Выбор оптимального варианта энергоснабжения района

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский Национальный Технический Университет

Энергетический факультет

Кафедра «Экономика и организация энергетики»

Курсовая работа по дисциплине: «Организация производства и управление предприятием»

На тему: «Выбор оптимального варианта энергоснабжения района»

Выполнил: студент гр.10606114 Снегур А.В.

Руководитель: доцент Нагорнов В.Н.

Минск 2018



Содержание

• Введение
• 1. Расчет комбинированной схемы
• 1.1 Выбор основного оборудования
• 1.2 Расчёт капиталовложений в ТЭЦ
• 1.3 Определение годового расхода топлива
• 1.4 Расчёт приведенных затрат и полных капиталовложений в комбинированную схему ТЭЦ
• 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


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. 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.

Рисунок 1 - Схема энергоснабжения потребителей: а - комбинированная; б - раздельная



1. Расчет комбинированной схемы

1.1 Выбор основного оборудования

Для того чтобы начать расчет схемы энергоснабжения необходимо подобрать энергетические парогенераторы для заданных турбоагрегатов. Для турбин T-180/210-130 максимальный расход пара через цилиндр высокого давления составляет 670 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%. Так как у нас имеется две турбины T-180/210-130, то необходимая паровая нагрузка котлов составляет:

D_к = 1,04·2·670 = 1393,6 т/ч.

Выбираем 2 парогенераторов Еп-670-13,8-545ГМ (модель ТГМЕ-206).

Часовой отпуск теплоты из теплофикационных отборов турбины T-180/210-130: топливо капиталовложение энергоснабжение

Q^ч_тфо = 260 Гкал/ч.

Количество теплоты, отдаваемое тепловому потребителю на теплофикацию из отборов турбин, находим по формуле:

,

Принимаем коэффициент теплофикации _тф^ч = 0,6, а годовой коэффициент _тф = 0,89.

Часовой отпуск теплоты от ТЭЦ:

Qчтф = Qчтфо / ?тф = 520 / 0,6 = 866,67 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=3000 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) = 61,8 %;

q_гв = 8,1 (8,1 + 13,1) = 38,2 %.

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

Q^ч_о+в = Q^ч_{тф тс} 0,618 = 866,67 0,95 0,618 = 508,82 Гкалч;

Q^ч_гв = Q^ч_{тф тс} 0,382 = 866,67 0,95 0,382 = 314,51 Гкалч.

Годовые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

Q_о+в = Q^ч_о+в h_о+в = 508,82 3000 = 1526460 Гкалгод;

Q_гв = Q^ч_гв h_о+в = 314,51 3500 = 1100785 Гкалгод.

Годовая отопительная нагрузка ТЭЦ к расчетному году:

Q^р_тф = Q_о+в + Q_гв = 1526460 + 1100785 = 2627245 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) = 2627245 (13,1 + 8,1) = 123927 человек.

Принимаем z_р = 124000 человек.

Суммарный годовой отпуск теплоты от ТЭЦ:

Q_тф = Q^р_{тф тс} = 2627245 0,95 = 2765521 Гкалгод.

Годовой отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ:

Q_тфо = Q_{тф тф} = 2765521 0,89 = 2461314 Гкалгод.

Годовой отпуск тепла от ПВК:

Q_пвк = (1 - _тф) Q_тф = (1 - 0,89) 2765521 = 304207 Гкалгод.

Часовой отпуск тепла от ПВК:

Q^ч_пвк = Q^ч_тф - Q^ч_тфо = 866,67 - 520 = 346,67 Гкалч.

Принимаем в качестве ПВК водогрейный котел КВГМ-180-150-2, производительностью 180 .

Число пиковых водогрейных котлов находим по формуле:

,

Принимаем число водогрейных котлов

Расчет технологической нагрузки ТЭЦ

Поскольку на ТЭЦ установлено две турбины T-180/210-130, то технологическая нагрузка отсутст-вует в силу типа оборудования, установленного на станции.



1.2 Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

k = 1500 у.е./кВт.

Капиталовложения в основное оборудование:

K?тэц = Nтэц · k =360·10³ ·1500=540·10⁶ у.е.

Постоянные годовые издержки:

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

Где Pам-норма амортизации для ТЭЦ (принимаем Pам = 5,3 %);

kшт-штатный коэффициент (kшт = 0,8 чел./МВт);

Зс.г.-среднегодовая заработная плата (Зс.г. = 6000 у.е./чел.-год);

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

1,3-коэффициент, учитывающий общехозяйственные расходы.

Ипост = 1,3 · (1,2 540.10⁶ 5,3 / 100 + 0,8 . 360 .6000) = 46,89410⁶ у.е./год

1.3 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_тхоi + Q_тфоi,

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

Где a-условный расход теплоты на холостой ход;

r_к, ?r-относительные приросты теплоты на конденсационном режиме (Гкал/МВт) и уменьшение относительного прироста турбин на теплофикационном режиме, r = r_k - r_т, Гкал/МВт;

W_тхо, W_тфо-удельная выработка электроэнергии на технологическом и теплофикационном отборах соответственно, МВт/МВт;

Э_тi-годовая выработка электроэнергии;

с-потеря мощности в отборах, МВт;

Т_р-число часов работы турбин в году, ч;

h_i-годовое число часов использования электрической мощности,ч

N-электрическая мощность турбоагрегата, МВт.

Таблица 1.1 - Энергетические характеристики турбины Т-180/210-130,МВт/МВт

Турбина	rk	r	Wтхо	Wтфо	c	а	Qтфо
Т-180/210-130	2,316	1,3	-	0,6	24,4	29,89	302,5

Число часов использования электрической мощности h_ээ=5500 ч.

Число часов использования теплофикационной мощности:

h_тфо = Q_тфо / Q^чн_тфо = 2461314 / 520 = 4733,3 ч.

Принимаем h_тфо = 4750 ч.

Т_р = h_ээ + 500 ч = 5500 + 500 = 6000 ч.

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

Qтгод = a · T + rк · Nт · h - ?r · Эт + Q^чтхо · hтхо + Q^чтфо · hтфо;

Эт = Wтхо · Q^чтхо · hтхо + Wтфо · Q^чтфо · hтфо - c · T,

где, годовая энергетическая характеристика турбины Т-180/210-130:

Э^Т_Т-180 = 0,6 · 2 · 302,5 · 4750 - 24,4 . 6000 = 1577850 МВт.ч/год;

Q^Т_Т-180 = 29,89 · 6000 + 2,316 · 360 · 5500 - 1,3 . 1577850 + 2·302,5· 4750= 5587565 МВт.ч/год;

Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

Э_тэц = N_i · h_i (1 - Э_сн / 100 ),

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

Э_сн^Т-180 = 8 %.

Э_тэц = 360 · 5500 · (1 - 8 / 100) = 1821600 МВт·ч.

Общая потребность теплоты от паровых котлов:

Qка = 1,02 · (?Qт + Qроу) = 1,025587565 = 5,7·10⁶ МВт.ч/год.

Годовой расход условного топлива на паровые котлы:

Bка = Qка / (?ка · Kп) = 5,7.106 / (0,93 . 8,14) = 0,753.106 т у.т./год,

где, Kп = 7 Гкал/т у.т. = 8,14 МВт·ч/ т у.т;_ка = 0,93 - КПД котла.

Годовой расход условного топлива на ПВК:

Bпвк = Qпвк / (?пвк · Kп) = 304207 / (0,92 . 7) = 47237,1 т у.т./год,

где, Kп = 7 Гкал/т у.т._пвк = 0,92 - КПД ПВК.

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

Bтэц = Bка + Bпвк = 0,753.10⁶ + 47237,1 = 0,800.106 т у.т./год.

Принимаем цену тонны условного топлива Цтут = 220 у.е./т у.т.

Переменные годовые издержки:

Ипер = Bтэц · Цтут = 0,800 . 106 220 = 176 .106 у.е.

1.4 Расчёт приведенных затрат и полных капиталовложений в комбинированную схему 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 = 0,3.106 у.е./км; kлэп = 0,25.106 у.е./км.

Издержки:

Итс = 0,075 . 0,3.106 . 25 = 0,563.106 у.е./год;

Илэп = 0,034 . 0,25.106 . 35 = 0,298.106 у.е./год.

Приведенные затраты в варианте с ТЭЦ:

Зтэц = Eн · K?тэц + Ипост + Ипер + Eн · (kтс + kлэп) + Итс + Илэп = 0,12 . 540.106 + 46,89410⁶+ 176.106 + 0,12 ·(0,3.106+0,25.106)+0,563.106+ 0,298·106 = 288,62.106 у.е./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 430 МВт, т.е. 2 блока К-215-130 + 670 т/ч, на газомазутном топливе.

Общая мощность блоков КЭС: N_КЭС=2215=430 МВт.

Полные капиталовложения в КЭС:

K^*кэс = Nкэс · k = 430·10³ ·1300=559·10⁶ у.е.

Удельные капиталовложения в КЭС:

k = 1300 у.е./кВт.

Постоянные годовые издержки:

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

где, Р_ам-норма амортизационных отчислений для КЭС (Р_ам = 3,7 %);

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

З_сг- среднегодовая з/п с начислениями (З_сг = 6000 у.е./чел.-год);

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

1,3-коэффициент, учитывающий общестанционные расходы.

И*кэспост = 1,3(1,255910⁶3,7/100 + 0,7430 6000) = 34,61310⁶ у.е.

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= 430 5500· (1 - 5,5 / 100) = 2,23510⁶ МВтч.

Выработка электроэнергии на КЭС:

Э_i= N_кэс· h = 430·5500 = 2365000 МВтч.

Выработка электроэнергии одним блоком:

Э_i = Э_i / 2 = 2365000 / 2 = 1182500 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 холостой ход,

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

Э_эк-годовая выработка электроэнергии при мощности меньше экономической;

Т_р-число часов работы турбины в году.

Таблица 2.1 - Энергетические характеристики турбины К-215-130, МВт/МВт

Nном	а	r	r'	Nэк
215	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 1182500(215-188)/215= 141075 МВтч;

Э_эк= 1182500 - 141075 = 1041425 МВтч;

Q_т= 34,06000+2,18 1041425 + 2,29 141075 = 2,797·10⁶ МВт·ч/год.

Годовой расход топлива на 1 блок:

Bгод=Qтi / (?^б?каi·Kп)+Bn·n,

где,?^б?каi = 0,93 - КПД котла;

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

Bn-расход топлива на пуск блока;

n-число пусков блока в году.

Расход топлива на пуск из холодного состояния B^хn= 60 т у.т., число пусков n = 2.

Расход топлива на пуск из горячего состояния B^гn= 36 т у.т., число пусков n = 6.

Bгод =2,797·10⁶/(0,938,14 )+ 260+636=3,698·10⁵ т у.т.

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии:

bээ= Bгод / Э_i· (1-?Эсн / 100) = 3,698·10⁵/ 1182500· (1 - 5,5 /100) = 0,348 т у.т./МВт·ч.

Годовой расход топлива на КЭС:

Bкэс=?Bкэс = 2·Bгод = 2 · 3,698·10⁵ = 7,396 105 т у.т./год.

Переменные годовые издержки КЭС:

Икэс'пер=Bкэс · Цт= 7,396 .105 . 220 =162,712 106 у.е.

2.2 Расчет котельной

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 водогрейных котлов:

l = Qчтф/Qчнвк;

где, Qчнвк = 180 Гкал/ч - номинальная часовая производительность водогрейного котла:

l = 866,67 / 180 = 4,81;

Выбираем 5 водогрейных котла типа КВТК-180 производительностью 180 Гкал/ч.

Капиталовложения в основное оборудование:

Kкот = Qчкот · k = 900 ·0,1·10⁶=·90·10⁶ у.е.

Удельные капиталовложения:

k = 0,1·10⁶ у.е./Гкал.

Qчкот - суммарная теплопроизводительность котельной:

Qчкот = 5180 = 900 Гкал/ч.

Постоянные годовые издержки котельной:

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

где, Зсг-среднегодовая з/п с начислениями (Зсг = 6000 у.е./чел.-год);

Рам-норма амортизационных отчислений для котельных (Р_ам =6,5%);

k_шт-штатный коэффициент котельной (k_шт=0,21 чел/Гкал·ч).

Икотпост = 1,3 (1,1 90·10⁶ 6,5 / 100 + 0,21 900 6000) = 9,84 10⁶ у.е.

Годовой расход топлива на котельную:

Bкот = (1 - 0,02) · [Qтф / (?вк · Kп)],

где,?вк-КПД водогрейных котлов (?пк=0,88);

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

K_П-коэффициент перевода, K_П = 7 Гкал/т у.т.

Bкот = (1 - 0,02) · (2765521/ (0,88 7)) = 0,44·10⁶ 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) · ?,

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

Kкэс = 55910⁶(360 430) 1,05 = 491,4 10⁶ у.е..

Доля условно-постоянных эксплуатационных затрат КЭС рассчитывается также пропорционально мощности ТЭЦ:

Икэспост=И*кэспост ·? · Nтэц / Nкэс,

где: = 1,04 - коэффициент, учитывающий различие cхем энергоснабжения (в расходах энергии на собственные нужды, потери в сетях).

Икэспост = 34,61310⁶ 1,04 (360 / 430) = 30,13710⁶ у.е.

Доля условно-переменных затрат КЭС, учитываемая при раздельной схеме, находится пропорционально отпускаемой энергии:

Икэспер=И'кэспер?Этэц/Экэс = 162,712106 1,04 · 1,8216·10⁶ / 2,235·10⁶ = =137,92 ·10⁶ у.е.

Капиталовложения в раздельную схему:

Kр = Kкэс + Kкот + K^ртс + K^рлэп .

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП: L_тс = 10 км; l_лэп = 120 км.

Удельные капиталовложения: k_тс = 0,3^.10⁶ $/км;k_лэп = 0,25^.10⁶ $/км.

K^ртс = kтс · lтс = 0,3·10⁶ 10 = 3 .106 у.е.;

K^рлэп=kлэп · lлэп = 0,25·10⁶ 120 = 30.106 у.е.;

Kр = 491,4.106 + 90.106 + 3.106 + 30.106 = 614,4·106 у.е..

Годовые условно-переменные издержки раздельной схемы:

Ирпер=Икэспер+Bкот · Цтут = 137,92.106 + 0,44.106 . 220 = 234,72.106 у.е.

Приведенные затраты в раздельную схему:

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

где, Иртс = 0,075 · Kртс = 0,075 . 3.106 = 0,225.106 у.е.,

Ирлэп = 0,034 · Kрлэп = 0,034 . 30 .106 = 1,02.106 у.е..

Тогда:

Зр = 0,12 614,410⁶ + 30,13710⁶ + 9,8410⁶ + 234,7210⁶ + 0,22510⁶ + 1,0210⁶ = 349,67 10⁶ у.е./год.

Так, как ЗТЭЦ = 288,6210⁶ у.е./год < Зр = 349,6710⁶ у.е./год, то предпочтительнее строительство ТЭЦ.



3. Технико-экономические показатели

3.1 Комбинированная схема

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=?Qтi - (Qтхоi ⁺ Qтфоi) = 5587565·0.859845 - (0 + 2461314) =2,343 10⁶ Гкал/год= 2,725·10⁶ МВт·ч/год.

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ = Qэ / ?^бка · Kп) = 2,725·106 / (0,93 . 8,14) = 0,36.106 т у.т.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qээ = Qэ / Этэц = 2,343.106 1821600 = 1,286 Гкал/МВт·ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ = Bээ / Этэц = 0,36·106 1821600 = 0,198 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 электроэнергии на производство теплоты:

Bтэ = 0,810⁶ - 0,3610⁶ + 0,08 1821600 0,198 = 0,469·10⁶ т у.т.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ = Bтэ / (Qтх + Qтф) = 0,469.106 / (0 + 2765521) = 0,1696 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

?ээ ? 0,123 / bээ = 0,123 0,198 = 0,621.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

?тэ ? 0,143 / bтэ = 0,143 0,1696 = 0,843.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост = Итэцпост . (Bээ / Bтэц) = 46,894106 . 0,36.106 / (0,800.106) = =21,102.106 у.е.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост = Итэцпост . (Bтэ / Bтэц) = 46,894.106 . 0,469.106 / (0,8.106) = 27,492106 у.е.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ = (Иээпост + Bээ Цтут) / Этэц = (21,102.106 + 0,36.106 . 220) / 1821600 = 55,063 у.е./МВт·ч.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ = bээ Цтут = 0,198 . 220 = 43,56 у.е./МВт·ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ = (Итэпост + Bтэ Цтут) / Qтэц = (27,492.106 + 0,469 .106 . 220) / (2765521) = 47,25 у.е./Гкал.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ = bтэ Цтут = 0,1696 . 220 = 37,312 у.е.Гкал.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ = (Зтэц / Этэц) (Bээ / Bтэц) =(288,62106 / 1821600) (0,36.106 / 0,8.106) = 71,3 у.е./МВт·ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ = (Зтэц / Qтэц) (Bтэ / Bтэц) = (288,62.106 / (2765521)) Ч(0,469.106 / 0,8.106) = 61,183 у.е./Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо = (Цнээ . Этэц + Цнтэ . Qтэц) / Kтэц = (94,81 . 1821600+ 43,896 . (2765521)) / 540.106 = 0,545,

где, Ц_ТЭ^Н = С_ТЭ^Т / (1 - R) = 37,312 / (1 - 0,15) = 43,896 у.е./Гкал.

Ц_ЭЭ^Н = С_ЭЭ^Т / (1 - R) + bээ Цтут = 43,56 / 0,85 + 0,198 . 220 94,81 у.е./МВт.ч.

Показатель фондовооружённости:

Kфв = Kтэц / (Nтэц kшт) = 540 . 106 / (360 . 0,8) = 1,875 .106 у.е./чел.

3.2 Раздельная схема

КЭС

Полный расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ = Qтi (1 + ?П / 100) = 2,797·10⁶ (1 + 1,2 100) = 2,831·10⁶ МВт·ч,

где, ?П=1,2% - показатель, учитывающий отклонение параметров от номинальных.

Удельный расход тепла на турбоагрегаты:

qт = Qэ / Экэс = 2,831·10⁶ 2,235·10⁶ = 1,267 Гкал/МВт.

КПД турбоустановки:

?т = 1 / qт = 1 1,267 = 0,789.

КПД КЭС по отпуску электроэнергии:

?ээ = 0,123 / bээ = 0,123 0,348 = 0,353.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ = bээ Цтут = 0,348 . 220 = 76,56 у.е./МВт·ч.

Себестоимость электроэнергии на шинах КЭС:

Сээ = Стээ + Икэспост / Экэс = 76,56 + 30,137.106 /(2,235·10⁶) = 90,044 у.е./МВт·ч.

Удельные приведенные затраты на КЭС на производство электроэнергии:

Зээ = (Eн K*кэс + И*кэспост +И*кэспер) / Экэс = (0,12 . 559.106 + 34,613.106 + 162,712.106) / (2,235·10⁶) = 118,302 у.е./МВт·ч.

Показатель фондоотдачи:

Kфо = Цнээ . Экэс / K*кэс = 166,63. 2,235·10⁶/(559.106)=0,666,

где, Ц_ЭЭ^Н = С_ЭЭ^Т / (1 - R) + bээ Цтут = 76,56 / 0,85 + 0,348 . 220 = 166,63 у.е./МВт.ч.

Показатель фондовооружённости:

Kфв = K*кэс / (Nкэс kшт) = 559.106 / (430 . 0,7) = 1,857.106 у.е/чел.

Котельная

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ = Bкот / (Qтх + Qтф) = 0,44.106 (0 + 2765521) = 0,159 т у.т./Гкал.

КПД котельной по отпуску теплоты:

?тэ ? 0,143 / bтэ = 0,143 0,159 = 0,899.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ = bтэ . Цтут = 0,159 . 220 = 34,98 у.е./Гкал.

Себестоимость тепла, отпускаемого котельной:

Стэ = Сттэ + Икотпост / (Qтх + Qтф) = 34,98 + 9,8410⁶ / (0 +2765521) = 38,538 у.е./Гкал.

Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты:

Зтэ = (Eн . Kкот + Икотпост + Bкот . Цтут) / (Qтх + Qтф) = (0,12 . 90.106+ 9,84.106 + 0,4410⁶ . 220) / (0 + 2765521) = 42,466 у.е./Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо = Цнтэ . (Qтх + Qтф) / Kкот =41,153. (0 + 2765521) / 90.106 = 1,265,

где, Ц_ТЭ^Н = С_ТЭ^Т / (1 - R) = 34,98 / 0,85 = 41,153 у.е./Гкал.

Показатель фондовооружённости:

Kфв = Kкот / (Qкот . kшт) = 90.106 / (900 . 0,21) = 0,47610⁶ у.е./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 = 540·10⁶ + 0,3·10⁶·25 + 0,25.10⁶ . 35 = 556,25·10⁶ у.е.

Ликвидная стоимость основных фондов:

С_оф^л = 5% · С_оф^б = 0,05· 556,25·10⁶ = 27,813·10⁶ у.е.

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

Ц_ТЭ^Н = С_ТЭ^Т / (1 - R) = 37,312 / 0,85 = 43,896 у.е./Гкал.

Ц_ЭЭ^Н = С_ЭЭ^Т / (1 - R) + bээ · Цтут = 43,56/ 0,85 + 0,198 . 220= 94,81 у.е./МВт.ч.

Расчётный срок работы оборудования по формуле:

Прибыль после ввода в работу всего оборудования по формулам:

,

,

,

Прибыль после ввода в работу всего оборудования (i=4,,19):

П_р1 = 94,81 · 1821600 + 43,896 · (2765521) - 223,755·10⁶ + 29,481·10⁶ = 99,827·10⁶ у.е

Прибыль после ввода в работу одной турбины (i=3):

,

Капиталовложения распределены так, что в 0 год поступает 30%, в 1 год - 5%, во 2 год - 21%, в 3 год - 36%, в 4 год - 8%.

Капиталовложения по годам находим по формулам:

,

,

,

,

,

,

,

Расчетная формула NPV:

,

,

где процентная ставка.

а) Принимаем процентную ставку r = 10%:

Выполняем на ПК аналогичные расчеты, принимая r = 20% и r = 30%.

4.2 Раздельная схема энергоснабжения

Балансовая стоимость основных фондов:

С_оф^б = К_р = 614,4 ·106 у.е.

Ликвидная стоимость основных фондов:

С_оф^л = 5% · С_оф^б = 0,05 · 614,4 ·106 = 30,72 ·10⁶ у.е.

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

Ц_ЭЭ^Н = С_ЭЭ^Т / (1 - R) + bээ Цтут = 76,56 / 0,85 + 0,348 . 220 = 166,63 у.е./МВт.ч.

Ц_ТЭ^Н = С_ТЭ^Т / (1 - R) = 34,98 / 0,85 = 41,153 у.е./Гкал.

Срок службы КЭС и котельной принимаем Т_сл=19 лет.

Норма амортизации по формуле:

,

Прибыль после ввода в работу всего оборудования:

П_р = Ц_ээ^н · Э_кэс + Ц_тэ^н · Q_кот - И_? + И_А

где, И_? = И_пост + И_пер + И_тс + И_лэп = (30,13710⁶ + 9,8410⁶) + 234,72·10⁶ + 0,225·10⁶ + 1,02·10⁶ = 275,942·10⁶ у.е.,

И_А = С_оф^б · Р_А / 100 = 614,4·106 · 5,3 / 100 = 32,563·10⁶ у.е.

П_р1 = 166,63 · 2,235·10⁶ + 41,153 · 2765521 - 275,942·10⁶ + 32,563·10⁶ = 99,562·10⁶ у.е.

Прибыль после ввода в работу одной турбины (i=3):

,

Капиталовложения распределены так, что в 0 год поступает 30%, в 1 год - 5%, во 2 год - 21%, в 3 год - 36%, в 4 год - 8%.

Капиталовложения по годам находим по формулам:

,

,

,

,

,

,

,

Расчетная формула NPV:

,

,

где процентная ставка.

а) Принимаем процентную ставку r = 10%:

Выполняем на ПК аналогичные расчеты, принимая r = 20% и r = 30%.

Рисунок 4.1 - ??????????? ???????? ? ????????????? ????? ??? ?? ????? ?????????????

Рисунок 4.2 - Зависимость вложений в строительство от срока строительства раздельной схемы

Рисунок 4.3 - График изменения прибыли для ТЭС

Рисунок 4.4 - График изменения прибыли для раздельной схемы

Рисунок 4.5 - Зависимость NPV от r

Рисунок 4.6 - Зависимость NPV от t при различных r для варианта 1

Рисунок 4.7 - Зависимость NPV от t при различных r для варианта 2

Рисунок 4.8 - Зависимость NPV от t при r=10% для двух вариантов

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

Срок окупаемости для 1 варианта - 12 лет, для 2 варианта - 14 лет при r=10%, что говорит о экономичности первого варианта.

Сделанный вывод подтверждается также зависимостью NPV от периода окупаемости для различных ставок рефинансирования на рисунках 4.6, 4.7, 4.8.



5. Результаты расчета

Результаты, полученные в ходе расчета курсовой работы, сведем в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Сводная таблица результатов курсовой работы

№	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Комбинированная схема	Раздельная схема
				общий показатель	электроэнергия	теплота	общий показатель	КЭС	котельная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Установленная мощность	N Q	МВт Гкал/ч		360	880		430	900
2	Число часов использования установленной мощности	h	ч/год		5500	4750		5500	4750
3	Годовой отпуск энергии	Э Qгод	МВт ч/ год Гкал/год		1,822 млн	2,77 млн		2,235 млн	2,77 млн
4	Удельный расход тепла	qэ	Гкал/МВт ч		1,286			1,267
5	Удельный расход топлива на производство энергии	bээ/ bтэ	тут/ МВт ч тут/ Гкал		0,198	0,17		0,348	0,159
6	КПД по производству энергии	ээ, тэ	%		62,1	84,3		35,3	89,9
7	Полные капиталовложения	K	млн $	540			614,4	491,4	90
8	Условно-постоянные издержки	Ипост	млн $ год	46,894			39,977	30,137	9,84
9	Годовой расход топлива	В	тут/год	0,8 млн	0,36 млн	0,47 млн	1,18 млн	0,74 млн	0,44 млн
10	Переменные издержки	Ипер	млн $ год	176			234,72	137,92	96,8
11	Приведенные затраты	Зпр	млн $ год	288,62			349,67
12	Удельные приведенные затраты	Зээ Зтэ	$/МВт ч $/Гкал		71,3	61,2		118,3	42,47
13	Цена тонны условного топлива	Цтут	$/тут	220			220
14	Топливная составляющая себестоимости	Стээ Сттэ	$/МВт ч $/Гкал		43,56	37,31		76,56	34,98
15	Себестоимость энергии	Сээ Стэ	$/МВт ч $/Гкал		55,06	47,25		90,044	38,538
16	Показатель фондоотдачи	Кфо	$/$	0,545				0,666	1,265
17	Показатель фондовооруженности	Кфв	$/чел	1,875 млн.				1,857 млн	0,476 млн
18	Штатный коэффициент	kшт	чел/МВт чел / Гкал	0,8				0,7	0,21
19	Норма амортизации	Рам	%	5,3				3,7	6,5
20	Удельные капиталовложения	k	$/кВт $ / Гкал	1500				1300	0,1 млн.
21	Чистый дисконтируемый доход	NPV	млн. у.е.	159,3			109,03
22	Внутренняя норма доходности	IRR	%	16,02			14,23
23	Динамический срок окупаемости	Тд	лет	12			14

Заключение

В данной работе на основании технико-экономического анализа приводится обоснование строительства ТЭЦ и сравнение ее с КЭС и котельной.

Одним из критериев экономической эффективности служит минимум приведенных затрат.

,

Также удельные приведенные затраты:

,

.

Приведенные затраты меньше у комбинированной схемы.

Сравним энергетические показатели обоих схем.

Удельный расход тепла .

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

.

Тепловой энергии:

.

КПД по производству электрической энергии:

,

КПД по производству тепловой энергии:

,

Годовой расход топлива:

.

Сравнение экономических показателей.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии

,

Себестоимость электроэнергии:

.

Себестоимость тепловой энергии

.

При сравнении вариантов по чистому дисконтированному доходу видно, что вариант с комбинированной схемой предпочтительнее варианта с раздельной схемой .

Прежде всего, этот вывод сделан на сравнении приведенных затрат при условии энергетической сопоставимости вариантов З_комб < на 21,15% , то предпочтительнее строительство ТЭЦ .

Кроме того, технико-экономические показатели производства теплоты отличаются незначительно (котельная более экономична), однако, при сравнении технико-экономических показателей производства электроэнергии очевидно преимущество ТЭЦ, сравнение приведено выше.



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.

Размещено на Allbest.ru