Автор работы: Пользователь скрыл имя, 23 Ноября 2011 в 11:34, курсовая работа
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.
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
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).
= ∙
= ∙
Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
=
- 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:
=
- КПД котлоагрегата брутто, равный 0.98;
- коэффициент перевода, равный 7 .
Годовой расход условного топлива на ПВК:
=
- КПД ПВК брутто, равный 0.91;
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:
=
Переменные годовые издержки:
=
- цена топлива, равная 190
Приведенные затраты ТЭЦ:
= + (1.31)
– коэффициент нормативной эффективности, равный 0.12.
Капиталовложения в ЛЭП:
=
– удельные капиталовложения в ЛЭП, = 150000 ;
l – длины линий ЛЭП, равная 25 км.
Издержки строительство ЛЭП:
= 0.034 ∙
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 ∙
= 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
=
- 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:
Информация о работе Выбор схемы энергоснабжения потребителей