Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Обоснование инвестиций в строительство теплоутилизационной установки

Обоснование инвестиций в строительство теплоутилизационной установки

Оценка эффективности инвестиций к элементам теплоэнергетических систем - теплоутилизационным установкам промышленных предприятий. Расчет выхода и полезного использования вторичных энергоресурсов. Энергоснабжение в зонах централизованного энергоснабжения.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 03.11.2014
Размер файла 310,9 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.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

СЕВЕРО-ЗАПАДНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЗАОЧНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра теплотехники и теплоэнергетики

Курсовой проект

Обоснование инвестиций в строительство ТУУ

Дисциплина: Энергетика предприятия

Выполнила студентка:

Рыжкова Елена Владимировна

Проверил: Пакшин Александр Васильевич

г. Санкт-Петербург

2009г.

1. ВВЕДЕНИЕ

Промышленные предприятия являются одним из основных потребителей топлива и других энергоресурсов в стране, поэтому рациональное построение систем их энергоснабжения имеет большое народнохозяйственное значение.

Экономия энергоресурсов на промышленных предприятиях может в основном достигаться двумя путями: применением энергосберегающей технологии и рациональным построением системы энергоснабжения предприятий, в частности оптимальным построением его теплоэнергетической системы (ТЭС ПП).

Теплоэнергетические системы промышленных предприятий связывают в единый комплекс все потоки энергоресурсов (ЭР), потребляемых и генерируемых как энергетическими, так и технологическими агрегатами, а также ЭР от внешних источников.

Теплоэнергетические системы современных и перспективных промышленных предприятий (ТЭС ПП) энергоемких отраслей промышленности представляют собой сложные комплексы тесно взаимосвязанных по потокам различных энергоресурсов как заводских энергоустановок различных типов и назначений, так и технологических агрегатов, которые потребляют одни виды (обычно несколько) и одновременно генерируют другие виды ЭР, которые не могут быть полностью потреблены в данном производстве, но могут быть использованы для обеспечения работы других технологических и энергетических агрегатов. При этом как потребление, так и генерирование технологическим агрегатом обычно нескольких видов ЭР целиком определяются режимами его работы и особенностями технологических процессов каждого агрегата, которые, как правило, не могут быть стабильными, жестко фиксированными. Это обстоятельство весьма усложняет построение ТЭС ПП, особенно когда выход ЭР от технологических агрегатов составляет до половины и более потребления ЭР всем заводом.

От правильно организованной работы всех элементов теплоэнергетической системы завода, взаимно увязанной по реальным графикам потреблений и выходов различных ЭР, зависит бесперебойность и экономичность работы как отдельных агрегатов, цехов, так и предприятий в целом, а также степень народнохозяйственной эффективности использования различных ЭР, сведение к минимуму потерь ЭР и сброса различных загрязнений в окружающую среду.

Теплоэнергетическая система промышленного предприятия не является механической суммой различных энергетических и технологических агрегатов, а представляет собой новое сложное образование, имеющее свои закономерности и специфические особенности. Рациональное построение ТЭС ПП определяет состав, параметры и режимы работы энергетических установок завода, включая утилизационные, а также связи с внешними источниками или потребителями энергоресурсов (топлива, электроэнергии и др.).

Известно, что оптимальные решения могут находиться только при системном подходе, т. е. с учетом показателей всего комплекса взаимосвязанных установок. Изолированное рассмотрение отдельных установок (типы, мощность, параметры, режимы и др.) может приводить к крупным просчетам.

Между тем потоки энергоресурсов на предприятиях огромны. Так, на крупном металлургическом заводе потребление условного топлива эквивалентно примерно 8 млн. т/год, в том числе около 4 млн. т образующихся горючих технологических газов.

Рациональное построение ТЭС ПП, в частности, особенно важно для малоотходных или безотходных промышленных предприятий. Изучаются также режимные характеристики и специфические эксплуатационные особенности некоторых энергетических агрегатов, которые часто являются по существу элементами технологических аппаратов и непосредственно влияют на эффективность их работы. Практика показала, что недостаточное знание и учет как энергетиками, так и технологами режимных характеристик и особенностей различных видов оборудования нередко приводили к различным неполадкам в реальных условиях их работы, снижению производительности технологических агрегатов, энергетическим потерям, снижению надежности и т.п. Рационализация технологических процессов и разработка новых также требуют знания режимных характеристик связанного с ними энергетического оборудования, иначе эффективность новых разработок будет в реальных условиях гораздо ниже проектной.

Суровые климатические условия в России предопределяют теплоснабжение как наиболее социально значимый и в то же время наиболее топливоемкий сектор экономики: в нем потребляется почти 40% энергоресурсов, используемых в стране, а более половины этих ресурсов приходится на коммунально-бытовой сектор.

В настоящее время около 72% всей тепловой энергии производится централизованными источниками (мощностью более 20 Гкал/ч), остальные 28% производятся децентрализованными источниками, в том числе 18% - автономными и индивидуальными источниками. Кроме того, незначительная часть спроса на тепловую энергию (4,5 %) удовлетворяется за счет утилизации сбросного тепла от технологических установок, а доля тепла, получаемого от возобновляемых источников энергии, пренебрежимо мала.

Теплоснабжение такой северной страны, как Россия, должно относиться к числу важнейших приоритетов государственной экономической и энергетической политики. При этом основной задачей является создание системы, обеспечивающей скоординированную работу различных государственных и частных предприятии и организаций в интересах потребителей. После создания такой системы за государством должна остаться разработка стратегических направлений развития теплоснабжения, анализ возможных проблем и поиск путей их решения, государственный надзор.

В рассматриваемой перспективе прогнозируется рост производства тепловой энергии в 2010 г. на 9-13 % и в 2020 г. на 22-34 % больше, чем в 2000 г. При этом предусматривается рост реального потребления тепловой энергии в 1,4-1,5 раза за счет сокращения потерь и использования высокого потенциала энергосбережения в этом секторе энергетики.

Поскольку теплоснабжение в России играет высокую социальную роль, повышение его надежности, качества и экономичности является безальтернативной задачей. Любые сбои в обеспечении тепловых потребностей негативным образом воздействуют на экономику страны и усиливают социальную напряженность. Поэтому в рассматриваемой перспективе государство должно оставаться важнейшим агентом экономических отношений в отрасли.

Намечаемые уровни развития теплоснабжения и теплофикации, коренная модернизация и техническое перевооружение отрасли потребуют значительного роста инвестиций. Основным источником капитальных вложений будут являться собственные средства предприятий отрасли, государственное (муниципальное) финансирование, заемные средства, в том числе инвестиционных и финансовых структур, привлеченные на условиях проектного финансирования.

Стратегическими целями использования возобновляемых источников энергии и местных видов топлива являются:

* сокращение потребления невозобновляемых ТЭР;

* снижение экологической нагрузки от ТЭК;

* обеспечение децентрализованных потребителей и регионов с дальним и сезонным завозом топлива;

* снижение расходов на дальнепривозное топливо.

При проведении региональной энергетической политики важное значение имеет оптимальное использование возобновляемых источников энергии и местных видов топлива.

Необходимость развития возобновляемой энергетики определяется ее ролью в решении следующих проблем:

* обеспечение устойчивого тепло- и электроснабжения населения и производства в зонах децентрализованного энергоснабжения, в первую очередь в районах Крайнего Севера и приравненных к ним территориях. Объем завоза топлива в эти районы составляетоколо 7 млн т нефтепродуктов и свыше 23 млн т угля;

* обеспечение гарантированного минимума энергоснабжения населения и производства в зонах централизованного энергоснабжения, испытывающих дефицит энергии, предотвращение ущербов от аварийных и ограничительных отключений;

* снижение вредных выбросов от энергетических установок в городах и населенных пунктах со сложной экологической обстановкой, а также в местах массового отдыха населения.

Целью курсового проекта является оценка эффективности ИП в приложении к таким важным элементам теплоэнергетических систем, какими являются теплоутилизационные установки (ТУУ) промышленных предприятий, обоснование инвестиций в строительство ТУУ по трем альтернативным вариантам. При этом также рассчитывается выход и полезное использование вторичных энергоресурсов (ВЭР).

теплоутилизационная установка инвестиция энергоснабжение

2. ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Исходными данными для выполнения проекта являются:

давление и температура технологического пара и ;

доля возврата и температура конденсата технологического пара и ;

количество нагревательных печей на промпредприятии ;

объёмный расход отходящих газов одной печи ;

температура отходящих газов печи перед КУ ;

годовое время эксплуатации нагревательных печей;

паропроизводительность УИО ;

расчетный отпуск пара на производственно-технологические нужды предприятия ;

расчетные нагрузки отопления-вентиляции и горячего водоснабжения промышленного предприятия и ;

тип котлотурбинного оборудования ТЭЦ предприятия;

годовое время использования максимума технологической нагрузки ;

климатические условия города (условное место строительства);

численность населения в районе теплоснабжения ;

тип системы теплоснабжения (СТО ? открытая, СТЗ ? закрытая);

топливо, используемое в паровых котлах ТЭЦ (Т ? твердое; ГМ ? газ и мазут).

Таблица 1

Исходные данные на курсовое проектирование (ИД)

Характеристика

Условное обозначе-ние

Источник

ИД по шифру

1

2

3

4

1. Расчётная нагрузка по промпару, кг/с

Табл. 1 КП [3]

50

2. Параметры промпара

2.1. Давление, МПа

Табл. 3 КП [3]

1,2

2.2. Температура, °С

Табл. 3 КП [3]

215

2.3. Энтальпия, кДж/кг

[19]

2906

2.4. Годовое время использования максимума, ч

Табл. 3 [2]

4400

3. Обратный конденсат

3.1. Доля возврата

Табл. 3 КП [3]

0,9

3.2. Температура, °С

Табл. 3 КП [3]

95

3.3. Энтальпия, кДж/кг

[19]

398

4. Расчетная нагрузка по горячей воде, МВт

4.1. Отопления и вентиляции промпредприятия

Табл. 1 КП [3]

70

4.2. ГВС промпредприятия

Табл. 1 КП [3]

12

5. Печи промпредприятия

5.1. Количество, шт.

Табл. 1 КП [3]

1

5.2. Расчётный расход дымовых газов, м3/с

Табл. 1 КП [3]

34

5.3. Температура дымовых газов на выходе, °С

Табл. 2 КП [3]

850

5.4. Расчётная паропроизводительность УИО, кг/с

Табл. 1 КП [3]

2,5

5.5. Годовое время эксплуатации, ч

Табл. 2

6100

6. Расчётный тепловой поток на отопление, Вт/м2

П 3 [2]

79,4

7. Средний тепловой поток на ГВС, Вт/чел

П 4 [2]

376

8. Численность населения, тыс.чел

Табл. 2 [2]

130

9. Система теплоснабжения

Табл. 1 [2]

СТО

10. Топливо

Табл. 3 [2]

ГМ

11. Котлы

Табл. 2 КП [3]

Е-420

12. Турбины

Табл. 2 КП [3]

ПТ-60

3. ПРОМЫШЛЕННО-ОТОПИТЕЛЬНАЯ ТЭЦ

3.1 ТЕПЛОВЫЕ НАГРУЗКИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

3.1.1 ПРОИЗВОДСТВЕННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТРЕБИТЕЛИ (ПАР)

Расчетная технологическая нагрузка с учетом потерь в тепловых сетях определяется по формуле, кВт (МВт) и Гдж/ч) [4]

(1)

где ? энтальпии технологического пара, обратного конденсата и холодной воды зимой (температура и давление холодной воды зимой соответственно 5С и 0,4 МПа), кДж/кг;

? доля тепловых потерь в паровых сетях (принимается равной 0,05).

Годовой отпуск теплоты технологическим потребителям, ГДж

(2)

Годовой график технологических нагрузок строится в виде ступенчатой линии или столбчатой диаграммы, а высота каждой ступеньки или столбца соответствует средней нагрузке за рассматриваемый месяц i, определяемой по формуле

(3)

где ? относительная величина средней технологической нагрузки месяца i;

? сумма относительных величин средних технологических нагрузок по месяцам за год (Прилож. П 2 [2]).

Расчет приведен в Приложении 1 настоящей работы.

По итогам расчетов построена диаграмма среднемесячных нагрузкок производственно-технологических потребителей по пару (рис.1).

3.1.2 КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫЕ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ (ГОРЯЧАЯ ВОДА)

Нагрузки коммунально-бытовых потребителей определены в соответствии со СНиП [9,10].

Расчетные тепловые нагрузки.

Расчетная нагрузка отопления, Вт (МВт) и ГДж/ч

(4)

где - укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1м2 общей площади (Прилож.П 3 [2]), Вт/м2;

- общая площадь жилых зданий, м2;

- норма общей площади в жилых зданиях на 1 чел (принимается равной 18 м2/чел.);

= 0,25 - коэффициент, учитывающий долю теплового потока на отопление общественных зданий.

Расчетная нагрузка вентиляции, Вт (МВт) и ГДж/ч

(5)

где - коэффициент, учитывающий долю теплового потока на вентиляцию общественных зданий (= 0,6 - для зданий постройки после 1985г.).

Расчетная нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

(6)

где - укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на 1 чел. (Прилож. П 4 [2]), Вт/чел.

Расчетная нагрузка коммунально-бытовых потребителей, Вт (МВт) и ГДж/ч

(7)

Средние тепловые нагрузки.

Средняя нагрузка отопления, Вт (МВт) и ГДж/ч

(8)

где - средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий (=18єС - для жилых и общественных зданий, =16єС - для производственных зданий);

- расчетная для отопления и средняя за отопительный период температуры наружного воздуха (Прилож. П 5 [2])

Средняя нагрузка вентиляции, Вт (МВт) и ГДж/ч

(9)

Средняя за отопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

(10)

Средняя за неотопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

(11)

где =5єС и =15єС ? соответственно температуры холодной (водопроводной) воды в отопительный и неотопительный период;

? коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному (= 0,8 - для жилых и общественных зданий; =1,5 - для курортных и южных городов; =1 - для промышленных предприятий).

Средняя за отопительный период нагрузка коммунально-бытовых потребителей

. (12)

Годовые расходы теплоты.

Годовой расход теплоты на отопление, ГДж

(13)

где ? длительность отопительного периода (Прилож.П 5 [2]), ч.

Годовой расход теплоты на вентиляцию, ГДж

(14)

где z =16 ч - время работы за сутки систем вентиляции общественных зданий.

Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение, ГДж

(15)

Годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, ГДж

(16)

Отпуск теплоты по сетевой воде.

Сантехническая нагрузка промышленного предприятия покрывается сетевой водой [9] и суммируется с коммунально-бытовой нагрузкой.

Расчетная сантехническая нагрузка, МВт и ГДж/ч

(17)

Средние нагрузки () и годовые расходы теплоты () на отопление, вентиляцию и ГВС промпредприятия рассчитывают по приведённым выше формулам для коммунально-бытовых потребителей. Годовой расход теплоты на сантехнические нужды промпредприятия, ГДж

(18)

С учетом тепловых потерь в сетях расчетная нагрузка потребителей сетевой воды составит, МВт и ГДж/ч

, (19)

а годовой отпуск теплоты по сетевой воде, Гдж

, (20)

где ? доля тепловых потерь в тепловых сетях (принимается равной 0,04 при надземной прокладке, прокладываемые трубопроводы изолированы пенополиуретаном (ППУ) и имеют гидроизоляционную оболочку (ГО) из полиэтилена).

Результаты расчета тепловых нагрузок сведены в таблицу (Приложение 1).

3.2 ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ТЭЦ

В качестве основного источника теплоснабжения сооружается паротурбинная ТЭЦ. К основному оборудованию ТЭЦ относят паровые (ПК), водогрейные котлы (ПВК) и паровые турбины (ПТ). Выбираем основное оборудование ТЭЦ.

По заданию даны паровые котлы Е-420 и турбины ПТ-60 со следующими характеристиками:

Таблица 2

Характеристики паровых котлов Е-420-13,8ГМ

Номинальная паропроизводительность, кг/с

Параметры пара

Температура питательной воды, єС

Топливо

КПД брутто, %

Давление, МПа

Температура, єС

116,7

13,8

560

230

ГМ

93,5ч94,7

Таблица 3

Характеристики теплофикационных паровых турбин ПТ-60/75-12,8/1,3

Электрическая мощность, МВт

Начальные параметры пара

Расход пара на турбину, кг/с

Номинальная нагрузка отбора

Нагрузка встроенного пучка, МВт

Номи-нальная

Макси-мальная

Давле-ние, МПа

Темпера-тура, єС

Номи-нальный

Макси-мальный

Произ-водс-твенно-го, кг/с

Отопи-тель-ного, МВт

60

75

12,8

555

97,5

107,5

38,9

61,5

5

Проверим значения коэффициентов теплофикации по пару и сетевой воде, которые должны меняться в пределах соответственно = 0,7...1,0 и = 0,4...0,7.

, (21)

, (22)

где ? расчетный отпуск пара из производственных отборов и противодавления выбранных турбин типа ПТ и Р, кг/с;

? расчетный отпуск теплоты из отопительных отборов и встроенных пучков конденсаторов выбранных турбин типа Т и ПТ, МВт.

Т.к. отличается от рекомендуемого, то для его увеличения необходимо добавить турбину типа Т [2]. Выбираем турбину Т-50/60-12,8 со следующими характеристиками:

Таблица 4

Характеристики теплофикационных паровых турбин Т-50/60-12,8

Электрическая мощность, МВт

Начальные параметры пара

Расход пара на турбину, кг/с

Номинальная нагрузка отбора

Нагрузка встроенного пучка, МВт

Номи-нальная

Макси-мальная

Давле-ние, МПа

Темпера-тура, єС

Номи-нальный

Макси-мальный

Произ-водс-твенно-го, кг/с

Отопи-тель-ного, МВт

50

60

12,8

555

66,7

69,4

?

105

6

Проверим коэффициент теплофикации по сетевой воде:

Пиковые паровые нагрузки технологических потребителей покрываются от паровых котлов через редукционно-охладительные установки (РОУ), а пиковые нагрузки потребителей сетевой воды ? от пиковых водогрейных котлов (ПВК) в соответствии с выражением

. (23)

Избыточная теплопроизводительность однотипных ПВК должна быть минимальной.

Выбор типа и количества паровых котлов производится по сумме максимальных расходов свежего пара на все турбины и РОУ с коэффициентом 1,02 для компенсации неучтенных потерь в цикле ТЭЦ, кг/с

, (24)

где , (25)

? энтальпии свежего пара и питательной воды паровых котлов, кДж/кг; = 0,98 ? КПД РОУ.

Расчет представлен в Приложении 2.

3.3 ГОДОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЭЦ

Годовая выработка электроэнергии определяется из условий эксплуатации ТЭЦ. При установке на ТЭЦ турбин типа ПТ и Т, она складывается из выработки электроэнергии на технологическом (пар) и отопительном (сетевая вода) теплопотреблении, рассчитываемых по формулам, кВт·ч

, (26)

, (27)

где ? нагрузка производственных отборов выбранных турбин, кг/с;

? нагрузка отопительных отборов выбранных турбин, МВт;

? годовой коэффициент теплофикации по пару и сетевой воде;

? коэффициенты аварийного и ремонтного простоя (среднегодовые значения ориентировочно принимаются равными соответственно 0,98 и 0,92…0,94);

? средневзвешенные значения удельной выработки электроэнергии на технологическом и отопительном теплопотреблении, которые представляют собой, кВт·ч/ГДж

, (28)

, (29)

а соответствующие значения удельной выработки электроэнергии для выбранных типов турбин приведены в Приложении П.9 [2].

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ складывается из годовых расходов на отпуск электроэнергии (ВЭ) и теплоты (ВТ), вычисляемых по формулам, тут

, (30)

, (31)

где ,? удельный расход топлива на отпуск электроэнергии и теплоты от ТЭЦ с высокими параметрами пара (ориентировочно: при работе на ГМ = 0,324 кгут/кВт·ч и = 34,0 кгут/ГДж, а на Т соответственно ? 0,354 кгут/ кВт·ч и 34,5 кгут/ГДж [18]);

? удельный расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ (принимаем равным 7%).

Расчет годовых показателей ТЭЦ приведен в Приложении 3.

4. ТЕПЛОУТИЛИЗАЦИОННАЯ УСТАНОВКА

4.1 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТУУ

За нагревательными печами устанавливаются котлы-утилизаторы типа КУ, которые выбираются из Приложения 2 КП [3].

Выберем оборудование ТУУ.

1. Тип и количество КУ.

Оптимальным считается количество КУ n1, равное количеству печей. На данном предприятии используется 1 печь.

По исходным данным выбираем один котел-утилизатор КУ-125 со следующими номинальными характеристиками:

Таблица 5

Номинальные характеристики котла-утилизатора

Отходящие газы печи в КУ

Перегретый пар

Площадь поверхности, м2

Масса с армату-рой

Расход, м3/с

(тыс.м3/ч)

Температура, єС

Расход, кг/с

Давле-ние, МПа

Темпе-ратура, єС

ИЧ

П

ВЭ

Вход

Выход

34,7 (125)

850

215

11,33

4,5

385

1270

144

615

140

Паропроизводительность выбранного КУ:

, (32)

где - номинальная паропроизводительность выбранного КУ, кг/с.

.

2. Направление использования ВЭР.

По выбранному типу КУ (давление перегретого пара 4,5 МПа) определяем использование ВЭР: комбинированное.

3. Тип и количество утилизационных паровых турбин.

Количество устанавливаемых УТ должно быть минимальным, поскольку резервирование энергоснабжения осуществляется от ТЭЦ. При выборе типа турбин необходимо стремиться к максимуму выработки электроэнергии и теплоты при возможной паропроизводительности КУ и УИО и заданных параметрах технологического пара.

Возможный расход пара на УТ составляет, кг/с

(33)

Пар УИО может быть использован в УТ только после перегрева в

ЦП-60-С-45 (Приложение 4 КП [3]). Свежий пар должен обеспечить работу УТ с нагрузкой не менее 70 % номинальной.

Таблица 6

Характеристики центрального пароперегревателя ЦП-60-С-45

№

Характеристика

Значение

1

Паропроизводительность, кг/с

11,11

2

Давление насыщенного пара на входе, МПа

4,5

3

Температура пара, єС

на входе

на выходе

259

445

4

Температура уходящих газов, єС

240

5

Температура воздуха, єС

на входе

на выходе

35

330

6

Температура природного газа, єС

на входе

на выходе

30

170

7

Расход природного газа, м3/с (кгут/с)

0,183 (0,225)

8

Площадь поверхности нагрева, м2

радиационной и конвективной частей

воздухоподогревателя I и II ступени

газоподогревателя

26,6

165

69,4

9

Сопротивление, кПа

по пару

по продуктам сгорания

по воздуху

по газу

270

1,1

1,06

0,56

10

Масса металла, т

26

При выборе однотипных УТ коэффициент их загрузки равен

, (34)

где ? номинальный расход свежего пара на УТ выбранного типа, кг/с (Прилож. П.12 [3]).

С целью упрощения расчётов при выборе разнотипных УТ (УТ1 и УТ2) предполагалось пропорциональное распределение свежего пара на обе турбины. Поэтому они рассматриваются в качестве одной турбины с суммарным расходом свежего пара и суммарными нагрузками производственных и отопительных отборов.

Выбор начинался с УТ, которым соответствуют максимальные значения электрической мощности и параметров свежего пара, а также оба вида теплопотребления, т.е. с УТ типа ПР.

4. Нагрузки УТ ТУУ. Суммарные нагрузки по промпару и сетевой воде выбранных УТ определяются по диаграммам режимов или оценочно по формулам

, (35)

, (36)

где - номинальный расход пара производственного отбора (противодавления) УТ, кг/с;

- номинальная тепловая нагрузка отопительного отбора УТ, МВт.

Выбор основного оборудования ТУУ и расчет нагрузок приведен в Приложении 4.

4.2 ГОДОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУУ

ТЭЦ крупных промышленных предприятий обычно не обеспечивают требуемый уровень электропотребления. Дефицит электрической мощности покрывается за счёт её приобретения у районной энергосистемы. Ввод в эксплуатацию ТУУ приводит к частичному сокращению дефицита электроснабжения с одновременным вытеснением отборов турбин ТЭЦ за счёт отпуска теплоты от ТУУ при сохранении отпуска теплоты от ТЭЦ и ТУУ на исходном уровне.

В качестве расчётного расхода отходящих газов печей V принят средний за годовое время их эксплуатации h. Потому годовую выработку электроэнергии в ТУУ целесообразно определять по располагаемой электрической мощности выбранных УТ, МВт

, (37)

где - номинальная электрическая мощность каждой УТ, МВт;

- располагаемая электрическая мощность ТУУ, равная

(38)

Искомая рассчитывается по формуле, МВт·ч

, (39)

где - коэффициенты аварийного и ремонтного простоя УТ, принимаемые равными 0,98.

Отпуск электроэнергии потребителям промпредприятия от ТУУ равен выработке за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды, т.е.

, (40)

где - удельный расход электроэнергии на собственные нужды ТУУ, принимаемый равным 8…9 %.

Ввод в эксплуатацию ТУУ обеспечивает годовую экономию первичного топлива на промышленно-отопительной ТЭЦ, соответствующую отпуску теплоты от ТУУ. В общем случае, годовая экономия топлива рассчитывается по формуле [1,12], тут

, (41)

где bТ - удельный расход топлива на отпуск теплоты от собственной ТЭЦ, кгут/ГДж (ориентировочно равный 42,1 кгут/ГДж [7]);

- удельный расход теплоты на теплофикационную выработку электроэнергии (ТВЭ) паротурбинными установками ТЭЦ ();

- электромеханический КПД (Приложение 5 КП [3]), ГДж/кВт·ч;

- то же на конденсационную выработку электроэнергии (КВЭ) паротурбинными установками ТЭЦ (Приложение 6 КП [3]), ГДж/кВт·ч;

- среднегодовое значение удельной теплофикационной выработки электроэнергии на ТЭЦ, кВт·ч/ГДж - принимается по Приложению 7 КП [3] (с учетом данных Приложений 8 КП и 9 КП), условно равным среднеарифметическому значению для технологического и отопительного теплопотребления

, (42)

- годовой отпуск теплоты от ТУУ по комбинированному и тепловому направлению, рассчитываемый по формулам, ГДж

, (43)

, (44)

где - энтальпии свежего пара после КУ и УИО и питательной воды перед ними, кДж/кг;

- суммарная нагрузка производственных отборов выбранных УТ, равная, МВт

. (45)

Т.к. весь пар КУ и УИО используется по тепловому направлению, в формуле (41) , а в выражение (44) для расчёта подставляются суммарные паропроизводительности выбранных КУ и УИО.

Перегрев пара в ЦП связан с перерасходом топлива, определяемым по формуле, тут

, (46)

где - расход пара УИО, направляемый для перегрева в ЦП, кг/с;

- номинальная паропроизводительность и номинальный расход топлива в ЦП, кг/с и кгут/с (Приложение 4 КП [3]).

Следовательно, в общем случае, годовая экономия топлива за счёт применения ТУУ должна составить

(47)

Расчет годовых показателей ТУУ представлен в Приложении 5.

5. ИНВЕСТИЦИИ В СТРОИТЕЛЬСТВО ТУУ

Оценка инвестиций в строительств ТУУ возможна по укрупнённым показателям. При обосновании инвестиций потребуется учет влияния инфляции, неопределенности и риска на эффективность ИП (ТУУ). Существенное упрощение оценки эффективности ИП возможно путем соответствующего увеличения нормы дисконта за счет введения поправки, аналогичной поправке на риск (табл.10 [3]). Нивелирование влияния инфляции и, следовательно, существенное упрощение обоснования инвестиций возможно при оценке инвестиций в твёрдой валюте. Поэтому для уровня задач, решаемых в данной работе, оправдана оценка инвестиций в строительство ТУУ в у.е. (евро).

К основному оборудованию ТУУ относятся КУ и ЦП. КУ выпускаются ОАО «БЕЛЭНЕРГОМАШ» (г. Белгород). По данным завода цена КУ-40 составляет около 240 тыс. у.е., а цены на единичные образцы более крупных типоразмеров КУ можно определить по эмпирической формуле относительно КУ-40, принятого за исходный, тыс. у.е.

(48)

где ? номинальный расход газов через выбранный и исходный КУ, м3/с.

Инвестиции в УИО не учитываются, поскольку они являются конструктивными элементами технологического оборудования (нагревательных печей), обеспечивающих условия их надёжной эксплуатации.

Стоимость изготовления и поставки одного ЦП-60-С-45(19) составляет около 190 тыс. у.е.

Инвестиции в УТ оценивают по удельным капиталовложениям исходного типоразмера выбранного типа (П, ПТ, Р, ПР, ТГ), которые по данным ОАО «КТЗ» составляют:

88 у.е./кВт для П-25-3,4/0,6;

84 у.е./кВт для ПТ-30/35-3,4/1;

96 у.е./кВт для ПР-12-3,4/1/0,1;

74 у.е./кВт для Р-25-3,4/0,1;

310 у.е./кВт для БТГ типа П 1,5-24/5; П 1,5/10,5-1,4/0,7; П 1,5/10,5-2,4/1Б;

290 у.е./кВт для БТГ типа ТГ 1,25/0,4 Р13/2,5.

Инвестиции в каждую УТ данного типа оценим через удельные инвестиции в УТ данного типа по эмпирической формуле, тыс. у.е.

(49)

где ? номинальная электрическая мощность выбранный и исходный УТ, МВт;

? показатель степени (принимается = 0,5 для всех УТ, кроме БТГ; = 0,4 для БТГ типа ТГ).

При выборе разнотипных УТ допускалась упрощённая оценка необходимых инвестиций по среднеарифметическому значению их номинальных мощностей в сопоставлении со среднеарифметическим значением номинальных мощностей исходных УТ. Удельные инвестиции принимаются равными средневзвешенному значению их исходных образцов.

Стоимость строительства ТУУ складывается из стоимости основного (всех КУ, УТ и ЦП) и вспомогательного оборудования ТУУ (АСУ, _еплофикациионной установки, электротехнического оборудования, установки технического водоснабжения с градирней и т.д), арматуры и трубопроводов. Инвестиции в строительство ТУУ включают в себя кроме стоимости строительства, НДС и стоимость проектных работ. Таким образом, необходимые инвестиции в строительство по укрупнённой оценке составляют, тыс. у.е.

, (50)

где ? стоимость основного оборудования ТУУ (без НДС);

? коэффициенты, учитывающие стоимость вспомогательного оборудования (1,5), СМР (1,5), проектных работ (1,08…1,1) и НДС (1,18).

По результатам оценки определяются удельные инвестиции в строительство, у.е./кВт и руб/кВт (по курсу Межбанковской валютной биржи на дату завершения проекта)

, (51)

где ? установленная (номинальная) электрическая мощность ТУУ, МВт.

Расчет инвестиций в строительство представлен в Приложении 6.

6. ОБОСНОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО ТУУ

6.1 ПРОСТАЯ ОКУПАЕМОСТЬ

Срок простой окупаемости представляет собой период, необходимый для возмещения стартовых инвестиций без учёта влияния временного фактора (без дисконтирования). Он рассчитывается по чистому недисконтированному доходу за год. Чистый доход складывается из: балансовой (налогооблагаемой) прибыли Пб без учета налога на прибыль (= 0,2, т.е. ставка налога равна 20 %), амортизационных отчислений А, тыс. у.е.

(52)

где

(53)

? нормативный срок эксплуатации ТУУ (25 лет).

В свою очередь

, (54)

где ? годовая товарная продукция (стоимость, дополнительно отпущенной электроэнергии от ТУУ вместо приобретения её у районной энергосистемы, а также сэкономленного топлива и соответствующего снижения вредных выбросов на ТЭЦ за счёт применения ТУУ), которая рассчитывается по формуле, учитывающей вероятность сжигания различных видов топлива на ТЭЦ (Т или ГМ) и в ЦП (Г)

, (55)

? цена покупной электроэнергии по средневзвешенному (одноставочному) или двухставочному тарифу, у.е./МВт·ч;

? цена топлива, сжигаемого на ТЭЦ и в ЦП, у.е./тут;

? цена вредных выбросов от ТЭЦ и ЦП, у.е./тут, рассчитываемая по формуле

, (56)

? дополнительный коэффициент к плате за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух (=1,2);

? нормативы платы за выбросы в атмосферу i-го загрязнителя, у.е./т (Приложение П 10 КП [3]);

? нормативы удельных выбросов в атмосферу i-го загрязнителя, кг/тут (Приложение П 10 КП [3]).

В формуле (54) ? себестоимость годового производства в ТУУ тепловой и электрической энергии, тыс. у.е., определяемая в виде

, (57)

где ? ежегодные издержки на химочищенную воду (ХОВ) от ТЭЦ, равные

, (58)

? цена ХОВ, у.е./т;

? доля непрерывной продувки КУ и УИО (принимаем равной 0,06, с учётом потерь пара и конденсата в цикле ТУУ);

? расход технологического пара от КУ и ТУУ по тепловому направлению, кг/с;

? ежегодные издержки на зарплату штатного персонала ТУУ, тыс. у.е., определяемые по формуле

, (59)

? удельная численность персонала ТУУ при комбинированном направлении, чел/МВт (ориентировочно меняется от 3,2 до 15 чел/МВт при установленной электрической мощности от 50 до 1 МВт, а промежуточные значения отыскиваются в виде ) или тепловом направлении чел/(ГДж/ч) (ориентировочно меняется от 1,1 до 3,5 чел/(кг/с) при уменьшении общей паропроизводительности КУ и УИО от 85 до 3 кг/с, а промежуточные значения определяются в виде );

? среднегодовая зарплата, тыс. у.е./чел;

= 0,26 - единый социальный налог (ставка налога 26 %);

? ежегодные издержки по налогу на имущество = 0,022 (ставка налога 2,2 %);

? прочие ежегодные издержки (налоги на дороги, жилфонд и социально-культурную сферу при суммарной ставке 4%, т.е нд = 0,04).

Цены на топливо постепенно возрастают, приближаясь к мировым, и существенно различаются по регионам. Рост цен на топливо приводит к соответствующему росту цен на преобразованные энергоносители (электроэнергия, теплота, ХОВ, подпиточная вода для тепловых сетей и т.д.). Совершенствуется налоговое законодательство, выражающееся в изменении ставок налогов. Перечисленные факторы практически не поддаются прогнозированию. Поэтому в данной работе приходится ориентироваться на средние по стране ценовые показатели и ставки налогов по состоянию на начало 2009г. Следовательно, все расчёты будут произведены в ценах 2009г.

В таблице 4 КП [3] приведены ориентировочные значения характеристик, необходимых для расчёта и , принятые по данным ОАО «Северсталь» (г. Череповец) по состоянию на 01.01.2008г.

Срок простой окупаемости проекта ТУУ рассчитывается по формуле, лет

(60)

Наилучшим из альтернативных считается вариант с наименьшим сроком окупаемости.

Расчёт простой окупаемости приведен в Приложении 7.

6.2 ДИСКОНТИРОВАННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТУУ

Оценка эффективности инвестиционных проектов производится путём дисконтирования (приведения) разновременных затрат и доходов к их ценности в начальный период (точке приведения). Приведение разновременных затрат и доходов осуществляется с помощью коэффициента дисконтирования (1+Е)- t, где Е - норма дисконта (приемлемая для инвестора ставка дохода на капитал), а t - текущий год расчётного периода Т.

В учебных целях допустимо упрощающее предположение, что строительство ТУУ осуществляется на собственные средства предприятия. Допустим также, что период строительства ТУУ не превышает одного года, а началом расчётного периода является год ввода её в эксплуатацию.

К основным показателям эффективности инвестиционных проектов относятся [5…8]:

Чистый дисконтированный доход, тыс. у.е

, (61)

где - чистый доход за рассматриваемый год , определяемый по формуле,

(предполагается, что значение чистого дохода не меняется по годам расчётного периода, а его реальная ценность учитывается с помощью коэффициента дисконтирования, т.е. ) тыс. у. е.

; (62)

- инвестиции рассматриваемого года , а в соответствии с принятым допущением равен

(63)

В рассматриваемом при проектировании случае = const и формула (63) принимает вид

(64)

Рассматриваемый проект эффективен, если 0.

Индекс доходности (отношение приведённых доходов за расчётный период, к значению дисконтированных инвестиций)

(65)

Проект эффективен, если 1.

Дисконтированный срок окупаемости (период, в течение которого дисконтированные инвестиции совпадают по величине с приведёнными доходами, т.е. при котором текущее значение = 0) определяется из условия

(66)

Решение уравнения получают методом последовательных приближений до целого числа. В работе [8] приведена приближённая формула, по которой можно определить дисконтированный срок окупаемости с точностью до первого знака после запятой

(67)

Чем короче срок окупаемости, тем он привлекательнее для инвестирования. Однако этот показатель не учитывает характер изменения доходов за пределами срока окупаемости. Он используется в качестве ограничения, т.е. расчётное значение сравнивают с заранее обусловленным значением. На рынке долгосрочного инвестирования, характерном для промышленной энергетики, обычно превышает 6…8 лет.

Внутренняя норма доходности (представляет собой норму дисконта, при которой = 0, т.е. приведённые доходы за расчётный период равны дисконтированным инвестициям) определяемая из условия

(68)

Решение уравнения получают методом последовательных приближений. Проект эффективен, если .

Расчет эффективности ТУУ приведен в Приложении 7.

6.3 ВЫБОР ВАРИАНТА СРОИТЕЛЬСТВА ТУУ

Совокупность перечисленных показателей достаточна для отбора наиболее эффективного варианта из выбранного числа альтернативных инвестиционных проектов. Наилучшему из альтернативных вариантов соответствуют максимальные значения чистого дисконтированного дохода (ЧДД), индекса рентабельности (ИД) и внутренней нормы доходности (ВНД) при минимальном значении дисконтированного срока окупаемости (Ток).

Наглядное представление о простой и дисконтированной окупаемости проекта даёт график изменения чистого дисконтированного и недисконтированного дохода по годам расчётного периода T (рис.2). Исходной точке (t = 0) соответствуют стартовые инвестиции по проекту (? ). При любом значении t ? T чистый дисконтированный доход подсчитывается по формуле (64), а недисконтированный доход ? по формуле

(70)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

При выборе основного оборудования ТЭЦ были выполнены следующие условия:

Уменьшено число агрегатов за счет увеличения их единичной мощности.

Выбор преимущественно однотипного оборудования, обеспечивающего требуемые виды теплопотребления.

Пиковые паровые нагрузки технологических потребителей покрываются от паровых котлов через редукционно-охладительные установки (РОУ).

5. Выбор количества паровых котлов производился по сумме максимальных расходов свежего пара на все турбины с учетом потерь в цикле ТЭЦ.

6. Котлы обеспечивают минимальный запас паропроизводительности.

Использование пара КУ и УИО возможно в значительном количестве вариантов состава основного оборудования и, в частности:

В одной - двух УТ типа ПТ или ПР на средние параметры пара (2,9…3,4 МПа; 405…435 єС). Турбины типа ПР выбираются с теплофикационным противодавлением.

В двух УТ типа П и ПР (или Р) на средние параметры пара. Турбина типа ПР или Р выбираются с теплофикационным противодавлением.

В двух разнотипных УТ (например, типа П-25-3,4/0,6 и Р-25-3,4/0,1) на средние параметры пара.

В одной УТ типа ПР (с теплофикационным противодавлением) и одной типа Р (с производственным противодавлением) на средние и (или) низкие параметры пара.

Наилучший вариант строительства ТУУ по сроку простой окупаемости является Вариант 1.

Также и по дисконтированным показателям эффективности ТУУ наилучшим вариантом является Вариант 1.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Основные методические положения по планированию использования вторичных энергетических ресурсов. - М.: Энергоатомиздат, 1987

2. Основы инженерного проектирования теплоэнергетических систем. Задания на курсовой проект. Методические указания к выполнению курсового проекта. - СПб.: СЗПИ, 2002.

3. Основы инженерного проектирования теплоэнергетических систем. УМК. - СПб.: СЗПИ, 2008.

4. Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. МУКП. - СПб.: СЗПИ, 1998.

5. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. СНиП 11-01-95. - М.: Госстрой России, 1999.

6. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. - М.: Минэкономики России, 1999.

7. СП 11-101-95. Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений. - М.: Госстрой России, 1999.

8. Ковалёв В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. - М.: Финансы и статистика, 1998.

9. Тепловые сети. СНиП 2.04.07-86*. - М.: Минстрой России, 1994.

10. Строительная климатология. СНиП 23-01-99. - М.: Госстрой РФ, 2000.

11. Манюк В.И., Каплинский И.И., Хиж Э.Б. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. - М.: Стройиздат, 1988.

12. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника. Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1991.

13. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

14. Паротурбинные энергетические установки. - М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1988. - 183 с.

15. Паровые турбины и турбогенераторы. Номенклатурный перечень № 1. - Калуга, ОАО КТЗ, 2001. - 36 с.

16. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты / А.П. Воинов, В.АЗайцев, Л.И. Куперман, Л.Н. Сидельковский. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 272 с.

17. Котлы-утилизаторы и котлы энерготехнологические. Отраслевой каталог / В.А. Зайцев, Л.М. Микрюкова. - М.: НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ, 1985. - 84 с.

18. Астахов Н.Л., Калинов В.Ф., Киселёв Г.П. Современная методика расчёта показателей тепловой экономичности ТЭС. - Энергетик, 1997, № 12, с. 17 -19.

19. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара - М.: Энергия, 1980. -424 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Тепловые нагрузки потребителей

Характеристика

Условное обозначе-ние

Формула или источник

Расчёт

1

2

3

4

1. Потребители технологического пара

1.1. Расчётная нагрузка, МВт

133,65

1.2. Годовой отпуск теплоты, млн. ГДж

2,117

1.3. То же как сумма среднемесячных нагрузок

Значения среднемесячных относительных нагрузок ? по П 2 [2]

8,86

1.4. Отпуск теплоты по месяцам, млн. ГДж

Январь

0,239

Февраль

0,220

Март

и т.п.

0,194

Апрель

и т.п.

0,155

Май

и т.п.

0,141

Июнь

и т.п.

0,136

Июль

и т.п.

0,131

Август

и т.п.

0,134

Сентябрь

и т.п.

0,151

Октябрь

и т.п.

0,179

Ноябрь

и т.п.

0,210

Декабрь

и т.п.

0,227

2. Потребители сетевой воды

2.1. Коммунально-бытовые

2.1.1 Расчётная нагрузка, МВт

Отопления

232,25

Вентиляции

27,9

ГВС

48,9

Суммарная

309,0

2.1.2. Средняя нагрузка, МВт

Отопления

108,4

Вентиляции

13,0

ГВС зимняя

48,9

ГВС летняя

31,28

2.1.3. Годовой отпуск теплоты, млн. ГДж

На отопление

1,817

На вентиляцию

0,145

На ГВС

1,241

Итого

3,20

2.2. Санитарно-технические

2.2.1. Годовой отпуск теплоты, млн. ГДж

На отопление и вентиляцию

0,516

На ГВС

0,305

Итого

0,821

2.3. Суммарное теплопотребление по сетевой воде

2.3.1. Расчётная нагрузка, МВт

391,0

2.3.2. То же с потерями в тепловых сетях, МВт

406,6

2.3.3. Годовой отпуск теплоты, млн. ГДж

4,02

2.3.4. То же с потерями в тепловых сетях, млн. ГДж

4,185

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Выбор основного оборудования ТЭЦ

Характеристика

Условное обозначе-ние

Формула или источник

Расчёт

1

2

3

4

1. Паровые турбины (ПТ)

1.1. Турбины типа ПТ

1.1.1. Типоразмер турбин

П.8 КП [3]

ПТ-60/75-12,8/1,3

1.1.2. Количество турбин, шт.

Принято

1

1.1.3. Расчётная нагрузка П-отбора и противодавления, кг/с

П.8 КП [3]

38,9

1.1.4. Расчётный коэффициент теплофикации по пару

0,778

1.1.5. Расчётная нагрузка Т-отбора и ВП, МВт

П.8 КП [3]

66,5

1.1.6. Максимальный расход пара на ПТ, кг/с

П.8 КП [3]

107,5

1.1.7. Установленная электрическая мощность, МВт

П.8 КП [3]

60,0

1.2. ПТ типа Т

1.2.1. Типоразмер турбин

П.8 КП [3]

Т-50/60-12,8

1.2.2. Количество турбин, шт.

Принято

1

1.2.3. Расчётная нагрузка Т-отбора и ВП, МВт

П.8 КП [3]

111,0

1.2.4. Расчётный коэффициент теплофикации по с.в.

0,437

1.2.5. Максимальный расход пара на ПТ, кг/с

П.8 КП [3]

69,4

1.2.6. Установленная электрическая мощность, МВт

П.8 КП [3]

50,0

1.3. Установленная электрическая мощность ТЭЦ, МВт

110,0

2. Паровые котлы (ПК) и РОУ

2.1. Параметры свежего пара и питательной воды

2.1.1. Давление пара, МПа

П.9 КП [3]

13,8

2.1.2. Температура пара, °С

П.9 КП [3]

560

2.1.3. Энтальпия пара, кДж/кг

[19]

3488

2.1.4. Температура питательной воды, °С

П.9 КП [3]

230

2.1.5. Энтальпия воды, кДж/кг

[19]

993

2.2. Расход свежего пара на РОУ, кг/с

8,76

2.3. Требуемая паропроизводительность ПК, кг/с

189,4

2.4. Тип устанавливаемых ПК

П.9 КП [3]

Е-420-13,8

2.5. Количество ПК, шт

Принимаем

2

2.6. Номинальная паропроизводительность котла, кг/с

П.9 КП [3]

116,7

2.7. Установленная паропроизводительность ПК, кг/с

233,4

3. Пиковые водогрейные котлы (ПВК)

3.1. Расчётная нагрузка, МВт

229,1

3.2. Тип устанавливаемых ПВК

П.8 [2]

КВ-ГМ-100

3.3. Количество, шт.

Принимаем

2

3.4. Номинальная теплопроизводительность котла, МВт

П 8

116,0

3.5. Установленная теплопроизводительность ПВК, МВт

232,0

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Годовые показатели ТЭЦ

Характеристика

Условное обозначе-ние

Формула или источник

Расчёт

1. Годовая выработка электроэнергии

1.1. На технологическом теплопотреблении

1.1.1. Удельная выработка электроэнергии, кВт·ч/ГДж

81,1

1.1.2. Годовой коэффициент теплофикации

П.10 [2]

0,944

1.1.3. Годовая выработка электроэнергии, ГВт.ч

147,7

1.2. На отопительном теплопотреблении

1.2.1. Удельная выработка электроэнергии, кВт·ч/ГДж

146,8

1.2.2. Годовой коэффициент теплофикации

П.10 [2]

0,766

1.2.3. Годовая выработка электроэнергии, ГВт.ч

428,9

1..3. Всего

576,6

2. Годовой расход топлива, тыс. тут

2.1. На выработку электроэнергии

172,8

2.2. На отпуск теплоты

214,3

2.3. Всего

387,1

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Выбор основного оборудования ТУУ

Характеристика

Условное обозначение

Формула или источник

Расчёт по варианту ТУУ

Вар. 1

Вар. 2

Вар. 3

1

2

3

4

5

6

1. Основное оборудование ТУУ

1.1. КУ

1.1.1. Тип КУ

П.2 КП [3]

КУ-125

КУ-125

КУ-125

1.1.2. Параметры генерируемого пара

1.1.2.1. Давление, МПа

П.2 КП [3]

4,5

4,5

4,5

1.1.2.2. Температура, °С

П.2 КП [3]

385

385

385

1.1.2.3. Энтальпия, кДж/кг

[19]

3169

3169

3169

1.1.3. Номинальная паропроизводительность, кг/с

П.2 КП [3]

11,33

11,33

11,33

1.1.4. Номинальный расход газов, м3/с

П.2 КП [3]

34,7

34,7

34,7

1.1.5. Количество, шт.

1

1

1

1.1.6. Фактическая паропроизводительность КУ, кг/с

11,1

11,1

11,1

1.2. Параметры пара УИО

1.2.1. Давление, МПа

?

4,5

4,5

4,5

1.2.2. Энтальпия, кДж/кг

[19]

2796

2796

2796

1.3. ЦП

1.3.1. Тип

П.4 КП [3]

ЦП-60-45

ЦП-60-45

ЦП-60-45

1.3.2. Номинальная паропроизводительность, кг/с

П.4 КП [3]

11,11

11,11

11,11

1.3.3. Количество, шт.

Принимаем

1

1

1

1.3.4. Параметры пара УИО после ЦП

1.3.4.1. Давление, МПа

П.4 КП [3]

4,5

4,5

4,5

1.3.4.2. Температура, °С

П.4 КП [3]

445

445

445

1.3.4.3. Энтальпия, кДж/кг

[19]

3312

3312

3312

1.4. УТ

1.4.1. Расход пара на УТ, кг/с

13,33

13,33

13,33

1.4.2. Энтальпия пара перед УТ, кДж/кг

3195

3195

3195

1.4.3. Тип УТ

П 12

ПР-6-3,4/1/0,1

П-6-3,4/1+ Р-2,5/3,4/0,3-1

П-6-3,4/1+ Р-1,4-2,3/0,7

1.4.4. Давление пара в П(Р)-отборе или за УТ, МПа

П.3 КП [3]

0,8-1,3

0,8-1,3

0,8-1,3

1.4.5. Количество УТ

П.3 КП [3]

1

1

1

1.4.6. Номинальный расход пара на УТ

П.3 КП [3]

18,8

18,1

19,0

1.4.7. Коэффициент загрузки УТ

0,71

0,74

0,7

1.4.8. Номинальная электрич. мощность УТ, МВт

П.3 КП [3]

6,0

8,5

7,4

1.4.9. Номинальная нагрузка по промпару, кг/с

П.3 КП [3]

13,9

5,6

5,6

1.4.10. Номинальная нагрузка по сетевой воде, МВт

П.3 КП [3]

17,1

13,8

15,5

2. Основные характеристики ТУУ

2.1. Установленная электрическая мощность, МВт

6,0

8,5

7,4

2.1. Располагаемая электрическая мощность, МВт

4,3

6,3

5,2

2.2. Располагаемая нагрузка по промпару, кг/с

9,9

4,1

3,9

2.3. То же, МВт

25,1

10,5

10,0

2.4. Располагаемая нагрузка по сетевой воде, МВт

12,1

10,2

10,9

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Годовые показатели ТУУ

Характеристика

Условное обозначе-ние

Формула или источник

Вариант ТУУ

Вар. 1

Вар. 2

Вар. 3

1. Годовая выработка электроэнергии, ГВт.ч

24,9

36,7

30,4

2. Годовой отпуск электроэнергии, ГВт.ч

22,9

33,7

28,0

3. Годовая экономия топлива

3.1. Годовой отпуск теплоты, тыс. ГДж

3.1.1. По комбинированному направлению

817,2

453,7

458,4

3.1.2. По тепловому направлению*

0,0

0,0

0,0

.3.2. Уд. выработка электроэнергии на ТЭЦ, кВт·ч/ГДж

110,8

110,8

110,8

3.3. Уд. расход теплоты на КВЭ на ТЭЦ, ГДж/ кВт·ч

0,00931

0,00931

0,00931

3.4. Уд. расход теплоты на ТВЭ на ТЭЦ, ГДж/ кВт·ч

0,00369

0,00369

0,00369

3.5. Экономия топлива на ТЭЦ, тут

12960,0

7195,3

7269,8

3.6. Номинальный расход топлива на ЦП, кгут/с

Таблица 6

0,225

0,225

0,225

3.7. Расход топлива на ЦП, тут

4941,5

4941,5

4941,5

3.8. Годовая экономия топлива за счёт ТУУ, тут

8018,5

2253,8

2328,3

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Инвестиции в строительство ТУУ

Характеристика

Условное обозначе-ние

Формула или источник

ИД по шифру и вариант ТУУ

Вар. 1

Вар. 2

Вар. 3

1

2

3

4

5

6

1. Состав основного оборудования ТУУ

1.1. КУ

Тип

Приложение 4

КУ-125

КУ-125

КУ-125

Количество

Приложение 4

1

1

1

1.2. УТ

Тип

Приложение 4

ПР-6-3,4/1/0,1

П-6-3,4/1+ Р-2,5/3,4/ 0,3-1

П-6-3,4/1+ Р-1,4-2,3/0,7

Количество

Приложение 4

1

2

2

1.3. ЦП

Тип

Приложение 4

ЦП-60-45

ЦП-60-45

ЦП-60-45

Количество

Приложение 4

1

1

1

2. Стоимость основного оборудования, тыс. у.е.

2.1. КУ

Стоимость исходного КУ (КУ-40)

240

240

240

Стоимость выбранных КУ

525,4

525,4

525,4

2.2. УТ

Тип исходной УТ

ПР-12-3,4/1/0,1

П-25-3,4/0,6 + Р-25-3,4/0,1

П-25-3,4/0,6 + Р-25-3,4/0,1

Номинальная мощность исходной УТ, МВт

П 12

12

43,2

43,2

Номинальная мощность выбранной УТ, МВт

П 12

6,0

8,5

7,4

Удельные инвестиции в исходную УТ, у.е./кВт

96

81

81

Стоимость выбранных УТ

814,6

3104,3

2896,5

2.3. ЦП

Стоимость исходного ЦП (ЦП-60-С-45)

190

190

190

Стоимость выбранных ЦП

190

190

190

2.4. Итого

1530

3820

3612

3. Стоимость строительства ТУУ, тыс. у.е.

3443

8595

8127

4. Инвестиции в строительство ТУУ, тыс. у.е.

4469

11156

10549

5. Удельные инвестиции в строительство ТУУ, у.е./кВт

745

1313

1426

То же, руб/кВт (при курсе 43,16 руб/у.е.)

32146

56648

61525

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Обоснование инвестиций в строительство ТУУ

Характеристика

Формула или источник

ИД по шифру и вариант ТУУ

Вар. 1

Вар. 2

Вар. 3

1

2

3

4

5

6

1. Простая окупаемость проекта

1. Годовой отпуск электроэнергии, ГВт·ч

Приложение 5

22,9

33,7

28,0

2. Годовая экономия топлива на ТЭЦ, тут

Приложение 5

8018,5

2253,8

2328,3

3. Годовой расход топлива (ПГ) в ЦП, тут

Приложение 5

4941,5

4941,5

4941,5

4. Цена на электроэнергию, у.е./МВт·ч

Табл. 4 КП [3]

51,4

51,4

51,4

5. Цена на топливо, у.е./тут

5.1. Сжигаемое на ТЭЦ (Т или ГМ), у.е./тут

Табл. 4 КП [3]

53,3

53,3

53,3

6. Цена вредных выбросов от ТЭЦ, у.е./тут

6.1. Оксидов азота

78,62

78,62

78,62

6.2. Оксидов серы

532,22

532,22

532,22

6.3. Твёрдых частиц

28,93

28,93

28,93

6.4. Итого

639,77

639,77

639,77

7. Цена вредных выбросов от ЦП, у.е./тут

7.1. Оксидов азота

157,25

157,25

157,25

8. Товарная продукция, тыс. у.е.

8.1. Электроэнергия от ТУУ

1177,06

1732,18

1439,2

8.2. Топливо и вредные выбросы

6597,82

2602,47

2654,11

8.3. Итого

7774,88

4334,65

4093,31

9. Годовой расход химочищенной воды, тыс. т

9.1. На восполнение продувки КУ и УИО

17,92

17,92

17,92

9.2. На восполнение потерь конденсата

21,64

9,06

8,63

9.3. Итого

39,56

26,98

26,55

10. Цена на химочищенную воду, у.е./т

Табл. 4 КП [3]

0,857

0,857

0,857

11. Ежегодные издержки на хов, тыс. у.е.

33,91

23,12

22,75

12. Удельная численность персонала, чел/МВт

7,4

6,5

6,8

13. Штатный персонал ТУУ, чел

45

55

51

14. Ежегодные издержки на зарплату, тыс. у.е.

384,07

474,33

436,12

15. Инвестиции в строительство, тыс. у.е.

Приложение 6

4469

11156

10549

16. Амортизационные отчисления, тыс. у.е.

А

178,76

446,24

421,96

17. Налог на имущество, тыс. у.е.

98

245

232

18. Прочие затраты, тыс. у.е.

311

173

164

19. Себестоимость продукции ТУУ, тыс. у.е.

1006

1363

1277

20. Уд. себестоимость продукции, у.е./МВт·ч

с

1,195

2,778

2,611

21. То же, руб/ МВт·ч (при курсе 43,16 руб/у.е.)

51,56

119,91

112,71

22. Балансовая (налогооблагаемая) прибыль, тыс. у.е.

Пб

ТП - С

6769

2972

2817

23. Чистая прибыль, тыс. у.е.

ЧП

Пб(1?нП)

5415

2378

2253

24. Чистый доход, тыс. у.е.

ЧД

ЧП + А

5594

2824

2675

25. То же (при курсе 43,16 руб/у.е.), млн. руб

241,43

121,88

115,47

26. Срок окупаемости (простой), лет

КТУУ /ЧД

0,80

3,95

3,94

27. Индекс доходности инвестиций

ИД

1 + ЧД / КТУУ

2,25

1,25

1,25

2. Эффективность инвестиций (расчёт с дисконтированием)

27. Расчётный период, лет

Т

Принят

25

25

25

28. Ставка (норма) дисконта

Е

Принята

0,15

0,15

0,15

29. Чистый дисконтированный

доход, млн. у.е.

ЧДД

31,69

7,10

6,75

30. Индекс доходности инвестиций

ИД

8,09

1,64

1,64

31. Срок окупаемости (дисконтированный), лет

0,91

6,42

6,41

32. Внутренняя ставка (норма) доходности (ВНД)

Подбор по условию п. 33

7,09

0,636

0,639

33. ЧДД при Е = ВНД

ЧДД=0

0,0

0,0

0,0

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

Изменение чистого дохода по годам расчётного периода

Год расчётного периода

Доход дисконтированный

Доход недисконтированный

Вар. 1

Вар. 2

Вар. 3

Вар. 1

Вар. 2

Вар. 3

0

-4,47

-11,16

-10,55

-4,47

-11,16

-10,55

Страница:


Подобные документы

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.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены