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;