130:

К^I= 41,45·10⁶ $,

К^II= 21,1·10⁶ $,

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

Постоянные годовые издержки :

И^кэс'_пост = 1,3 (1,2 · К'_кэс ·Р'_ам /100+k_шт N_кэс З_сг),

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

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

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

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

1,3- коэффициент, учитывающий общестанционные нужды.

И^кэс'_пост = 1,3(1,262,5510⁶4,1/100 + 0,7400 3000) = 5,110⁶ $.

Отпуск электроэнергии:

Э_кэс=N_кэс· h(1-Э_сн / 100),

где: N_{кэс -} мощность КЭС,

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

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

Выработка электроэнергии на КЭС :

Э_i= N_кэс· h = 400·5800 = 2320000 МВтч.

Выработка электроэнергии одним блоком:

Э_i = Э_i / 2 = 2320000 / 2 = 1160000 МВтч.

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

Q_тi = а·Т_р + r Э_экi + r'· (Э_{i -} Э_экi),

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

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

Э_{эк -} годовая выработка электроэнергии при мощности меньше экономической,

Т_р- 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:

Э_эк = Э_i-(Э_i- Э_экi);

Выработка электроэнергии при нагрузке блока больше экономической:

Э_i- Э_экi= Э_i (N_{н -} N_эн) / N_н;

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

Э_i- Э_экi = 0,95 1160000(200-150)/200= 284200 МВтч;

Э_эк= 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 / (h^б?каi·Kп)+Bn·n,

где: h^б?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 B^хn= 60 т у.т., число пусков - 1.

Расход топлива на пуск из горячего состояния B^гn= 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 / Э_i· (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/Q^нчпк.

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

Номинальная часовая производительность парового котла:

Q^нчпк = 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=K^Iпкi+K^IIпкi+ K^Iвкi + K^IIвкi,

где: K^Iпкi, Kⁱвкi - капиталовложения в первый паровой и водогрейный котлы;

K^IIпкi, K^IIвкi - капиталовложения в последующие котлы;

K^Iпк=302,510³$ K^Iвк =327,310³$

K^IIпк =9010³$ K^IIвк=91,910³$

K^Iвк =186,310³$

K^IIвк=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,

k_шт=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.

K_{П -} перевода, K_П = 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 З_ТЭЦ < 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 + Э^тэ_сн Э_тэц b_ээ,

где: Э^тэ_сн = 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) = 1210^6. (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: Ц_ТЭ^Н = С_ТЭ^Т / (1 - R) = 22,5/ (1 - 0,15) = 26,5 $/Гкал.

Ц_ЭЭ^Н = С_ЭЭ^Т / (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: Ц_ЭЭ^Н = С_ЭЭ^Т / (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 + 6,1910^5. 150) / (1,4910⁶ +2433137) =

= 24 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

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

= 60

где: Ц_ТЭ^Н = С_ТЭ^Т / (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:

С_оф^б = К_тэц + К_тс + К_лэп = 137,6·10⁶ + 5·10⁶ + 5,25·10⁶ = 1,48·10⁸ у.е.

Ликвидная стоимость основных фондов:

С_оф^л = 5% · С_оф^б = 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:

Ц_ТЭ^Н = С_ТЭ^Т / (1 - R) = 24 / 0,85 = 28,2 $/Гкал.

Ц_ЭЭ^Н = С_ЭЭ^Т / (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 = Ц_ээ^н · Э_тэц + Ц_тэн Q_тэц - И_? + И_А

где: И_? = И_пост + И_пер + И_тс + И_лэп = 12·10⁶ + 1,503·10⁸ + 0,468·10⁶ +

+ 0,179·10⁶ = 1,63·10⁸ у.е.,

И_А = С_оф^б · Р_А / 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 = С_оф^{б -} С_оф^л ·= 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:

С_оф^б = К_котб + К_тс + К_лэп = К_р =1,8·10⁸ у.е.

Ликвидная стоимость основных фондов:

С_оф^л = 5% · С_оф^б = 0,05 · 1,8·10⁸ =9·10⁶ у.е.

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

Ц_ТЭ^Н = С_ТЭ^Т / (1 - R) = 24 / 0,85 = 28,2 $/Гкал.

Ц_ЭЭ^Н = С_ЭЭ^Т / (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 = Ц_ээ^н · Э_кэс + Ц_тэ^н Q_кот - И_? + И_А

где: И_? = И_пост + И_пер + И_тс + И_лэп =6,228·10⁶ + 2,02·10⁸ + 4,5·10⁶ +

+ 1,91·10⁶ = 2,15 ·10⁸ у.е.,

И_А = С_оф^б · Р_А / 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 = С_оф^{б -} С_оф^л ·= 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