Выбор оптимального варианта энергоснабжения района - Физика и энергетика курсовая работа

Главная

Физика и энергетика
Выбор оптимального варианта энергоснабжения района

Расчет технологической нагрузки теплоэлектроцентрали и годового расхода топлива на ТЭЦ. Расчет конденсационной электростанции и технико-экономических показателей котельной. Сравнение вариантов энергоснабжения по чистому дисконтированному доходу.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Министерство образования Республики Беларусь
Белорусский национальный технический университет
Кафедра «Экономика и организация энергетики»
«Организация и планирование в энергет и ке»
Выбор оптимального варианта энергоснабжения района
1.3 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ
1.4 Расчет приведенных затрат и полных капиталовложений в комбинированную схему ТЭЦ
3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
4. СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПО ЧИСТОМУ ДИСКОНТИРОВАННОМУ ДОХОДУ (NPV)
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.
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:
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 (8,1 + 13,1) = 61,79 %;
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.
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.
Qпвк = (1 - тф) Qтф = (1 - 0,85) 1403789,5 =210568,5 Гкал.
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
Годовой объем производимой продукции
Удельный расход теплоты на ед. продукции
Число часов использования максимума тепловой нагрузки
Максимальный часовой отпуск теплоты потребителям:
Qч TXM = Пi · qTXI / hTXI = 3100 460 / 3100 = 460 Гкал/ч
Часовой отпуск теплоты на технологические нужды от ТЭЦ:
где: ПС = 0,96 - КПД паровых сетей,
QснTX - часовой расход теплоты на собственные нужды.
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:
где: чTX - часовой коэффициент теплофикации для технологических отборов.
Принимаем: чTX = 0,82, TX = 0,91 - годовой коэффициент.
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:
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:
hTXO = 1,36106 / (2 · 140) = 4857 ч.
Капиталовложения в основное оборудование:
Таблица 2. Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ
Затраты на одну единицу оборудования
- 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.
где a -- расходы теплоты на холостой ход,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 .
Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
Общая потребность в теплоте от паровых котлов:
Годовой расход условного топлива на паровые котлы:
гдеKп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:
Принимаем цену тонны условного топлива Цтут=150 $/т у.т.
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.
kтс = 0,2.106 $/км;kлэп = 0,15.106 $/км.
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 $/год .
По данной схеме энергоснабжения тепловые потребители получают теплоту от котельной, а электроэнергия вырабатывается на КЭС. Из условий сопоставимости вариантов оборудование КЭС выбирается из условия работы в крупной энергосистеме. Для обеспечения максимальной индустриализации строительства, улучшения условий эксплуатации и проведения ремонтных работ основное оборудование КЭС выбираем однотипным.
Выбираем КЭС мощностью 300 МВт, т.е. один блок К-300-240, расход пара 920 т/ч, топливо - газ.
где: КI - капиталовложения в головной блок,
КII- капиталовложения в последующие блоки.
Икэс'пост = 1,3 (1,2 · К'кэс ·Р'ам /100+kшт Nкэс Зсг),
где: Рам=3,8%- норма амортизационных отчислений для КЭС,
kшт =0,7 чел/МВт - штатный коэффициент для КЭС,
Зсг=3000$ - 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$.
Эсн- расход электроэнергии на собственные нужды, %, Эсн= 5,5%
Экэс= 300 5800· (1 - 5,5 / 100) = 1,64106 МВтч.
Эi= Nкэс· h = 300·5800 = 1740000 МВтч.
Выработка электроэнергии одним блоком:
Эi = Эi / 1 = 1740000 / 1 = 1740000 МВтч.
Для расчета годового расхода топлива определим по энергетической характеристике годовой расход тепла на турбину:
Qтi = а·Тр + r Ээкi + r'· (Эi - Ээкi),
где: а - часовой расход тепла на х.х.,
r, r' - относительный прирост тепла до и после экономической мощности,
Ээк - годовая выработка электроэнергии при мощности меньше экономической,
Энергетические характеристики турбины К-300-240 МВт/МВт Таблица 4.
Выработка электроэнергии при экономической нагрузке блока:
Выработка электроэнергии при нагрузке блока больше экономической:
где: - коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины =0,95.
Эi- Ээкi = 0,95 1740000(300-280)/300= 110200 МВтч;
Q тi = 47,36300+2,17 1629800+2,21 110200=4,08·106 МВт·ч/год.
Kп=29,31/3,6=8,14 МВт/т у.т - коэффициент перевода,
Расход топлива на пуск из холодного состояния Bхn= 80 т у.т., число пусков =1.
Расход топлива на пуск из горячего состояния Bгn= 54 т у.т., число пусков =2.
Bгод =4,08·106/(0,938,14 )+ 180+254=0,54·106 т у.т.
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии:
bээ= Bгод / Эi· (1-DЭсн / 100)= 0,54·106/ 1740000· (1 - 5,5 /100) =
Bкэс=SBкэс = 1·Bгод =1· 0,54·106 = 0,54106 т у.т./год.
Икэс'пер=Bкэс · Цт= 0,54.106.150$ =81106 $.
В раздельной схеме технологические нагрузки района обеспечиваются паровыми котлами, а отопительные - водогрейными, устанавливаемыми в непосредственной близости от потребителей тепла на районных котельных. Исходя из сопоставимости вариантов, районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла, что и ТЭЦ.
Определим количество паровых котлов:
Выбираем паровые котлы типа Е-160-24 производительностью 160 т/ч.
Номинальная часовая производительность парового котла:
Qнчпк = D·Дi =160 т/ч0,61 Гкал/т = 97,6 Гкал/ч.
где: Qчнвк = 100 Гкал/ч - номинальная часовая производительность водогрейного котла:
Выбираем 5 водогрейных котла типа КЗТК-100 производительностью 100 Гкал/ч и 1 водогрейный котел КВТС-10 производительностью 10 Гкал/ч.
где: KIпкi , Kiвкi - капиталовложения в первый паровой и водогрейный котлы;
KIIпкi , KIIвкi - капиталовложения в последующие котлы;
Kкот=(2022+2950 + 52256+1398)·103 =15,6106$.
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:
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.
Bкот = (1 - 0,02) · (1,36106 / (0,9 7) + 1,4 ·106 / (0,88 7)) = 0,44·106 т у.т.
Доля капиталовложений в КЭС, которая учитывается при сравнении схем, определяется пропорционально ТЭЦ:
где: в = 1,05 - коэффициент, учитывающий различие схем энергоснабжения (собственные нужды, потери в сетях).
Kкэс = 62,2·106 (230 300) 1,05 = 50106 $.
Доля условно-постоянных эксплуатационных затрат КЭС:
где: = 1,04 - коэффициент, учитывающий различие cхем энергоснабжения.
Икэспост = 4,51106 1,04 (230 / 300) = 3,6106$.
Икэспер=И'кэсперaЭтэц/Экэс = 81106 1,04 · 0,44·106/ 1,64106 = 22,6·106$.
Капиталовложения в раздельную схему:
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 $.
Зр = 0,12 181,6106 + 4,51106+ 1,92106 + 88,6.106 + 4,5106 + 1,91106 = 123,22106$/год.
Так, как ЗТЭЦ < Зр, то предпочтительнее строительство ТЭЦ.
3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
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:
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 $.
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.
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.
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.
Kфв = Kтэц / (Nтэц kшт) = 104,1.106 / (240 . 1,7) = 0,24106 $/чел.
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.
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.
Kфо = Цнээ . Экэс / K*кэс = 104,14. 1,64106/(62,2·106)=2,75,
ЦЭЭН = СЭЭТ / (1 - R) + bээ Цтут = 47,85 / 0,85 + 0,322 . 150 =104,14 $/МВт.ч.
Kфв = K*кэс / (Nкэс kшт) = 62,2·106 / (300 . 0,7) = 0,296106 $/чел.
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.
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) =
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.
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.
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.
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 =
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.
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 =
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.
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.
Результаты, полученные в ходе расчета курсовой работы, сведем в таблицу 5.
Сводная таблица результатов курсовой работы. Таблица 5.
Число часов использования установленной мощности
Удельный расход топлива на производство энергии
Топливная составляющая себестоимости
3. В.Я. Рыжкин Тепловые электрические станции. - М.: Энергоатомиздат, 1987 г. - 327 с.
Расчет капитальных вложений в конденсационную электростанцию и в котельные, их распределение по годам строительства. Определение годового расхода топлива на КЭС и ТЭЦ. Расчет себестоимости электроэнергии. Финансовые показатели в схеме энергоснабжения. дипломная работа [245,9 K], добавлен 07.08.2013
Расчет теплопотребления и технико-экономических показателей комбинированной схемы энергоснабжения промышленного района. Годовой расход топлива котельными. Параметры основного оборудования. Расчет себестоимости производства и передачи электроэнергии. курсовая работа [419,3 K], добавлен 24.10.2012
Определение тепловых нагрузок промышленно-жилого района, построение годового графика по продолжительности. Выбор варианта энергоснабжения промышленно-жилого района. Построение процесса расширения пара в H-S диаграмме. Расчет и выбор сетевой установки. курсовая работа [392,5 K], добавлен 10.06.2014
Технико-экономические характеристики конденсационной, тепловой и атомной электростанций. Классификация резервных мощностей системы энергоснабжения по назначению и маневренности. Сравнение вариантов комбинированного и раздельного энергоснабжения. дипломная работа [544,7 K], добавлен 22.02.2012
Выбор оптимальной схемы энергоснабжения промышленного района. Сравнение схем энергоснабжения – комбинированной и раздельной. Особенности технико-экономического выбора турбин и котлоагрегатов для различных схем энергоснабжения. Эксплуатационные затраты. курсовая работа [337,9 K], добавлен 16.03.2011
Тепловая нагрузка промышленного района. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для комбинированной схемы энергоснабжения. Расчет капитальных вложений и эксплуатационных затрат при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения. курсовая работа [168,7 K], добавлен 12.01.2015
Определение характеристики относительного прироста расхода топлива конденсационной тепловой электростанции. Расчет оптимального распределения нагрузки между агрегатами тепловой электростанции. Определение графика электрической нагрузки потребителей ЭЭС. курсовая работа [2,3 M], добавлен 08.01.2017
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 — 2021



Выбор оптимального варианта энергоснабжения района курсовая работа. Физика и энергетика.
Гоголь Нос Сочинение
Реферат по теме Летописи как исторический источник
Определение Размеров Склада Курсовой Проект
Физика 7 Класс Лабораторные Работы Задания
Сборник Сочинений Цыбулько 2022
Волкова Контрольные Работы 1 Класс Скачать
Плохо Ли Быть Обычным Человеком Сочинение
Положение Всероссийского Конкурса Сочинений
Курсовая Работа По Лыжному Спорту
Дипломная работа по теме Проектирование авторемонтного предприятия
Курс Лекций На Тему Экономическая Теория (Макроэкономика)
Реферат: Внешняя политика Турецкой республики в Центрально-Азиатском регионе и Закавказье
Курсовая работа по теме Исследование национального и социального состава населения города Степногорска
Реферат Про Байкал
Мурманская Область Реферат
Курсовая работа по теме Деятельность социального педагога по профилактике курения среди студентов I курса Северного педагогического колледжа
Реферат по теме Политико-правовые теории средневековой Западной Европы
Преподаватель Руководил Дипломной Работой Егэ
Курсовая работа: Критерии формирования и структура налоговой системы Российской Федерации
Курсовая Задача К 1 Для Кораблей
Структура личности и механизмы психологической защиты - Психология реферат
Преюдициальное значение решений Арбитражных судов в расследовании дел о криминальном банкротстве - Государство и право статья
Експлуатація та обслуговування будівельних машин - Транспорт лабораторная работа