Расчет источника снабжения теплоэлектроцентрали
Годовое потребление электроэнергии городским хозяйством и населением рассчитывается по нормам удельных расходов на одного жителя района где — норма удельного расхода электрической энергии на одного человека; Затраты по заработной плате могут быть определены как произведение штатного коэффициента (пшт), удельного фонда заработной платы и мощности станции (Ny). Удельный фонд заработной платы… Читать ещё >
Расчет источника снабжения теплоэлектроцентрали (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
1. Определение потребности района в электрической и тепловой энергии и построение суточных графиков нагрузки.
1.1 Расчёт годовой потребности района в электрической энергии.
Годовая потребность в электрической энергии рассчитывается для следующих основных групп потребителей в районе:
1. Основные отрасли промышленности (включая производственное освещение);
2. Бытовое освещение (квартиры, общественные учреждения, улицы);
3. Бытовые электрические приборы;
4. Электрифицированный городской транспорт;
5. Водопровод и канализация;
6. Мелкомоторная нагрузка городского хозяйства.
Потребность в электрической энергии промышленностью где — годовая продукция отрасли промышленности;
— норма удельного расхода электроэнергии;
Годовое потребление электроэнергии городским хозяйством и населением рассчитывается по нормам удельных расходов на одного жителя района где — норма удельного расхода электрической энергии на одного человека;
— численность населения в районе.
Полное годовое потребление электроэнергии в районе.
1.2 Расчёт годовых максимумов нагрузки (по группам потребителей).
Годовой максимум электрической нагрузки:
где — годовой показатель максимума электрической нагрузки рассматриваемой отрасли промышленности.
— коэффициент заполнения годового графика нагрузки отрасли промышленности.
Тогда Годовой максимум электрической нагрузки группы потребителей городского хозяйства и населения где — годовой показатель максимума электрической нагрузки группы потребителей.
Годовой максимум промышленной осветительной нагрузки где — процент максимума осветительной нагрузки от годового максимума электрической нагрузки отрасли промышленности.
Результаты расчётов сводятся в таблицу 8.
Таблица 8 — Сводная таблица электропотребления и максимума нагрузки.
Потребители. | Выпуск продукции промышленностью и число жителей района, П, Nчел. | млн. кВтч. | . час. | тыс. кВт. | k, %. | . тыс. кВт. | . тыс. кВт. | ||
1. Черная металлургия. | 750 тыс. | ; | 21,95. | 1,1. | 23,05. | ||||
2. Угледобыча. | 25 тыс. | 0,63. | ; | 0,09. | 0,003. | 0,09. | |||
1. Освещение. | 450 тыс. | ; | ; | ; | ; | ||||
2. Бытовые приборы. | 450 тыс. | ; | ; | ; | ; | ||||
3. Городской транспорт. | 450 тыс. | 22,5. | 4,5. | ; | ; | ; | ; | ||
4. Водопровод и канализация. | 450 тыс. | 31,5. | 7,88. | ; | ; | ; | ; | ||
5. Мелкомоторная нагрузка. | 450 тыс. | 13,5. | 3,38. | ; | ; | ; | ; | ||
Таблица 9 — Суточный график электрической нагрузки коммунального хозяйства.
Потребители. | Часы суток. | ||||||||||||
1. Освещение. | 29,25. | 13,5. | 13,5. | 22,5. | 13,5. | 11,25. | 6,75. | 9,0. | 27,0. | 45,0. | 40,5. | ||
2. Бытовые приборы. | 3,6. | 1,2. | 2,4. | 7,2. | 33,0. | 1,8. | 4,8. | 12,0. | 9,6. | 7,2. | |||
3. Городской транспорт. | 2,7. | 0,68. | 0,23. | 1,13. | 4,5. | 3,15. | 3,15. | 3,15. | 4,5. | 4,05. | 2,93. | 2,93. | |
4. Водопровод и канализация. | 1,58. | 1,97. | 3,15. | 3,55. | 5,91. | 4,73. | 5,12. | 5,52. | 6,3. | 3,15. | 2,36. | 1,97. | |
5. Мелко моторная нагрузка. | 0,51. | 0,17. | 0,17. | 0,51. | 2,37. | 2,7. | 1,01. | 3,04. | 3,38. | 2,03. | 0,85. | 0,51. | |
Итого: в МВт. | 37,64. | 17,52. | 17,05. | 30,09. | 32,28. | 29,03. | 19,03. | 22,51. | 45,98. | 66,23. | 56,24. | 48,61. | |
Таблица 10 — Построение суточного графика электрической нагрузки промышленного производства и города (зима).
Потребители. | МВт. | Соотношение нагрузок по сменам. | 3 смена. | 1 смена. | 2 смена. | ||||||||||
6−8. | 14−16. | 22−24. | |||||||||||||
1. Черная металлургия. | 23,05. | 1:1:1. | 23,05. | 23,05. | 23,05. | ||||||||||
2. Угледобыча. | 0,09. | 0,9:1:1. | 0,08. | 0,09. | 0,09. | ||||||||||
23,14. | ; | 23,13. | 23,14. | 23,14. | |||||||||||
; | 20,82. | 20,83. | 20,83. | ||||||||||||
Город. 1. Освещение. | 29,25. | 13,5. | 13,5. | 22,5. | 13,5. | 11,25. | 6,75. | 9,0. | 27,0. | 45,0. | 40,5. | ||||
2. Бытовые приборы. | 3,6. | 1,2. | 2,4. | 7,2. | 33,0. | 1,8. | 4,8. | 12,0. | 9,6. | 7,2. | |||||
3. Городской транспорт. | 4,5. | 2,7. | 0,68. | 0,23. | 1,13. | 4,5. | 3,15. | 3,15. | 3,15. | 4,5. | 4,05. | 2,93. | 2,93. | ||
4. Водопровод и канализация. | 7,88. | 1,58. | 1,97. | 3,15. | 3,55. | 5,91. | 4,73. | 5,12. | 5,52. | 6,3. | 3,15. | 2,36. | 1,97. | ||
5. Мелкомоторная нагрузка. | 3,38. | 0,51. | 0,17. | 0,17. | 0,51. | 2,37. | 2,7. | 1,01. | 3,04. | 3,38. | 2,03. | 0,85. | 0,51. | ||
72,76. | 37,64. | 17,52. | 17,05. | 30,09. | 32,28. | 29,03. | 19,03. | 22,51. | 45,98. | 66,23. | 56,24. | 48,61. | |||
58,46. | 38,34. | 37,87. | 50,91. | 53,11. | 49,86. | 39,86. | 43,34. | 66,81. | 87,06. | 77,07. | 69,44. | ||||
2. Определение мощности станции, выбор типа и единичной мощности агрегатов.
Зимний максимум электрической нагрузки определяется по таблице 10.
=.
Летний максимум электрической нагрузки определяется Максимальная электрическая нагрузка станции с учётом потерь в сетях, собственных нужд и связи с районной энергосистемой определяется как где ?, % и ?, % - соответственно величина отдачи в энергосистему или получения мощности из энергосистемы в% от зимнего и летнего максимума нагрузки района.
Исходя из максимальной зимней электрической нагрузки, а также на основании заданной тепловой нагрузки, производится выбор единичной мощности, количества и типа турбоагрегатов станции.
Необходимо энергоблоками станции покрыть мощность.
· электрическая -=118,9 МВт;
· технологическая — Д=150 т/час;
· отопительная — Д=130 т/час;
Выбираем для покрытия электрической и тепловой нагрузки следующее оборудование:
Название. | Dот, т/ч. | Dтех, т/ч. | Nу, МВт. | Кол-во. | Расход пара, т/ч. | Тип котла. | Кол-во. | Производительность. | |
Вариант 1. | |||||||||
ПТ-25−90. | Е-220. | 3+1. | |||||||
ПТ-12−90. | ; | 82,6. | |||||||
К-50−90. | ; | ; | |||||||
Итого. | |||||||||
Вариант 2. | |||||||||
ПТ-50−90. | 337,5. | Е-220. | 3+1. | ||||||
ПТ-12−90. | ; | 82,6. | |||||||
К-50−90. | |||||||||
Итого. | 615,1. | ||||||||
3. Расчёт годовой выработки электроэнергии и отпуска тепла.
Суточная выработка электрической энергии в зимние и летние дни составит:
Коэффициент использования установленной мощности за зимние и летние сутки составит:
По найденным значениям строим график (рис. 2), по которому найдем коэффициент использования мощности для других месяцев.
Годовую выработку электроэнергии ТЭЦ по месяцам:
где М — количество дней в месяце;
— коэффициент использования установленной мощности по месяцам года.
Таблица 11 — Расчёт годовой выработки электроэнергии.
Вариант 1. | |||||
Месяцы. | Nу, кВт. | Mк. | Kи. | Эмес, кВт· ч. | |
Январь. | 0,721. | ||||
Февраль. | 0,658. | ||||
Март. | 0,608. | ||||
Апрель. | 0,552. | ||||
Май. | 0,495. | ||||
Июнь. | 0,439. | ||||
Июль. | 0,499. | ||||
Август. | 0,56. | ||||
Сентябрь. | 0,62. | ||||
Октябрь. | 0,68. | ||||
Ноябрь. | 0,741. | ||||
Декабрь. | 0,801. | ||||
Итого за год Эгод, кВ· ч/год. | |||||
Число часов использования установленной мощности ТЭЦ:
Годовой расход пара на технологические нужды:
То же на отопление:
Годовой отпуск тепла:
где — теплосодержание отпускаемого тепла для отопительной и технологической нагрузки можно принять равным 0,55 и 0,6 Гкал/т. пара.
4. Определение капиталовложений в сооружение электростанции.
Капиталовложения в станцию определяются как:
где КТ1, КК1 — затраты, относимые соответственно на первый турбоагрегат и котел;
— затраты, относимые соответственно на все последующие турбоагрегаты и котлы;
Кобщест — общестанционные затраты.
Удельные капиталовложения:
5. Определение годовых эксплуатационных расходов.
Годовые эксплуатационные расходы определяются по следующим элементам затрат:
1 Топливо;
2 Амортизация;
3 Заработная плата;
4 Прочие расходы.
5.1 Затраты на топливо.
Годовые затраты тепловой электростанции на топливо можно определить как:
где — калорийность топлива;
В-годовой расход топлива на электростанции;
ЦТ — прейскурантная цена топлива;
Цтр.т — затраты на транспортировку 1 т. натурального топлива;
— процент потерь топлива при перевозках по железным дорогам, разгрузке вагонов, хранении и т. д.
1 вариант.
1 Топливная характеристика для турбины ПТ-12−90:
где В-годовой расход условного топлива на турбину в т.у.т.;
— годовая выработка электроэнергии турбиной, тыс. кВтч;
— календарное число часов работы турбины в год, принимается равным 8200;
— годовое потребление пара из отборов турбин в тоннах соответственно на технологические нужды и отопление;
— годовой расход условного топлива на отпуск тепла.
2 Топливная характеристика для турбины К-50−90:
3 Топливная характеристика для турбины ПТ-25−90:
Годовой суммарный расход топлива:
Годовой суммарный расход условного топлива на отпуск тепла:
Годовой суммарный расход топлива на отпуск электроэнергии:
Годовые затраты на топливо.
2 вариант.
1 Топливная характеристика для турбины ПТ-50−90:
2 Топливная характеристика для турбины К-50−90:
3 Топливная характеристика для турбины ПТ-12−90:
Годовой суммарный расход топлива:
Годовой суммарный расход условного топлива на отпуск тепла:
Годовой суммарный расход топлива на отпуск электроэнергии:
Годовые затраты на топливо.
5.2 Амортизационные отчисления.
Норма амортизации может быть приближенно определена по формуле:
где hу — число часов использования установленной мощности станции;
Кст — капиталовложения в сооружение станции.
Отсюда величина амортизационных отчислений составит:
5.3 Заработная плата.
Затраты по заработной плате могут быть определены как произведение штатного коэффициента (пшт), удельного фонда заработной платы и мощности станции (Ny). Удельный фонд заработной платы принимаем 1500 у.д.е./чел. год.
5.4 Затраты на ремонт.
Затраты на капитальный и текущий ремонты принимаем в размере 2% от капиталовложений в сооружение станции.
5.5 Прочие расходы.
Небольшой удельный вec в себестоимости энергии таких ее составляющих, как вспомогательные материалы и покупная вода, услуги со стороны, услуги своих вспомогательных производств, прочие расходы, общестанционные расходы, позволяет объединить эти затраты в одну группу. Суммарно всю группу «Прочие расходы» принимаем в размере 5% от суммы затрат на топливо, амортизацию, ремонт и заработную плату.
5.6 Полная величина годовых эксплуатационных расходов.
Полная величина годовых эксплуатационных расходов определяется как сумма перечисленных затрат:.
6. Технико-экономическое сравнение вариантов состава оборудования.
Данный проект характеризуется несколькими видами показателей, каждый из которых входят несколько конкретных показателей, дополняя друг друга.
Критерий отбора инвестиционных проектов условно подразделяются на следующие группы:
Цель создания;
Технико-экономическое обоснование;
Чистый дисконтированный доход (ЧДД).
.
где — сумма дисконтированных доходов;
— сумма дисконтированных капиталовложений в производство;
.
где Трасч — горизонт расчета;
t — шаг расчета;
ДД — дисконтированный доход;
.
где Е — дисконтная ставка;
— год приведения инвестиций;
.
где Тстр — срок строительства станции;
t — год вложения средств;
ДК — дисконтированные капиталовложения в производство;
.
где К — капиталовложения в производство.
Эффективность проекта принимается при выполнении условия ЧДД >0.
Индекс доходности (ИД).
.
Срок окупаемости инвестиций Ток.
.
где t — год, при котором.
Внутренняя норма доходности (ВНД).
ВНД равна ставке дисконтирования, при которой ЧДД=0.
В данной курсовой работе принимаем следующие значения:
— горизонт расчета Трасч = 10 годам;
— ставку дисконта Е = 10%;
— срок строительства станции Тстр = 4 годам;
— частичную эксплуатацию начать 3-го года.
Распределение инвестиций по годам произведем следующим образом:
— затраты на приобретение вне оборотных активов (капитальные вложения в основные фонды) распределим равномерно в течение 4-х лет;
— в первый год эксплуатации к инвестиционным затратам на приобретение оборудования добавим затраты на приобретение внеоборотных активов (стоимость месячного запаса топлива).
В первый год эксплуатации объем продаж принимаем равным 0,8 от номинального; величину амортизационных отчислений рассчитаем по норме амортизации от суммы инвестиций за предыдущие три года строительства.
Второй год эксплуатации принимаем годом нормальной эксплуатации, начиная с которого объем и величина издержек производства будут номинальными и постоянными во все последующие годы; амортизационные отчисления, рассчитанные от полной суммы капитальных вложений в сооружение станции, в дальнейшем остаются постоянными.
Для расчета чистой прибыли величину налогов принимаем в размере 24% от балансовой прибыли.
Для расчета выручки от продаж примем тариф на:
— электроэнергию.
— теплоэнергию.
Эотп=0,9· Эгод=0,9·640 509 408=576458467 кВт· ч/год;
Qотп=0,97· Qгод=0,97·873 100=846907 Гкал/год.
Все результаты расчетов для каждого варианта сведены в таблицы 12, 13.
1 вариант.
При заданных начальных условиях для примера рассчитаем несколько значений ДК и ДД:
По данным таблицы 12 при Е = 10% и Трасч = 10 лет получили >0, что говорит о эффективности проекта.
Рассчитаем индекс доходности и срок окупаемости соответственно:
.
Внутреннюю норму доходности определим из графика представленного на рисунке 3.
Рассчитываем ЧДД при различной норме дисконта, строим зависимость ЧДД = f (Е) и находим ВНД как точку пересечения с осью Е.
При Е=15%: Кпр=33 810 тыс. у.д.е; ДД=38 087 тыс. у.д.е; ЧДД=4277 тыс. у.д.е.
При Е=20%: Кпр=36 298 тыс. у.д.е; ДД=33 094 тыс. у.д.е; ЧДД=-3204 тыс. у.д.е.
ВНД = 17,9%.
По данным таблицы 13 при Е = 10% и Трасч = 10 лет получили >0, что говорит о эффективности проекта.
Рассчитаем индекс доходности и срок окупаемости соответственно:
.
Рассчитываем ЧДД при различной норме дисконта, строим зависимость ЧДД = f (Е) и находим ВНД как точку пересечения с осью Е.
При Е=15%: Кпр=42 051 тыс. у.д.е; ДД=44 032 тыс. у.д.е; ЧДД=1981 тыс. у.д.е.
При Е=20%: Кпр=45 168 тыс. у.д.е; ДД=38 266 тыс. у.д.е; ЧДД=-6902 тыс. у.д.е.
ВНД = 16,1%.
Таблица 12 Поток реальных денег (1 вариант).
Наименование показателя. | Значение показателя по годам, тыс. у. д. е. | ||||||||||
Годы. | |||||||||||
Операционная деятельность (доход) п. 1.7+п. 1.4.2. | ; | ; | ; | ||||||||
Объем продаж: | |||||||||||
— отпуск электроэнергии Эотп., млн. кВт· ч. | ; | ; | ; | 461,2. | 576,5. | 576,5. | 576,5. | 576,5. | 576,5. | 576,5. | |
— отпуск тепловой энергии Qотп. | ; | ; | ; | ||||||||
Цена продаж: | |||||||||||
— тариф на электроэнергию э. | ; | ; | ; | 0,03. | 0,03. | 0,03. | 0,03. | 0,03. | 0,03. | 0,03. | |
— тариф на тепловую энергию q. | ; | ; | ; | ||||||||
Выручка от продаж. | ; | ; | ; | ||||||||
Суммарные издержки. | ; | ; | ; | ||||||||
Переменные издержки Иm. | ; | ; | ; | ||||||||
Амортизационные отчисления (Иам) 0,1 п. 2.1. | ; | ; | ; | ||||||||
Прочие постоянные издержки Изпл+Ирем+Ипр. | ; | ; | ; | ||||||||
Прибыль балансовая п. 1.3-п. 1.4. | ; | ; | ; | ||||||||
Налоги 0,24 п. 1.5. | ; | ; | ; | ||||||||
Прибыль чистая. | ; | ; | ; | ||||||||
Инвестиционная деятельность. К=Косн.+Коб. п. 2.1+п. 2.2. | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |||||
Затраты на приобретение. внеоборотных активов (Косн.). | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |||||
Затраты на приобретение. оборотных активов (Коб.). | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ||
Дисконтированныекапитальные. вложения (Кпр.). | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |||||
Сумма Кпр.нарастающим итогом. | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |||||
Дисконтированный доход (ДД). | ; | ; | ; | ||||||||
Сумма ДД нарастающим итогом. | ; | ; | ; | ||||||||
Таблица 13 Поток реальных денег (2 вариант).
Наименование показателя. | Значение показателя по годам, тыс. у. д. е. | ||||||||||
Годы. | |||||||||||
Операционная деятельность (доход) п. 1.7+п. 1.4.2. | ; | ; | ; | ||||||||
Объем продаж: | |||||||||||
— отпуск электроэнергии Эотп., млн. кВт· ч. | ; | ; | ; | 461,2. | 576,5. | 576,5. | 576,5. | 576,5. | 576,5. | 576,5. | |
— отпуск тепловой энергии Qотп. | ; | ; | ; | ||||||||
Цена продаж: | |||||||||||
— тариф на электроэнергию э. | ; | ; | ; | 0,03. | 0,03. | 0,03. | 0,03. | 0,03. | 0,03. | 0,03. | |
— тариф на тепловую энергию q. | ; | ; | ; | ||||||||
Выручка от продаж. | ; | ; | ; | ||||||||
Суммарные издержки. | ; | ; | ; | ||||||||
Переменные издержки Иm. | ; | ; | ; | ||||||||
Амортизационные отчисления (Иам) 0,1 п. 2.1. | ; | ; | ; | ||||||||
Прочие постоянные издержки Изпл+Ирем+Ипр. | ; | ; | ; | ||||||||
Прибыль балансовая п. 1.3-п. 1.4. | ; | ; | ; | ||||||||
Прибыль чистая. | ; | ; | ; | ||||||||
Инвестиционная деятельность К=Косн.+Коб. п. 2.1+п. 2.2. | 8322,5. | 8322,5. | 8322,5. | 8815,5. | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |
Затраты на приобретение. внеоборотных активов (Косн.). | 8322,5. | 8322,5. | 8322,5. | 8322,5. | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |
Затраты на приобретение. оборотных активов (Коб.). | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ||
Дисконтированные капитальные. вложения (Кпр.). | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |||||
Сумма Кпр.нарастающим итогом. | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |||||
Дисконтированный доход (ДД). | ; | ; | ; | ||||||||
Сумма ДД нарастающим итогом. | ; | ; | ; | ||||||||
Анализируя результаты двух вариантов эффективности проекта, наиболее выгодным принимаем 1-й вариант. Так как имеет больший индекс доходности, меньший срок окупаемости, ЧДД = 13 040 тыс. у.д.е., а мы знаем, чем больше ЧДД, тем эффективнее проект и внутреннюю норму доходности равную 17,9%.
Список источников.
электрический нагрузка мощность капиталовложение.
Методические указания к курсовой работе. Коршунова Л. А. Томск-2008, изд.: ТПУ.
Стратегический и инновационный менеджмент: Метод. указ. По выполнению курсовой работы /Сост. Л. А. Коршунова. — Томск: ТПУ, 2001. -47 с.
Гончаров В.В. В поисках совершенства управления руководством для высшего управленческого персонала. — М.: Сувенир, 1993. -488 с.
Менеджмент организации: Учебное пособие /З.П. Румянцева, Н. А. Соломатин, Р. В. Акбердин и др. — М.: ИНФРА-М, 1995, -432 с.
Томпсон А.А., Стрикленд А.Дж. Стратегический менеджмент. Искусство разработки и реализации стратегии: Учебник для вузов /Пер. с англ. под ред. Л. Г. Зайцева, М. И. Соколовской. — М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 1998. -576 с.
Фатхутдинов Р. А. Инновационный менеджмент: Учебник для вузов. — М.: ЗАО «Бизнес-школа «Интел-синтез», 1998. -600 с.