
- •Содержание.
- •Расчёт электрической и тепловой нагрузки потребителей.
- •1 Вариант
- •2 Вариант
- •2.Выбор основного оборудования тэц…………………..………………………27
- •Расчёт электрической и тепловой нагрузки потребителей.
- •1.1 Расчёт годовой потребности в электрической энергии и электрических нагрузок потребителей.
- •Совмещённый график электрической нагрузки района. Электрическая нагрузка тэц.
- •1.3. Расчёт годовой потребности района теплоснабжения в тепловой энергии
- •2.Выбор основного оборудования тэц.
- •2.1 Выбор турбинного оборудования
- •1 Вариант
- •2.2. Выбор котельного оборудования
- •2.3. Технико-экономическое сравнение вариантов (однокритериальный подход).
- •3. Калькуляция себестоимости энергии
- •4. Основные технико-экономические показатели тэц
- •2 Вариант
- •2.3. Технико-экономическое сравнение вариантов (однокритериальный подход).
- •3. Калькуляция себестоимости энергии
- •4. Основные технико-экономические показатели тэц
4. Основные технико-экономические показатели тэц
Расход электроэнергии на собственные нужды по отпуску тепла
= 20*3591327*0,001=71826,54 Мвт·ч (4.1),
где - удельный расход электроэнергии на отпуск тепла (для пылеугольных ТЭЦ = 30 кВт·ч/Гкал; для газомазутных = 20 кВт·ч/Гкал);
- годовой отпуск тепла от ТЭЦ, Гкал.
Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ по отпуску электроэнергии
= 279990-71826,56=208163,44 МВт·ч (4.2)
Э тэц сн = 0,05*Эгод отп=0,09*3111000=279990 МВт*ч
Расход топлива на теплоснабжение с учётом электроэнергии собственных нужд
= 929527,78 +0,000191153 *71826540 = 943257,62 т у.т. (4.3),
где - удельный расход условного топлива на 1 отпущенный кВт·ч;
= 554885,18 /(3111000-208163,44)= 191,153г у.т./ кВт·ч (4.4).
Удельный расход условного топлива на 1 отпущенную Гкал тепла
= 929527,78/3591327,86=258,83 кг у.т/ Гкал (4.5).
Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ
= 7500/8760= 0,85616 (4.6),
где - годовой фонд времени (8760 ч).
КПД ТЭЦ по производству электроэнергии (нетто)
= 860*(3111000-279990)/(7*554885,18*1000) = 62,68% (4.7).
Удельные капиталовложения
= 11368,875 млн. руб/550000= 20670,7 руб/кВт
Результаты расчетов 2 вариантов сводятся в таблицу.
Показатели |
Единица измерения |
Варианты |
|
I |
II |
||
Тип и число турбин |
- |
ПТ-60/75-130/13 |
ПТ-50/60-130/7 |
Т-175/210-130(3 шт.) |
Т-50/60-130 (10 шт.) |
||
Установленная мощность ТЭЦ |
МВт |
585 |
550 |
Годовой расход топлива |
Тыс т у.т/год |
1533,76 |
1484,41 |
Годовой отпуск: |
|
|
|
Электроэнергии |
Тыс. кВтч/год |
3322800 |
3111000 |
Теплоэнергии |
Тыс. Гкал/год |
4246,89 |
3591,33 |
Общие капвложения в ТЭЦ |
Млн.руб. |
11694,1899 |
11368,875 |
Общие издержки производства |
Млн. руб/год |
4992,083 |
4820,941 |
Расход электроэнергии на собственные нужды по отпуску тепла |
Мвт·ч |
84937,99 |
71826,56 |
Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ по отпуску электроэнергии |
Мвт·ч |
214114,01 |
208163,44 |
Расход топлива на теплоснабжение с учётом электроэнергии собственных нужд |
т у.т. |
877481,38 |
929451,35 |
КПД ТЭЦ по производству электроэнергии |
% |
56,6 |
62,68 |
Удельные капиталовложения |
руб/кВт |
19990,07 |
20670,7 |
себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии |
руб. |
0,778 |
0,72 |
Себестоимость 1 Гкал тепловой энергии |
руб./Гкал |
566,69 |
659,38 |
Удельный расход топлива на производство электроэнергии |
г у.т./ кВт·ч |
211,117 |
191,153 |
Удельный расход топлива на производство теплоэнергии |
г у.т./ кВт·ч |
206,61 |
258,83 |
Годовые объемы выпуска продукции определяют количество необходимой потребляемой электроэнергии. Годовое потребление электроэнергии по всем потребителям составило 1264400 тыс. Квт*ч. Затем были определены показатели электропотребления в коммунально-бытовой сфере. Максимальная технологическая нагрузка в коммунально-бытовой сфере составила 56,7 МВт, а годовое потребление – 243800 МВт*ч. На основе рассчитанных показателей определяется суммарная электрическая нагрузка ТЭЦ. (см. графики).
Потом необходимо определить потребность района в тепловой энергии. Исходя из этого часовой отпуск тепла от ТЭЦ на технологические цели составил 80 т/ч, на теплофикацию- 1072,15 Гкал/час, на отопление и гор. водоснабжение необходимо 480 Гкал/ч, пиковая часть отопительной нагрузки 111 Гкал/ч.
На основе потребностей потребителей в электрической и тепловой нагрузке происходит выбор оборудования ( 2 варианта). За счет более высоких значений кап. вложений в установку турбоагрегатов первый вариант требует на 504,064 тыс. руб. больше, чем второй. Так же он имеет и большие издержки производства. Первый вариант имеет больший годовой отпуск тепла из отборов турбин и пиковых водогрейных котлов, что и определяет больший расход тепла на производство теплоэнергии. Так же у него больший расход тепла на производство электроэнергии. Это и определяет больший расход топлива в целом по ТЭЦ и затраты на топливо. Т.к. затраты на топливо состаляют значительную часть ежегодных затрат на ТЭЦ, ежегодные издержки производства так же выше у первого варианта. После распределения затрат по цехам находим суммарные затраты на производство электро- и теплоэнергии для расчета себестоимости отпускаемой продукции. В связи с тем, что годовой отпуск электроэнергии в первом варианте больше, себестоимость 1 Квт*ч получилась ниже, чем во втором варианте. Аналогичная ситуация и с тепловой энергией. Несмотря на высокое значение расхода топлива на производство электро- и теплонергии, первый вариант имеет и больший отпуск продукции. Поэтому удельные расходы топлива на единицу продукции у него ниже, чем у второго варианта. К тому же первый вариант имеет более высокий КПД. Выбираем первый вариант.
В обоих вариантах используются турбины типа «Т» и «ПТ». Данный тип с конденсатором, поэтому КПД двух вариантов не выше 50% (49% и 45% соответственно).
Если смотреть с точки зрения энергоэффективности, второй вариант имееь более высокий коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ (на 32%). Это объясняется большим числом часов использования мощности ТЭЦ (5472 в первом варианте и 7500 во втором). Так как чем выше число часов использования мощности, тем ниже себестоимость, себестоимость первого варианта должна быть ниже, но за счет больших отпусков электро- и теплоэнергии (на 32% и на 15% соответственно), себестоимость у первого варианта ниже. Себестоимость можно будет снизить, увеличив число часов использования мощности ТЭЦ, так как в статье затрат 60% занимают расходы на топливо, которые являются условно-переменными и зависят от объемов производства.
Так как турбины типа ТП и Т не отличаются высокой маневренностью, для покрытия пиковых нагрузок применяются энергетические котлы.
Вариант 1 имеет на 40% большую установленную мощность. Чем больше единичная мощность установки, тем меньше их оптимальное количество на станцию, тем ниже удельные капитальные вложнения. Поэтому уждельные капитальные вложения в 1 варианте на 24% ниже, чем во втором.
Так как оба варианта имеют примерно одинаковый КПД котлоагрегатов и начальные параметры пара, это не сильно влияет на разницу в энергоэффективности и себестоимости.
Первый вариант имеет более рациональное топливоиспользование: меньшие удельные расходы топлива, большая доля отпуска электроэнергии, меньший расход электроэнергии на нужды ТЭЦ (≈ на 4%).
С точки зрения энергоэффективности первый вариант тоже лучше.