Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Расчёт комбинированной схемы

1.1 Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

1.2 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

1.3 Расчёт приведенных затрат и полных капиталовложений в комбинированную схему ТЭЦ

2. Расчёт раздельной схемы

2.1 Расчёт КЭС

2.2 Расчёт котельной

2.3 Расчёт затрат раздельной схемы

3. Технико-экономические показатели

3.1 Комбинированная схема

3.2 Раздельная схема

4. Построение характеристик относительных приростов

4.1 Характеристики относительных приростов К-200-130

4.2 Характеристики относительных приростов Т-110/120-130

4.3 Характеристики относительных приростов ПТ-135/165-130/15

5. Расчет NPV

5.1 Комбинированная схема

5.2 Раздельная схема

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, за счёт чего удельный расход топлива на 1 кВт-ч на ТЭЦ значительно меньше, чем на КЭС.

Для развития теплофикации требуются значительные капиталовложения, как правило, больше, чем при раздельной схеме. Вместе с тем при значительных тепловых нагрузках строительство ТЭЦ позволяет достигать более высокой степени концентрации и централизации теплоснабжения по сравнению с котельными, что приводит к некоторому снижению удельных капиталовложений как непосредственно в ТЭЦ, так и в тепловые сети, облегчает использование низкосортных топлив, снижает эксплуатационные издержки, повышает производительность труда, даёт экономию топлива. Комбинированная схема позволяет применять высокоэффективные методы очистки дымовых газов, строительство высоких дымовых труб. Для ТЭЦ характерно отсутствие протяжённых магистральных линий электропередач, сложных распределительных устройств, что даёт сокращение капиталовложений по сравнению со схемой выдачи мощности на КЭС. С другой стороны, на ТЭЦ вследствие увеличения радиуса передачи тепла растут затраты в магистральные тепловые сети.

Относительная экономичность комбинированной и раздельной схем зависит от величины и структуры тепловых нагрузок, условий топливоснабжения, технико-экономических показателей оборудования, режимов загрузки, климатических условий и других факторов. Относительное решение о предпочтительности того или иного варианта может быть сделано на основе тщательного технико-экономического анализа. Критерием сравнительной экономической эффективности может служить минимум приведенных затрат.

1. Расчёт комбинированной схемы

1.1 Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

Капиталовложения в основное оборудование:

Kтэц = K'пт-80+K'ка+K'т-250=[24,1+21,2+95,6].106=140,9.106 $.

Количество теплоты, отдаваемое тепловому потребителю с отборов турбин:

Qчтфо = Qтфо пт-80+Qтфо т-250=70+330=400 Гкал/ч.

Принимаем коэффициент теплофикации:

aтф=0,6.

Общее количество теплоты, отпускаемой от ТЭЦ:

Qчтф=Qчтфо/aтф=4000,6=666,6 Гкал/ч;

Qпвк=Qчтф-Qчтфо=666,6-400=266,6 Гкал/ч.

n=QПВК100=266,6100=2,7

Принимаем 3 пиковых водогрейных котлов производительностью по 100 Гкал/ч (табл.4 [1]).

Капиталовложения в водогрейные котлы:

KSпвк=3.Kпвк=3.1,7.106=5,1.106 $.

Суммарный годовой отпуск теплоты от ТЭЦ:

Qтф = Qчтф hг.в. = 666,63500 =2999700 Гкал/год.

Годовая отопительная нагрузка ТЭЦ:

Qтфр = Qтф тс = 29997000,95 =2849715 Гкал/год.

Расчетное число жителей, обеспечиваемых теплотой от ТЭЦ:

z = Qтфр / (qо+в + qг.в.) = 2849715 / (13,1 + 8,1) = 134400 чел.,

где qо+в, qг.в. - удельные годовые расходы теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение на одного жителя.

Общие капиталовложения:

KSтэц=Kтэц+K?пвк=140,9.106+5,1.106=146.106 $.

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

k=KSтэц/Nтэц=146.106/(330.103)=442,4 $/кВт.

Постоянные годовые издержки:

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

где Pам - норма амортизации (принимаем Pам=7,3%);

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

Зс.г. - среднегодовая заработная плата (Зс.г. =1800 $/чел.-год).

Ипост=1,3(1,2.146.106.7,3/100+0,8.330.1800)=17,2.106 $/год.

1.2 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов.

Таблица 1. Энергетические характеристики турбин Т-250 и ПТ-80, МВт/МВт.

Турбина	rk	r	WТХО	WТФО	c	а
ПТ-80	1.98	0.97	0.3	0.54	11,6	16,8
Т-250	2.33	1.32	-	0.63	40,7	39,6

Qтгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо;

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT,

где a - расходы теплоты на холостой ход,МВт;

c - потери в отборах,МВт;

T - число часов работы турбины в году, ч/год;

h - годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;

rк - относительный прирост для конденсационного потока;

Dr - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;

Wтхо - удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;

Wтфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.

Принимаем:

T=6000 ч/год; h=5500 ч/год; hтхо=5000 ч/год; hтфо=3500 ч/год.

Этт-250=0,63.384.3500-40,7.6000=602520 МВт-ч/год;

Этпт-80=0,3.116.5000+0,54.70.3500-11,6.6000=236700 МВт-ч/год;

Qтгод т-250=39,6.6000+1,98.250.5500-1,32.602520+384.3500=3508774 МВт-ч/год;

Qтгод пт-80=16,8.6000+1,98.80.5500-0,97.236700+116.5000+70.3500=

=1567401 МВт-ч/год.

Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

Этэц=?Nihi(1-DЭс.н./100);

?Эсн=(?Эсн(т-250)+?Эсн(пт-80))/2=(9,0+6,0)/2=7,5%;

Этэц=330.5500(1-7,5/100)=1,68.106 МВт-ч/год.

Общая потребность в теплоте от паровых котлов:

Qка=1,02(SQт+Qроу);

Qроу=(1-aтх)Qтх,

где Qтх=Qтхоhтхо=116.5000=580000 МВт-ч/год.

Принимаем: aтх=0,9.

Qроу=(1-0,9).580000=58000 МВт-ч/год;

Qка=1,02(3508774+1567401+58000)=5,24.106 МВт-ч/год.

Годовой расход условного топлива на паровые котлы:

Bка=Qка/(?пвкKп)=5,24.106/(0,93.8,14)=0,69.106 т у.т./год,

где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.

Расход топлива на ПВК:

Bпвк=Qпвкhтфо(1-aтф год)/(?пвкKп)=266,6.3500(1-0,6)/(0,93.8,14)=

=49304 т у.т./год,

где aтф год- годовой коэффициент теплофикации при часовом aтф=0,6.

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

Bтэц=Bка+Bпвк=0,69.106+49304=0,739.106 т у.т./год.

Принимаем цену тонны условного топлива Цтут=60 $/т у.т.

Переменные годовые издержки:

Ипер=BтэцЦтут=0,739.106.60=44,36.106 $.

1.3 Расчёт приведенных затрат и полных капиталовложений в комбинированную схему ТЭЦ

Ежегодные издержки на эксплуатацию и обслуживание тепловых и электрических сетей:

Итс=0,075.Kтс;

Илэп=0,034.Kлэп.

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:

lтс=15 км; lлэп=25 км.

Удельные капиталовложения:

kтс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.

Издержки:

Итс=0,075.4.106.15=4,5.106 $/год;

Илэп=0,034.0,56.106.25=0,48.106 $/год.

Приведенные затраты в варианте с ТЭЦ:

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

=0,12.146.106+17,2.106+44,36.106+0,12(4.106+0,56.106)+

+4,5.106+0,48.106=84,6.106 $/год.

Полные капиталовложения в комбинированную схему:

Kк=Kтэц+Kтсlтс+Kлэпlлэп=146.106+4.106.15+0,56.106.25=220.106 $.

2. Расчёт раздельной схемы

2.1 Расчёт КЭС

Для КЭС выбираем 2 блока К-200-130+750 т/ч.

Полные капиталовложения в КЭС:

K*кэс=K'к-200+K''к-200=(41,45+21,1).106=62,55.106 $.

Для уравнивания с ТЭЦ:

Kкэс=K*кэс(Nтэц/Nкэс)?=62,55.106(330400).1,05=54,2.106 $.

Постоянные годовые издержки КЭС:

И*кэспост=1,3(1,2K*кэсPам/100+kштNкэсЗсг).

По таблицам 7,9,10 [1] находим:

норма амортизации Pам=3,6%;

штатный коэффициент kшт=0,7 чел./МВт;

расход электроэнергии на собственные нужды ?Эсн=5,6%.

И*кэспост=1,3(1,2.62,55.106.3,6100+0,7.400.1800)=4,17.106 $.

Отпуск электроэнергии от КЭС:

Экэс=Nкэсhкэс(1-DЭсн/100)=400.5500(1-5,5/100)=2,08.106 МВт-ч/год.

Годовой расход теплоты на блок:

Qт=aTр+rЭэк+r'(Э-Ээк);

Э-Ээк=bЭ(Nном-Nэк)/Nном,

где b=0,9 (принимаем) - коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины;

Для К-200 Nэк=188 МВт; Nном=200 МВт; r=2,18; r'=2,29; a=34.

Э-Ээк=0,9.(400.5500).(200-188)/200=118800 МВт-ч/год;

Ээк=Экэс-(Э-Ээк)=2,08.106-118800=1,96.106 МВт-ч/год;

Qт=34.6000+2,18.2,08.106+2,29.118800=5,01.106 МВт-ч/год.

Годовой расход топлива на 1 блок:

Bгодбл=Qт/(hкаKп)+Bnn=5,01.106/(0,93.8,14)+60.6+95.2=0,66.106

т у.т./год,

где принято 6 пусков после простоя в 48 часов с Bn=60 т у.т. и 2 пуска из холодного состояния с Bn=95 т у.т. (Bn - расход топлива на пуск; n- число пусков блока в году).

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии:

bээ=Bбл/[Э(1-DЭс.н./100)]=0,66.106/[2,08.106(1-0,055)]=0,337

т у.т./МВт-ч=337 г у.т./кВт-ч.

Годовой расход топлива на КЭС:

Bкэс=SBкэс i=2.0,66.106=1,32.106 т у.т./год.

Переменные годовые издержки КЭС:

И*кэспер=BгодкэсЦтут=1,32.106.60=79,2.106 $/год.

капиталовложение топливо комбинированный котельная раздельный

Доля условно-постоянных эксплуатационных затрат КЭС:

Икэспост=И*кэспостaNтэц/Nкэс=4,17.106.1,04.330400=3,58.106 $/год.

Доля условно-переменных затрат КЭС:

Икэспер=И*кэсперaЭтэц/Экэс=79,22.106.1,04.1,682,08=66,54.106 $/год.

2.2 Расчёт котельной

Исходя из сопоставимости вариантов, районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла, что и ТЭЦ.

Определим количество паровых котлов:

Z=Qчтх/Qчпк.

Выбираем паровые котлы типа Е-100-24 производительностью 100 т/ч.

Qчтх=Qтхо/aтх=1850,610,9=125,4 Гкал/ч;

Qчпк=Di.D=0,61.100=61 Гкал/ч,

где Di=0,61 Гкал/т (см. табл.15 [1]).

Z=125,461=3 котла.

Найдём количество водогрейных котлов:

Z=Qчтф/Qчвк.

Выбираем водогрейные котлы типа КВТК-180 производительностью 180 Гкал/ч (750 ГДж/ч). Тогда:

Z=666,6180=4 котла.

Общее количество котлоагрегатов соответствует одной котельной.

Капиталовложения в котельную:

Kкот=K'пк+3K''пк+K'вк+3K''вк=(3228+2.700+6154+3.1270).103=14,59.106 $.

Постоянные годовые издержки котельной:

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

=1,3[1,1.14,59.106.3,8100+0,16.(216,9+666,6).2500]=1,25.106 $/год.

где Рам=3,8 %;

Годовой расход топлива на котельную:

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

=(1-0,02)[216,9.5000/(0,86.7)+666,6.3500/(0,9.7)]=539473 т у.т./год,

где hпк=0,86; hвк=0,9.

2.3 Расчёт затрат раздельной схемы

Капиталовложения в раздельную схему:

Kр=Kкэс+Kкот+Kртс+Kрлэп.

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:

lтс=10 км; lлэп=100 км.

Удельные капиталовложения:

kтс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км;

Kртс=kтсlтс=4.106.10=40.106 $/год;

Kрлэп=kлэпlлэп=0,56.106.100=56.106 $/год;

Kр=58,29.106+12,76.106+40.106+56.106=167.106 $/год.

Издержки на теплосети и ЛЭП:

Иртс=0,075Kртс=0,075.40.106=3.106 $/год;

Ирлэп=0,034Kрлэп=0,034.56.106=1,9.106 $/год.

Годовые условно-переменные издержки раздельной схемы:

Ирпер=Икэспер+BкотЦтут=66,54.106+539473.60=98,9.106 $/год.

Приведенные затраты в раздельную схему:

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

=0,12.167.106+4,17.106+1,15.106+98,9.106+3.106+1,9.106=129,16.106 $/год.

Капиталовложения в раздельную схему без учёта капиталовложений в тепловые сети и ЛЭП:

K*р=Kкэс+Kкот=54,2.106+14,59.106=68,79.106 $/год.

Удельные капиталовложения:

k=K*р/Nкэс=68,79.106400000=172,0 $/кВт.

3. Технико-экономические показатели

3.1 Комбинированная схема

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=SQтi-(Qтхоhтхо+Qтфоhтфо)=(3508774+1567401).0,86-216,9.5000-

- 400.3500=1,88.106 Гкал/год=2,18.106 МВт-ч/год.

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/?hкаKп)=1,88.106/(0,93.7)=0,29.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=1,88.106(1,68.106)=1,12 Гкал/МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=0,29.106(1,68.106)=0,17 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ=0,739.106-0,29.106=0,449.106 т у.т./год.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц=Qгтх+Qгтф=116.5000+400.3500=1,98.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/(Qтх+Qтф)=0,449.106/(116.5000+400.3500)=0,227 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

hээ=0,123/bээ=0,1230,17=0,7.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ=0,143/bтэ=0,1430,227=0,63.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=17,2.106.0,29.106/(0,739.106)=6,75.106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=17,2.106.0,449.106/(0,739.106)=10,45.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(6,75.106+0,29.106.60)/1,68.106=

=14,4 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(10,45.106+0,449.106.60)/1,98.106=

=18,8 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,17.60=10,2 $/МВт-ч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,227.60=13,62 $Гкал =15,8$/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэц/Этэц)(Bээ/Bтэц)=(84,6.106/1,68.106)(0,29.106/0,739.106) =

=19,76 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=

=(84,6.106/1,98.106)(0,449.106/0,739.106)=25,96 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)/Kтэц=

=(30.1,68.106+20.1,98.106)/140,9.106=0,64.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=140,9.106/(330.0,8)=533710 $/чел.

3.2 Раздельная схема

КЭС

Полный расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=2.Qт(1+DП/100)=2.5,01.106(1+1100)=10,12.106 МВт-ч/год=

= 8,7.106 Гкал/год,

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

Удельный расход тепла на турбоагрегаты:

qт=Qэ/Эк=8,7.106/(400.5500)=3,95 Гкал/МВт-ч=16,55 ГДж/МВт-ч.

КПД турбоустановки:

hт=3,6/qт=3,616,55=0,217.

КПД КЭС по отпуску электроэнергии:

hээ=0,123/bээ=0,1230,337=0,364.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,337.60=20,22 $/МВт-ч.

Себестоимость электроэнергии на шинах КЭС:

Сээ=Стээ+Икэспост/Экэс=20,22+3,58.106/(2,08.106)=21,94 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты на КЭС на производство электроэнергии:

Зээ=(EnK*кэс+И*кэспост+И*кэспер)/Экэс=

=(0,12.62,55.106+3,58.106+66,54.106)/(2,08.106)=37,3 $/МВт-ч.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=Цнээ.Экэс/K*кэс=30.2,08.106/(62,55.106)=0,98.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=K*кэс/(Nкэсkшт)=62,55.106/(400.0,7)=223392,8 $/чел.

Котельная

Удельные капиталовложения в котельную:

k=Kкот/Qкот=14,59.106(61.3+180.4)=16157 $-ч/Гкал.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bкот/(Qтх+Qтф)=539473(61.3.5000+180.4.3500)=0,157 т у.т./Гкал.

КПД котельной по отпуску теплоты:

hтэ=0,143/bтэ=0,1430,157=0,91.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

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

Себестоимость тепла, отпускаемого котельной:

Стэ=Сттэ+Икотпост/(Qтх+Qтф)=9,42+1,25.106/(61.3.5000+180.4.3500)=

=9,78 $/Гкал.

Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты:

Зтэ=(EnKкот+Икотпост+BкотЦтут)/(Qтх+Qтф)=

=(0,12.14,59.106+1,25.106+539473.60)/3,74.106=9,46 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=Цнтэ.(Qтх+Qтф)/Kкот=20.3,74.106/14,59.106=5,13.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kкот/(Qкотkшт)=14,59.106/(964.0,16)=94592 $/чел.

Таблица 2. 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		330	783		400	903
2	Число часов использования установленной мощности	h	ч/год	6300	5800	тх-5500 тф-3500	6300	5800	тх-5500 тф-3500
3	Годовой отпуск энергии	Э Qгод	МВт ч/ год Гкал/год		1,68 млн	1,98 млн		2,08 млн	3,74 млн
4	Удельный расход тепла	q	Гкал/ МВт ч	1,12			3,95
5	Удельный расход топлива на производство энергии	b	тут/ МВт ч тут/ Гкал		0,17	0,227		0,337	0,157
6	КПД по производству энергии		%		0,7	0,63		0,364	0,91
7	Полные капиталовложения	K	млн $	220				54,2	14,59
8	Условно-постоянные издержки	Ипост	млн $ год	17,2	6,75	10,45	4,73	3,58	1.15
9	Годовой расход топлива	В	тут/год	0,739 млн	0,29 млн	0,449 млн	1,859 млн	1,32 млн	0,539 млн
10	Переменные издержки	Ипер	млн $ год	44,36				66,54	34,02
11	Приведенные затраты	Зпр	млн $ год	84,6			129,16
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
12	Удельные приведенные затраты	Зээ Зтэ	$/МВт ч $/Гкал		19,76	25,96		37,3	9,46
13	Цена тонные условного топлива	Цтут	$/тут	60			60
14	Топливная составляющая себестоимости	Ст ээ Ст тэ	$/МВт ч $/Гкал		10,2	15,8		20,2	9,42
15	Себестоимость энергии	Сээ Стэ	$/МВт ч $/Гкал		14,4	18,8		21,94	9,78
16	Показатель фондоотдачи	Кфо	$/$	0,64				0,98	5,13
17	Показатель фондовооруже-ния	Кфв	$/чел	0,533 млн				0,223 млн	0,094 млн
18	Штатный коэффициент	kшт	чел/МВт чел ч/ Гкал	0,8				0,7	0,16
19	Норма амортизации	Рам	%	3,7				3,6	3,8
20	Удельные капиталовложения	k	$/кВт $ ч/ Гкал	424,4			167,4		16157

4. Построение характеристик относительных приростов

4.1 Характеристики относительных приростов К-200-130

Турбина	а	r	r'	Nэк
К-200	34,0	2,18	2,29	188

Qнт=a+rNэк+r'(Nн-Nэк)=34+2,18.200+2,29(200-188)=471,32 МВт;

Qнка=1,03Qнт=1,03.471,32=485,46 МВт;

Qэкка=a+rNэк+DQпот=34+2,18.188+14,56=458,4 МВт,

где DQпот=0,03Qнка=0,03.485,46=14,56 МВт;

Qmin=0,4Qнка=0,4.485,46=194,18 МВт;

Nmin=(Qmin-DQпот-a)/r=(194,18-14,56-34)/2,18=66,8 МВт.

Приросты котлоагрегата (см. график):

rкаmin=0,153 т у.т./Гкал;

rкаэк=0,178 т у.т./Гкал;

rканом=0,185 т у.т./Гкал.

r1=0,153.2,18.0,86=0,286 т у.т./МВт;

r2=0,178.2,18.0,86=0,33 т у.т./МВт;

r3=0,178.2,29.0,86=0,35 т у.т./МВт;

r4=0,185.2,29.0,86=0,36 т у.т./МВт.

4.2 Характеристики относительных приростов Т-110/120-130

Турбина	rk	r	QТфО	WТФО	c	А
Т-110	2.33	1.315	204	0.6	34.9	20.7

Nт=WтхоQтхо+WтфоQтфо-c=0,6.204-34,9=87,5 МВт;

Nк=Ni-Nнта=110-87,5=22,5 МВт;

Qнт=a+rNi-DrNт+Qтфо=20,7+2,33.110-1,315.87,5+204=365,94 МВт;

Qнка=Qнтkпот=365,94.1,03=377 МВт;

Qminт=a+rтNт+Qтфо=20,7+(2,33-1,315).87,5+204=313,5 МВт;

Qminт/Qнт=313,5365,94=0,86.

Приросты котлоагрегата (см. график):

rка100=0,185 т у.т./Гкал;

rка86=0,169 т у.т./Гкал.

r1=rка100 rк=0,185.2,33.0,86=0,37 т у.т./МВт;

r2=rка86 rк=0,169.2,33.0,86=0,338 т у.т./МВт.

4.3 Характеристики относительных приростов ПТ-135/165-130/15

Турбина	rk	r	WТХО	WТФО	c	а
ПТ-135	1.955	0.94	0.283	0.54	21.9	21.00

Nт=WтхоQтхо+WтфоQтфо-c=0,283.221+0,54.128-21,9=109,8 МВт;

Qнт=a+rNi-DrNт+Qтфо+Qтхо=

=21,0+1,955.135-0,94.109,8+221+128=530,7 МВт;

Qminт=a+rтNт+Qтфо+Qтхо=

=21,0+(1,955-0,94).109,8+221+128=481,4 МВт;

Qнка=Qнтkпот=530,7.1,03=546,6 МВт;

Qminт/Qнт=481,4:530,7=0,91.

rка100=0,185 т у.т./Гкал;

rка91=0,173 т у.т./Гкал.

r1=rка100 rк=0,185.1,955.0,86=0,31 т у.т./МВт;

r2=rка91 rк=0,173.1,955.0,86=0,2 т у.т./МВт.

5. Расчёт NPV

5.1 Комбинированная схема

Стоимость основных фондов: Сбоф=KSтэц=128,1.106 $.

Прибыль:

Пр=ЦнээЭтэц+ЦнтэQтэц-Ипост-Ипер=

=30.1,79.106+20.2,59.106-8,3.106-57,78.106=39,42.106 $/год.

Процентная ставка: R=8%.

Тогда:

NPV=128,1.106-0,05.128,1.106+39,42.106.10,68=0,54.109 $.

5.2 Раздельная схема

КЭС

Стоимость основных фондов: Сбоф = Kкэс = 62,55.106 $.

Прибыль:

Пр = ЦнээЭкэс - Ипост - Ипер = 30 1,85.106 - 3,9.106 - 67,2.106 = -15,6.106 $/год.

Процентная ставка: R = 8%.

Тогда:



NPV = 62,55.106 - 0,05.62,55.106 - 15,6.106.10,68 = -0,1.109 $.

Котельная

Стоимость основных фондов:

Сбоф = Kкот = 12,76.106 $.

Прибыль:

Пр = ЦнтэQкот - Ипост - Ипер =

= 20 3,74.106 - 1,18.106 - 34,02.106 = 39,6.106 $/год.

Процентная ставка:

R = 8%.

Тогда:

NPV = 12,76.106 - 0,05.12,76.106 + 39,6.106.10,68 = 0,43.106 $.

Заключение

В данной работе на основании технико-экономического анализа приводится обоснование строительства ТЭЦ. Одним из критериев экономической эффективности служит min приведенных затрат. Приведенные затраты меньше у комбинированной схемы. При сравнении вариантов по дисконтированной стоимости так же видно, что вариант с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергией 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 (котельная более экономична ТЭЦ), однако при сравнении технико-экономических показателей производства электроэнергии очевидно преимущество ТЭЦ.

Литература

Нагорнов В.Н. Методические указания к курсовой работе по `Организация, планирование и управление предприятием' для студентов специальности 10.05 `Тепловые электрические станции' - Мн., БГПА, 1990.

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

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

Размещено на Allbest.ru