Выбор схемы энергоснабжения потребителей

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский Национальный Технический Университет

Энергетический факультет

Кафедра «Экономика и организация энергетики» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Курсовая работа по дисциплине «Экономика предприятия» на тему:

« Выбор схемы энергоснабжения потребителей » 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                               

Проверила: Сологуб Н.А. 
 

Минск, 2011 г. 
 
 

     СОДЕРЖАНИЕ

     Введение  ………………………………………………………………………3

     Комбинированная схема энергоснабжения…………………………………5

     Выбор состава основного оборудования на ТЭЦ………………………….5

     Расчет  капиталовложений……………………………………………………8

     Определение годового расхода топлива…………………………………….9

     Раздельная  схема…………………………………………………………….12

     Капиталовложения  и годовые эксплуатационные издержки КЭС……….12

     Выбор оборудования котельной……………………………………………14

     Капиталовложения  и годовые эксплуатационные издержки в

     котельную………………………………………………………………….....14

     Технико-экономические  показатели……………………………………….17

     Комбинированная схема……………………………………………………17

     Раздельная  схема…………………………………………………………….20

     Заключение………………………………………………………………….23

     Список  использованных источников………………………………………25 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     ВВЕДЕНИЕ

     Энергоснабжение потребителей может осуществляться по двум принципиально различным  схемам: комбинированной (тепло и  электроэнергию получают от одного источника  – ТЭЦ) и раздельной (тепло отпускается  от котельной, а электроэнергия –  от конденсационных электрических  станций (КЭС)).

     ТЭЦ конструктивно устроена как конденсационная  электростанция (КЭС). Главное отличие  ТЭЦ от КЭС состоит в возможности  отобрать часть тепловой энергии  пара, после того, как он выработает электрическую энергию. В зависимости  от вида паровой турбины, существуют различные отборы пара, которые позволяют  забирать из нее пар с разными  параметрами. Турбины ТЭЦ позволяют  регулировать количество отбираемого  пара. Отобранный пар конденсируется в сетевых подогревателях и передает свою энергию сетевой воде, которая  направляется на пиковые водогрейные  котельные и тепловые пункты. На ТЭЦ есть возможность перекрывать  тепловые отборы пара, в этом случае ТЭЦ становится обычной КЭС. Это  дает возможность работать ТЭЦ по двум графикам нагрузки:

• тепловому — электрическая нагрузка жёстко зависит от тепловой

нагрузки (тепловая нагрузка — приоритет)

• электрическому — электрическая нагрузка не зависит от тепловой,         либо тепловая нагрузка вовсе отсутствует (приоритет — электрическая нагрузка).

     Совмещение  функций генерации тепла и  электроэнергии (когенерация) выгодно, так как оставшееся тепло, которое  не участвует в работе на КЭС, используется в отоплении. Это повышает расчетный  КПД в целом (80 % у ТЭЦ и 30 % у  КЭС), но не говорит об экономичности  ТЭЦ. Основными же показателями экономичности  являются: удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и КПД  цикла КЭС. 

     При строительстве ТЭЦ необходимо учитывать  близость потребителей тепла в виде горячей воды и пара, так как  передача тепла на большие расстояния экономически нецелесообразна.

     Котельная — сооружение, в котором осуществляется нагрев рабочей жидкости (теплоносителя) для системы отопления или  пароснабжения, расположенное в  одном техническом помещении. Котельные  соединяются с потребителями  при помощи теплотрассы и/или  паропроводов. Основным устройством  котельной является паровой, жаротрубный  и/или водогрейный котлы. Котельные  используются при централизованном тепло- и пароснабжении или при  местном снабжении, если эта котельная  локального значения (в пределах частного дома, квартала). [1]

     В данной курсовой работе осуществляется выбор состава основного оборудования, рассчитаны капиталовложения, издержки, основные технико-экономические показатели комбинированной и раздельной схемы 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     1 КОМБИНИРОВАННАЯ СХЕМА ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

     1.1 Выбор состава основного оборудования на ТЭЦ

     Задано:

     2×ПТ-60-130                

     3×Т-110-130               

     1×Т-175-130      

     Определим часовые теплофикационные нагрузки на технологические и теплофикационные нужды с учетом потерь, принимая КПД тепловых сетей = 0.93,  КПД промышленных сетей = 0.95:

      =                                                             (1.1)

     = = 456

      =                                                           (1.2)

     = = 1991

         Определим годовые технологические и теплофикационные нагрузки на ТЭЦ:

      = ∙                                                     (1.3)

      = 456 ∙ 6000 = 2736000 Гкал

      = ∙                                                   (1.4)

      = 1991 ∙ 3500 = 6968500 Гкал

     Часовой отпуск теплоты из турбин ТЭЦ (Табл. 15)[2]:

• 2×ПТ-60-130:

      = 195;           68

• 3×Т-110-130:

      = 0; 235

• 1×Т-175-130:

      = 0;  270

     Суммарный часовой отпуск теплоты из отборов:

     = n ∙                                                     (1.5)

     = 2 ∙ 195 + 3 ∙ 0 + 1 ∙ 0 = 390

     = n ∙                                                    (1.6)

     = 2 ∙ 68 + 3 ∙ 235 + 1∙ 270 = 1111

     Выполняем пересчет: 1111 – 60%

                                             

         

     Мощность  пиковых водогрейных котлов:

      = -                                                (1.7)

     =1991 – 1852 = 139

     Выбираем  пиковые водогрейные котлы (Табл. 18):

• 2×КВТС-20
• КЗТК-100

     Определяем  часовой коэффициент теплофикации:

      =                                                             (1.8)

      = = 0.56

      = 0.88 [2]

     Коэффициент теплофикации характеризует участие  тепла из отборов турбины в покрытии общей тепловой нагрузки ТЭЦ. Чем больше этот коэффициент, тем более комбинированная выработка тепловой и электроэнергии, меньше расход топлива на эту выработку, уменьшается стоимость оборудования ТЭЦ.

     Часовой отпуск теплоты на технологические  нужды от редукционно-охладительного устройства (РОУ):

      = -                                                    (1.9)

      = 456 – 390 = 66

     Часовой коэффициент технологически нужд:

      =                                                             (1.10)

      = = 0.86

      = 0.93 [2]

     Годовой отпуск теплоты из отборов турбины  ТЭЦ на технологические и теплофикационные нужды:

      = ∙                                                    (1.11)

      = 2736000 ∙ 0.93 = 2544480 Гкал

      = ∙                                                  (1.12)

      = 6968500 ∙ 0.88 = 6132280 Гкал

     Годовой отпуск тепла от пиковых водогрейных  котлов:

      = (1 - ) ∙                                            (1.13)

     = (1 – 0.88) ∙ 6968500 = 836220 Гкал

     Годовой отпуск тепла от редукционно-охладительных  устройств:

      = (1 - ) ∙                                              (1.14)

       = (1 – 0.93) ∙ 2736000 = 191520 Гкал

     К турбоагрегатам подбираем паровые  котлы. Производительность котла берется  такой, чтобы номинальный расход пара на турбину с учетом расхода теплоты на собственные нужды и потери в паропроводе составлял 4%.

      = ∙ 1.04                                                   (1.15)

      - расход теплоты  на турбину.

      = (2 ∙ 268 + 3 ∙ 460 + 1 ∙ 760) ∙ 1.04 = 2783

     Определим число котлоагрегатов:

     n =                                                            (1.16)

     n = = 4

     Выбираем  котлы:

• 4×E-640-24
• 2×E-100-24
• 1×E-35-14

     1.2 Расчет капиталовложений

     Капиталовложения  в ТЭЦ определяются:

      =                              (1.17)

      = 1400 – капиталовложения в головной турбоагрегат;

      = 1100 - капиталовложения в последующие турбоагрегаты;

      = 220000 у.е. – капиталовложения в головной котел;

      = 160000 у.е. – капиталовложения в последующие котлы.

     Удельные  капиталовложения:

       =                                                              (1.18)

      - мощность ТЭЦ.

      =                                                       (1.19)

       = 2 ∙ 60000 + 3 ∙ 110000 + 1∙175000 = 625000 кВт

     Постоянные  годовые издержки:

      = 1.3 ∙ (1.2 ∙  ∙ + ∙ ∙ )                        (1.20)

     1.2 - коэффициент, учитывающий издержки на текущий ремонт;

     1.3 - коэффициент, учитывающий общехозяйственные расходы;

      - норма амортизации,  принимаем равной 5,3 %;

      - штатный коэффициент,  равный 0.55

      - средняя годовая  заработная плата,  = 8500 ;

      = 60000 ∙ 1400 + 3 ∙ 60000 ∙ 1100 + 3 ∙ 110000 ∙ 1100 + 1 ∙ 175000 ∙ 1100 + 1∙220000 + 3 ∙ 160000 + 2 ∙ 70000 + 2 ∙ 91500 + 2 ∙ 40000 +1∙91500 +2∙22900= 706517300 у. е.

       = = 1130

      = 1.3 ∙ (1.2 ∙ 706517300 ∙ + 0.55 ∙ 625 ∙ 8500) = 62213288 у.е.

     1.3 Определение годового расхода  топлива

     Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик  турбоагрегатов и котлов.

      =             (1.21)

      - удельный расход  теплоты на холостой  ход (= 16.3 для ПТ-60-130, 20.7 для Т-110-130, 29.89 для Т-175-130);

     , - относительные приросты теплоты на конденсационные режимы и уменьшение относительного прироста турбин на теплофикационный режим (для ПТ-60-130 и Т-175-130 = 2.33, = 1.315; для Т-110-130 = 2.316, = 1.3);

     С – потери мощности в отборах (С = 9.9 для ПТ-60-130, 34.9 для Т-110-130, 24.4 для Т-175-130);

     T – число часов работы турбины в году, Т = 6000 ч.

      =                           (1.22)

      - удельная выработка  электроэнергии на  технологическом  потоке, (для ПТ-60-130 = 0.305, для Т-110-130 = 0, для Т-175-130 = 0);

      - удельная выработка  электроэнергии на  теплофикационном  отборе (для ПТ-60-130 = 0.528, для Т-110-130 и Т-175-130  = 0.6).

      = ∙                                                       (1.23)

      = ∙                                                      (1.24)

     Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

      =                                      (1.25)

      - расход электроэнергии  на собственные  нужды (для ПТ-60-130 = 9%,  для Т-110-130 = 8%, для Т-175-130 = 8%)

     Общая потребность в теплоте от паровых  котлов:

      = ( 1.02                                      (1.26)

     Годовой расход условного топлива на паровые  котлы:

      =                                                          (1.27)

      - КПД котлоагрегата  брутто, равный 0.98;

      - коэффициент перевода, равный 7 .

     Годовой расход условного топлива на ПВК:

      =                                                        (1.28)

      - КПД ПВК брутто, равный 0.91;

     Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

      =                                                  (1.29)

     Переменные  годовые издержки:

      =                                                   (1.30)

      - цена топлива,  равная 190

     Приведенные затраты ТЭЦ:

      = +                  (1.31)

       – коэффициент  нормативной эффективности,  равный 0.12.

     Капиталовложения  в ЛЭП:

      =                                                        (1.32)

       – удельные капиталовложения в ЛЭП, = 150000 ;

     l – длины линий ЛЭП, равная 25 км.

     Издержки  строительство ЛЭП:

      = 0.034 ∙                                                     (1.33)

     Капиталовложениями  и издержками в тепловые сети пренебрегаем. 

     ПТ-60-130:

      = 195 ∙ 6000 = 1170000 Гкал

      = 68 ∙ 3500 = 238000 Гкал

      = 1170000 ∙ 0.305 + 0.528 ∙ 238000 – 9.9 ∙  6000 = 423114 МВт∙ч

      = 16.3 ∙ 6000 + 2.33 ∙  60 ∙ 6000 – 1.315∙  423114 + 1170000 + 238000 =

     = 1788205 Гкал 

     Т-110-130:

      = 0 ∙ 6000 = 0

      = 235 ∙ 3500 = 822500 Гкал

      = 0 + 0.6 ∙ 822500 – 34.9 ∙ 6000 = 284100 МВт∙ч

      = 20.7 ∙ 6000 + 2.33 ∙  110 ∙ 6000 – 1.315 ∙  284100+ 0 + 822500 =

     = 2110908 Гкал

     Т-175-130:

      = 0 ∙ 6000 = 0

      = 270 ∙ 3500 = 945000 Гкал

      = 0 + 0.6 ∙ 945000 – 24.4 ∙ 6000 = 420600 МВт∙ч

      = 29.89 ∙ 6000 + 2.316 ∙  175 ∙ 6000 – 1.3 ∙  420600+ 0 + 945000 =

     = 3009360 Гкал

      = 2 ∙ 60 ∙ 6000 ∙ (1 - ) + 3 ∙ 110 ∙ 6000 ∙ (1 - ) + 1 ∙ 175 ∙ 6000 ∙ (1 -     )= 3442800 МВт

      = (2 ∙ 1788205 + 3 ∙ 2110908 + 3009360-191520)∙1.02 = 12981513 Гкал

      = = 1892349 т.у.т.

      = = 131275 т.у.т.

      = 1892349 + 131275 = 2023624 т.у.т.

      = 2023624 ∙ 190 = 384488560 у.е.

      = 0.12 ∙ 706517300 + 62213288+ 384488560+ 0.12 ∙ 3750000 + 127500 = 532061424 у.е.

      = 150000 ∙ 25 = 3750000 у.е.

      = 0.034 ∙ 3750000 = 127500 у.е. 
 
 
 
 

     2 РАЗДЕЛЬНАЯ СХЕМА

     2.1 Капиталовложения и годовые эксплуатационные издержки КЭС

     Мощность  КЭС на 10% больше мощности ТЭЦ, т.к. она  удалена от потребителей электроэнергии:

      = 1.1 ∙                                                        (2.1)

      = 1.1 ∙ 625000 = 687500 кВт

     Выбираем  оборудование, исходя из мощности. Принимаем  К-500-240 и К-200-130.

     Капиталовложения  в КЭС определяются:

      = + ∙ (n – 1)                                             (2.2)

      - капиталовложения в головной котел, равные 1000 ;

       – капиталовложения  в последующие  котлы, равные 950 .

      = (1000 ∙ 500 + 950 ∙  200)∙1000 = 690000000 у.е.

     Удельные  капиталовложения в КЭС:

       =                                                              (2.3)

       = = 1004

     Постоянные  годовые издержки КЭС:

      = 1.3 ∙ (1.2 ∙  ∙ + ∙ ∙ )                        (2.4)                    

      = 4.1 %, = 0.7 , = 8500 .

      = 1.3 ∙ (1.2 ∙ 690000000 ∙ + 0.7 ∙ 687.5 ∙ 8500) = 49450213 у.е.

     Отпуск  электроэнергии:

      =                                      (2.5)     

     = 6000 ч;  = 2.8 % для К-500-240, = 5.5% для К-200-130.

      = 500 ∙ 600 ∙ (1 – ) + 200 ∙ 600 ∙ (1 – ) = 4050000 Мвт

     Определим годовой расход топлива при условии, что турбина работает 5000 ч с  доэкономической мощностью и 1000 ч с экономической:

          = + ∙ n                                                  (2.6)

      = 0.93 %; 

      = 7 ;

       – расход топлива  на пуск блока;

     n – количество пусков блока в году, n = 12

     Расход  топлива на турбину:

      = ∙ 5000 + ∙ ∙ 5000                                       (2.7)

      = ∙ 1000 + ∙ ∙ 1000 + ∙ ( - ∙ 1000)        (2.8)

      = ( + ) ∙ n                                             (2.9)

      = 34 для К-200-130, = 67,5 для К-500-240;

     , - относительные приросты тепла до и после экономической мощности ( = 2,18 и = 2.29 для К-200-130, = 2,12 = 2.21 для К-500-240);

      - экономическая мощность, 188 МВт для К-200-130,450 МВт для К-500-240.

     Удельный  расход топлива на отпуск электроэнергии:

       =                                                           (2.10)

     Переменные  годовые издержки КЭС:

      =

      = 34 ∙ 5000 + 2.18 ∙ 188 ∙ 5000 + 67,5 ∙ 5000 + 2.12 ∙ 450 ∙ 5000 = 7326700 Гкал

      = 34 ∙ 1000 + 2.18 ∙ 188 ∙ 1000 + 6.75 ∙ 1000 + 2.12 ∙ 450 ∙ 1000 + 2.29∙ (200∙1000-188∙1000) +2.21∙(500∙1000-450∙1000) = 1603320 Гкал

      = 7326700 + 1603320 = 8930020 Гкал

      = + 95 ∙ 12 = 1372879 т у.т.

       = = 0.34

      = 1372879 ∙ 190 = 260847010 у.е.

     2.2 Выбор оборудования котельной

     Определим количество паровых котлов:

     Z =                                                              (2.11)

       – часовая наминальная  теплофикационная  нагрузка, равная 160 Гкал

     Z = 3

     Принимаем 3-Е-160-24.

     Определим число ПВК:

     L =                                                              (2.12)

       – часовая номинальная мощность пикового водогрейного котла, равная 180 Гкал.

     L = 12

     Принимаем 12×КЗТК-180. 

     2.3 Капиталовложения и годовые эксплуатационные издержки в котельную

     Капиталовложения в котельную:

       = + +                                (2.13)

       – капиталовложения  в головной паровой  котел;

       – капиталовложения  в последующие  паровые котлы;

     - капиталовложения  в водогрейный  котлы.

       = 202200 + 2 ∙ 95000 + 12 ∙ 126500 = 1910200 у.е.

     Удельные  капиталовложения:

     k =                                                                 (2.14)

      - производительность  котельной.

      = +                                           (2.15)

      = 3 ∙ 160 + 12 ∙ 180 = 2640

     Постоянные  годовые издержки котельной:

      = 1.3 ∙ (1.1 ∙ ∙ + ∙ ∙ )                           (2.16)

     1.1 - коэффициент, учитывающий издержки на текущий ремонт;

      = 4%;

      = 0.6 чел/Мвт;

      = 8500 у.е.

      = 1.3 ∙ (1.1 ∙ 1910200 ∙ + 0.6 ∙ 2640 ∙ 8500) = 17612463 у.е.

     Годовой расход топлива на котельную: