Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский национальный технический университет

Энергетический факультет

Кафедра «Экономика и организация энергетики»

Группа 106413

Курсовая работа

по дисциплине

«Организация и планирование в энергетике»

Выбор оптимального варианта энергоснабжения района

Исполнитель: Болтрукевич П.О.

Руководитель: д. т. н., профессор

Бокун И.А.

Минск 2007г.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. РАСЧЕТ КОМБИНИРОВАННОЙ СХЕМЫ

1.1 Выбор оборудования

1.2 Расчет капиталовложений в ТЭЦ

1.3 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

1.4 Расчет 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)

5. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

энергоснабжение теплоэлектроцентраль конденсационная электростанция

Энергоснабжение потребителей осуществляется по двум принципиально различным схемам: комбинированной (тепло и электроэнергию получают от одного источника -- ТЭЦ) и раздельной (тепло отпускается от котельной, а электроэнергия от КЭС).

В комбинированной схеме (теплофикация) тепло рабочего тела используется сначала для выработки электроэнергии, а затем отработанное тепло низкого потенциала подаётся в тепловые сети централизованного теплоснабжения. Получаемая при этом экономия тепла, согласно принятому в РБ физическому методу, полностью относится на электроэнергию, за счёт чего удельный расход Для развития теплофикации требуются значительные капиталовложения, как правило, больше, чем при раздельной схеме. Вместе с тем при значительных тепловых нагрузках строительство ТЭЦ позволяет достигать более высокой степени концентрации и централизации теплоснабжения по сравнению с котельными, что приводит к некоторому снижению удельных капиталовложений как непосредственно в ТЭЦ, так и в тепловые сети, облегчает использование низкосортных топлив, снижает эксплуатационные издержки, повышает производительность труда, даёт экономию топлива. Комбинированная схема позволяет применять высокоэффективные методы очистки дымовых газов, строительство высоких дымовых труб. Для ТЭЦ характерно отсутствие протяжённых магистральных линий электропередач, сложных распределительных устройств, что даёт сокращение капиталовложений по сравнению со схемой выдачи мощности на КЭС. С другой стороны, на ТЭЦ вследствие увеличения радиуса передачи тепла растут затраты в магистральные тепловые сети.

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

Рис. 1. Схема энергоснабжения потребителей:

а - комбинированная; б - раздельная.

1. РАСЧЁТ КОМБИНИРОВАННОЙ СХЕМЫ

1.1 Выбор основного оборудования

Для того чтобы начать расчет схемы энергоснабжения необходимо подобрать энергетические парогенераторы для заданных турбоагрегатов. Для турбин ПТ-60/75-130/13 максимальный расход пара через цилиндр высокого давления составляет 370 т/ч, а для турбины Т-110/120-130 - 460 т/ч Производительность котла выбирается такой, чтобы обеспечивался максимальный расход пара на турбину с учетом расхода теплоты на собственные нужды и потери в паропроводах 4%. Так как у нас имеется две турбины ПТ-60/75-130/13 и одна турбина Т-110/120-130, то необходимая паровая нагрузка котлов составляет:

Dк = 1,04·(2·370+1·460) = 1200 т/ч.

Выбираем 3 парогенератора БКЗ-420-140 ГМ.

Часовой отпуск теплоты из теплофикационных отборов турбин:

ПТ-60/75-130/13: Т-110/120-130:

Принимаем коэффициент теплофикации , а годовой коэффициент .

Количество теплоты, отдаваемое тепловому потребителю с отборов турбин:



Т.к Qчтф = (Qчо+в + Qчгв) тс, то распределяем часовой отпуск теплоты от ТЭЦ между отоплением, вентиляцией и горячим водоснабжением соответственно удельным нагрузкам на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

qо+в = 13,1 Гкалчел.годhо+в=2300 ч

qгв = 8,1 Гкалчел.годhгв=3500 ч

тс = 0,95 - КПД тепловых сетей

qо+в = 13,1 (8,1 + 13,1) = 61,79 %;

qгв = 8,1 (8,1 + 13,1) = 38,39 %.

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

Qчо+в = Qчтф тс 0,6179 = 507,7 0,95 0,6179 = 298 Гкалч;

Qчгв = Qчтф тс 0,3839 = 507,7 0,95 0,3839 = 185,2 Гкалч.

Годовые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

Qо+в = Qчо+в hо+в = 298 2300 = 685400 Гкалгод;

Qгв = Qчгв hо+в = 185,2 3500 = 648200 Гкалгод.

Годовая отопительная нагрузка ТЭЦ к расчетному году:

Qртф = Qо+в + Qгв = 685400 + 648200 = 1333600 Гкалгод.

Так, как Qртф = zр (qо+в + qгв), то число жителей:

zр = Qртф (qо+в + qгв) =1333600 (13,1 + 8,1) = 62906 человек.

Принимаем zр=63000 человек.

Суммарный годовой отпуск теплоты от ТЭЦ:

Qтф = Qртф тс = 1333600 0,95 = 1403789,5 Гкалгод.

Годовой отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ:

Qтфо = Qтф тф =1403789,5 0,85 = 1193221 Гкал.

Годовой отпуск тепла от ПВК:

Qпвк = (1 - тф) Qтф = (1 - 0,85) 1403789,5 =210568,5 Гкал.

Часовой отпуск тепла от ПВК:

Qчпвк = Qчтф - Qчтфо = 507,7 - 264= 243,7 Гкалч.

Выбираем пять КВГМ-50 производительностью по 50 Гкал/ч.

1.2 Расчет технологической нагрузки ТЭЦ

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

Характеристики производств Таблица 1

Производство	Годовой объем производимой продукции	Удельный расход теплоты на ед. продукции	Число часов использования максимума тепловой нагрузки
	Пi	qTXI	hTXI
Машиностроение	3100106 $год	460 Гкал/(106 $)	3100 ч

Максимальный часовой отпуск теплоты потребителям:

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

Часовой отпуск теплоты на технологические нужды от ТЭЦ:

Q чTX = QчTXM / пс + QснTX,

где: ПС = 0,96 - КПД паровых сетей,

QснTX - часовой расход теплоты на собственные нужды.

Принимаем QснTX = 0. Тогда:

Q чTX = 460 / 0,96 + 0 = 480 Гкал/ч.

Годовой отпуск теплоты на технологические нужды:

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

Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ на технологические нужды:

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

Часовой отпуск теплоты на технологические нужды из отборов ТЭЦ:

QчTXO = QчTX чTX,

где: чTX - часовой коэффициент теплофикации для технологических отборов.

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

Тогда:

QчTXO = 480 0,82 = 393,6 Гкал/ч.

Годовой отпуск тепла на технологические нужды от РОУ:

Qроу = (1 - TX) · QTX = (1 - 0,91) 1,49106 = 134,1103 Гкал.

Число часов использования технологических отборов:

hTXO = QTXO / QниTXO,

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

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

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

QнчTXO (ПТ-60) = 140 Гкал/ч.

hTXO = 1,36106 / (2 · 140) = 4857 ч.

1.3 Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

Капиталовложения в основное оборудование:

Таблица 2. Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ

Агрегат	Вид топлива	Затраты на одну единицу оборудования
		I-головной	II-последующий
ПТ-60/75-130/13	-	24,10106$	12,0106$
Т-110/120-130	-	-	30,8106$
БКЗ-420-140	газ	12,10106$	9,5106$
КВГМ-50	газ	-	0,9106$

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

Постоянные годовые издержки:

, где:

 - норма амортизации. Принимаем .

- штатный коэффициент. Принимаем .

- среднегодовая заработная плата. Принимаем . .

1.4 Определение годового расхода топлива

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

Таблица 1. Энергетические характеристики турбин Т-100 и ПТ-60, МВт/МВт.

Турбина	rk	r	WТХО	WТФО	c	а
ПТ-60	2,33	1,315	0,305	0,528	9,9	16,3
Т-100	2,33	1,315	-	0.6	34,9	20,7

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=5700 ч/год; h=5500 ч/год;

Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

Общая потребность в теплоте от паровых котлов:

где

Принимаем:

Годовой расход условного топлива на паровые котлы:

гдеKп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.

Расход топлива на ПВК:

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

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

Переменные годовые издержки:

1.5 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 = 0,2.106 $/км;kлэп = 0,15.106 $/км.

Издержки:

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

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

Приведенные затраты в варианте с ТЭЦ:

Зтэц = Eн K?тэц + Ипост + Ипер + Eн · (kтс + kлэп) + Итс + Илэп =

= 0,12 . 102,5.106 + 9,8·106 + 98,55.106 + 0,12 · (5.106 + 5,25.106) + 0,468.106 + 0,1785·106 = 122,5.106 $/год .

2. РАСЧЁТ 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 300 МВт, т.е. один блок К-300-240, расход пара 920 т/ч, топливо - газ.

Полные капиталовложения в КЭС:

К'кэс= КI+КII(n-1),

где: КI - капиталовложения в головной блок,

КII- капиталовложения в последующие блоки.

Для К-300-240:

КI= 62,2·106 $,

К'кэс= 62,2·106$.

Постоянные годовые издержки :

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

где: Рам=3,8%- норма амортизационных отчислений для КЭС,

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

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

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

1,3- коэффициент, учитывающий общестанционные нужды.

Икэс'пост = 1,3(1,262,21063,8/100 + 0,7300 3000) = 4,51106$.

Отпуск электроэнергии:

Экэс=Nкэс· h(1-Эсн / 100),

где: Nкэс - мощность КЭС,

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

Экэс= 300 5800· (1 - 5,5 / 100) = 1,64106 МВтч.

Выработка электроэнергии на КЭС :

Эi= Nкэс· h = 300·5800 = 1740000 МВтч.

Выработка электроэнергии одним блоком:

Эi = Эi / 1 = 1740000 / 1 = 1740000 МВтч.

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

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

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

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

Ээк - годовая выработка электроэнергии при мощности меньше экономической,

Тр- число часов работы в году.

Энергетические характеристики турбины К-300-240 МВт/МВт Таблица 4.

Nн	а	r	r'	Nэн
300	47,3	2,17	2,21	280

Выработка электроэнергии при экономической нагрузке блока:

Ээк = Эi-( Эi- Ээкi );

Выработка электроэнергии при нагрузке блока больше экономической:

Эi- Ээкi= Эi (Nн - Nэн) / Nн;

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

Эi- Ээкi = 0,95 1740000(300-280)/300= 110200 МВтч;

Ээк= 1740000- 110200=1629800 МВтч;

Q тi = 47,36300+2,17 1629800+2,21 110200=4,08·106 МВт·ч/год.

Годовой расход топлива на 1 блок:

Bгод=Qтi / (hб--каi·Kп)+Bn·n,

где: hб--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,

Расход топлива на пуск из холодного состояния Bхn= 80 т у.т., число пусков =1.

Расход топлива на пуск из горячего состояния Bгn= 54 т у.т., число пусков =2.

Bгод =4,08·106/(0,938,14 )+ 180+254=0,54·106 т у.т.

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии:

bээ= Bгод / Эi· (1-DЭсн / 100)= 0,54·106/ 1740000· (1 - 5,5 /100) =

= 0,29 т у.т./МВт·ч.

Годовой расход топлива на КЭС:

Bкэс=SBкэс = 1·Bгод =1· 0,54·106 = 0,54106 т у.т./год.

Переменные годовые издержки КЭС:

Икэс'пер=Bкэс · Цт= 0,54.106.150$ =81106 $.

2.2 Расчёт 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 паровых котлов:

Z=Qчтх/Qнчпк .

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

Номинальная часовая производительность парового котла:

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

Количество паровых котлов:

Z = 28097,6 = 2,86 3 ;

Количество водогрейных котлов:

l = Qчтф/Qчнвк ;

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

l = 507,7 / 100 = 5,077;

Выбираем 5 водогрейных котла типа КЗТК-100 производительностью 100 Гкал/ч и 1 водогрейный котел КВТС-10 производительностью 10 Гкал/ч.

Капиталовложения в котельную:

Kкот=KIпкi+KIIпкi+ KIвкi + KIIвкi,

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

KIIпкi , KIIвкi - капиталовложения в последующие котлы;

KIпк=2022103$ KIвк =2256103$

KIIпк =950103$ KIIвк=398103$

Kкот=(2022+2950 + 52256+1398)·103 =15,6106$.

Постоянные годовые издержки котельной:

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

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

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

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

Qчкот - суммарная теплопроизводительность котельной:

Qчкот = 280+397,6 =572,8 Гкал/ч.

Икотпост = 1,3· (1,1 15,6106 6,5 / 100 + 0,21 572,8 3000) = 1,92106 $.

Годовой расход топлива на котельную:

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

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

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

KП - перевода, KП = 7 Гкал/т у.т.

Bкот = (1 - 0,02) · (1,36106 / (0,9 7) + 1,4 ·106 / (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) · b,

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

Kкэс = 62,2·106 (230 300) 1,05 = 50106 $.

Доля условно-постоянных эксплуатационных затрат КЭС:

Икэспост=И*кэспост ·a Nтэц / Nкэс,

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

Икэспост = 4,51106 1,04 (230 / 300) = 3,6106$.

Доля условно-переменных издержек:

Икэспер=И'кэсперaЭтэц/Экэс = 81106 1,04 · 0,44·106/ 1,64106 = 22,6·106$.

Капиталовложения в раздельную схему:

Kр = Kкэс + Kкот + Kртс + Kрлэп .

Kртс = kтс · lтс = 4·106 15км = 60.106 $.

Kрлэп=kлэп · lлэп = 0,56·106 100км = 56.106 $.

Kр = 50106+ 15,6106+ 60.106 + 56.106 = 181,6·106 $.

Годовые условно-переменные издержки раздельной схемы:

Ирпер=Икэспер+Bкот · Цтут = 22,6·106+ 0,44·106. 150 =88,6.106 $.

Приведенные затраты в раздельную схему:

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

где: Иртс = 0,075 · Kртс = 0,075 . 60.106 = 4,5.106 $,

Ирлэп = 0,034 · Kрлэп = 0,034 . 56.106 = 1,91.106 $.

Тогда:

Зр = 0,12 181,6106 + 4,51106+ 1,92106 + 88,6.106 + 4,5106 + 1,91106 = 123,22106$/год.

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

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

3.1 Комбинированная схема

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=S(Qтi - (Qтхоi + Qтфоi))= 5,1·106 - (1,36·106 + 1193137) = 2,55·106 МВт·ч/год.

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ = Qэ / (бка · Kп) = 2,55·106 / (0,94 . 8,14) = 0,33.106 т у.т.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qбэ = Qэ / Этэц = 2,55.106 0,44.106 = 5,8 Гкал/МВт·ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ = Bээ / Этэц = 0,33·106 0,44.106 = 0,3 т у.т./МВт·ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ = Bтэц - Bээ + Этэсн Этэц bээ,

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

Bтэ = 0,657.106 - 0,33106 + 0,08 0,44.106 0,3 = 0,35·106 т у.т.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ = Bтэ / (Qтх + Qтф) = 0,35.106 / (1,49106 + 1403690,5) = 0,158 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

hээ = 0,123 / bээ = 0,123 0,3 = 0,41.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ = 0,143 / bтэ = 0,143 0,158 = 0,90

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост = Итэцпост . (Bээ / Bтэц) = 9,8106. 0,33.106 / 0,657.106 = 5,22.106 $.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост = Итэцпост . (Bтэ / Bтэц) = 9,8.106 . 0,35.106 / 0,657.106= 5,22106 $.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ = (Иээпост + Bээ Цтут) / Этэц = (5,22.106 + 0,33.106 . 150) / 0,44.106 = 124,4 $/МВт·ч.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ = bээ Цтут = 0,75 . 150 = 112,5 $/МВт·ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ = (Итэпост + Bтэ Цтут) / Qтэц = (5,22106 + 0,35.106. 150) / (1,49106 + 1403690,5) = 20 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ = bтэ Цтут = 0,12 . 150 = 18 $Гкал.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ = (Зтэц / Этэц) (Bээ / Bтэц) = (122,5.106 / 0,44.106) (0,33.106 / 0,657.106) = 139,8 $/МВт·ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ = (Зтэц / Qтэц) (Bтэ / Bтэц) = (136,6.106 / (1,49106 + 1021926,3)) Ч(0,4.106 / 7,51.105) = 29 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо = (Цнээ . Этэц + Цнтэ . Qтэц) / Kтэц = (97,9 . 1280640 + 30,6 . (1,49106 + 0,25106)) / 104,1.106 = 2,05,

где: ЦТЭН = СТЭТ / (1 - R) = 26/ (1 - 0,15) = 30,6 $/Гкал.

ЦЭЭН = СЭЭТ / (1 - R) + bээ Цтут = 45 / 0,85 + 0,3 . 150 = 97,9 $/МВт.ч.

Показатель фондовооружённости:

Kфв = Kтэц / (Nтэц kшт) = 104,1.106 / (240 . 1,7) = 0,24106 $/чел.

3.2 Раздельная схема

КЭС

Полный расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ = Qтi (1 + DП / 100) = 4,01·106 (1 + 1,2 100) = 4,06·106 МВт·ч,

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

Удельный расход тепла на турбоагрегаты:

qт = Qэ / Экэс = 4,06·106 1,64106 = 2,47 Гкал/МВт.

КПД турбоустановки:

hт = 1 / qт = 1 2,47 = 0,546.

КПД КЭС по отпуску электроэнергии:

hээ = 0,123 / bээ = 0,123 0,322 = 0,382.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ = bээ Цтут = 0,322 . 150 = 47,85 $/МВт·ч.

Себестоимость электроэнергии на шинах КЭС:

Сээ = Стээ + Икэспост / Экэс = 47,85 + 3,75106/ (1,64106) = 50,1 $/МВт·ч.

Удельные приведенные затраты на КЭС на производство электроэнергии:

Зээ = (Eн K*кэс + И*кэспост +И*кэспер) / Экэс = (0,12 . 62,2·106 + 4,51106+ 79,5106) / (1,64106) = 57,1 $/МВт·ч.

Показатель фондоотдачи:

Kфо = Цнээ . Экэс / K*кэс = 104,14. 1,64106/(62,2·106)=2,75,

где:

ЦЭЭН = СЭЭТ / (1 - R) + bээ Цтут = 47,85 / 0,85 + 0,322 . 150 =104,14 $/МВт.ч.

Показатель фондовооружённости:

Kфв = K*кэс / (Nкэс kшт) = 62,2·106 / (300 . 0,7) = 0,296106 $/чел.

Котельная

Удельные капиталовложения в котельную:

k = Kкот / (Qтх + Qтф) = 2,002.106 (1,49106 + 1,02 ·106) = 0,8 $/Гкал.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ = Bкот / (Qтх + Qтф) = 0,39.106 (1,49106 + 1,02106) = 0,16т у.т./Гкал.

КПД котельной по отпуску теплоты:

hтэ = 0,143 / bтэ = 0,143 0,16 = 0,79.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ = bтэ . Цтут = 0,16 . 150 = 27 $/Гкал.

Себестоимость тепла, отпускаемого котельной:

Стэ = Сттэ + Икотпост / (Qтх + Qтф) = 27 + 0,84106 / (1,49106 + 1,02106) =

= 27,38 $/Гкал.

Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты:

Зтэ = (Eн . Kкот + Икотпост + Bкот . Цтут) / (Qтх + Qтф) = (0,12 . 2,002.106 +

+ 0,67.106 + 0,84106 . 150) / (1,49106 + 1,02106) = 23,7 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо = Цнтэ . (Qтх + Qтф) / Kкот = 31,76 . (1,49106 + 1,02106) / 2,002.106 = 5,4,

где: ЦТЭН = СТЭТ / (1 - R) = 27,38 / 0,85 = 31,76 $/Гкал.

Показатель фондовооружённости:

Kфв = Kкот / (Qкот . kшт) = 2,002.106 / (908 . 0,21) = 0,01106 $/чел.

4. СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПО ЧИСТОМУ ДИСКОНТИРОВАННОМУ ДОХОДУ (NPV)

4.1 Комбинированная схема энергоснабжения

Балансовая стоимость основных фондов:

Софб = Ктэц + Ктс + Клэп = 102,5.106 + 5·106 + 5,25·106 = 112,75·106 у.е.

Ликвидная стоимость основных фондов:

Софл = 5% · Софб = 0,05 · 112,75·106 = 5,64·106 у.е.

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

ЦТЭН = СТЭТ / (1 - R) = 26 / 0,85 = 30,7 $/Гкал.

ЦЭЭН = СЭЭТ / (1 - R) + bээ · Цтут = 45 / 0,85 + 0,3 . 150 = 74,6 $/МВт.ч.

Срок службы ТЭЦ принимаем Тсл = 25лет.

Норма амортизации:

Прибыль после ввода в работу всего оборудования:

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

где: И? = Ипост + Ипер + Итс + Илэп = 9,8106+ 98,55.106 + 0,468·106 + 0,179·106 = 109·106 у.е.,

ИА = Софб · РА / 100 = 104,45·106 · 4 / 100 = 4,2·106 у.е.

Пр = 74,6 · 1280640 + 30,7 · (1,49·106 + 1,02·106) - 109·106 + 4,2·106 =

= 67,8·106 у.е.

Расчётная формула NPV, :

где: I = Софб - Софл ·= 112,75·106 - 5,64·106 = 107,11·106 у.е.

Принимаем процентную ставку r=10% :

4.2 Раздельная схема энергоснабжения

Балансовая стоимость основных фондов:

Софб = Ккотб +Kкэс +Ктс + Клэп = Кр =170,2·106 у.е.

Ликвидная стоимость основных фондов:

Софл = 5% · Софб = 0,05 · 170,2·106 = 8,51·106 у.е.

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

ЦЭЭН = СЭЭТ / (1 - R) + bээ · Цтут = 47,85 / 0,85 + 0,322 . 150 = 94,4 $/МВт.ч.

ЦТЭН = СТЭТ / (1 - R) = 27 / 0,85= 31,7 $/Гкал.

Срок службы КЭС и котельной принимаем Тсл=25лет.

Норма амортизации:



Прибыль после ввода в работу всего оборудования:

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

где: И? = Ипост + Ипер + Итс + Илэп = 4,51·106 + 88,6.106 + 4,5·106 + 1,91·106 =

= 99,52·106 у.е.,

ИА = Софб · РА / 100 = 170,2·106 · 4 / 100 = 6,81·106 у.е.

Пр = 94,4 · 1,7·106 + 31,7 · (1,49106 + 1,02106)- 99,52·106 + 6,81·106 = 148,2·106 у.е.

Расчётная формула NPV, :

где: I = Софб - Софл ·= 180,2·106 - 8,51·106 = 171,7·106 у.е.

Принимаем процентную ставку r=10% :

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

5. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЁТА

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

Сводная таблица результатов курсовой работы. Таблица 5.

№	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Комбинированная схема	Раздельная схема
				общий показатель	электроэнергия	теплота	общий показа-тель	КЭС	котель-ная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Установленная мощность	N Q	МВт Гкал/ч	-	230	544	-	300	908
2	Число часов использования установленной мощности	h	ч/год	-	5800	4600	-	5800	4600
3	Годовой отпуск энергии	Э Qгод	МВт ч/ год Гкал/год	-	1,28 млн	5,57млн	-	1,64 млн	4,01 млн
4	Удельный расход тепла	q	Гкал/ МВт ч	-	2,3		-	2,47	-
5	Удельный расход топлива на производство энергии	b	тут/ МВт ч тут/ Гкал	-	0,3	0,16	-	0,322	0,16
6	КПД по производству энергии		%	-	41	90	-	38,6	79
7	Полные капиталовложения	K	млн $	102,5	-	-	170,2	62,2	2,002
8	Условно-постоянные издержки	Ипост	млн $ год	9,8	-	-	12,41	4,59	0,84
9	Годовой расход топлива	В	тут/год	0,657млн	0,38млн	0,4млн	0,98 млн	0,54млн	0,44млн
10	Переменные издержки	Ипер	млн $ год	98,55	-	-	123,1	79,5	43,6
11	Приведенные затраты	Зпр	млн $ год	122,5	-	-	154,5	-	-
12	Удельные приведенные затраты	Зээ Зтэ	$/МВт ч $/ГДж	-	54	29	-	57,1	23,7
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
13	Цена тонны условного топлива	Цтут	$/тут	150	-	-	150	-	-
14	Топливная составляющая себестоимости	Ст ээ Ст тэ	$/МВт ч $/ГДж	-	45	24	-	47,85	27
15	Себестоимость энергии	Сээ Стэ	$/МВт ч $/ГДж	-	48,5	26	-	53,6	27,38
16	Показатель фондоотдачи	Кфо	$/$	2,05	-	-	-	2,75	5,4
17	Показатель фондовооруже-ния	Кфв	$/чел	0,24млн.	-	-	-	0,296млн	0,08млн
18	Штатный коэффициент	kшт	чел/МВт чел / ГДж	1,7	-	-	-	0,7	0,21
19	Норма амортизации	Рам	%	5,15	-	-	-	6,1	6,5
20	Удельные капиталовложения	k	$/МВт $ / ГДж	0,445млн	-	-	-	0,17млн	0,8

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе на основании технико-экономического анализа приводится обоснование строительства ТЭЦ. Одним из критериев экономической эффективности служит минимум приведенных затрат. Приведенные затраты меньше у комбинированной схемы. При сравнении вариантов по чистому дисконтированному доходу (NPV) так же видно, что вариант с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергий предпочтительнее раздельной выработки.

Прежде всего, этот вывод сделан на сравнении приведенных затрат при условии энергетической сопоставимости вариантов. Кроме того, технико-экономические показатели производства теплоты отличаются незначительно (котельная более экономична), однако, при сравнении технико-экономических показателей производства электроэнергии очевидно преимущество ТЭЦ.

ЛИТЕРАТУРА

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

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