No Image

Определение годового расхода топлива

СОДЕРЖАНИЕ
21 просмотров
30 ноября -0001

Определение годового расхода топлива

Определение годового расхода топлива

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбоагрегатов и котлов. Для расчета годового расхода теплоты на турбину необходимо часовую энергетическую характеристику турбины

Трансформировать в годовую

где ά – условный расход теплоты на холостой ход,

rк , Δr – относительные приросты турбин Δr = rк = rт

βn , βт – удельная выработка на тепловом потреблении,

С – потери мощности в отборах,

Т – число часов работы турбин в году.

В том случае, когда на ТЭЦ установлены турбоагрегаты разных типов мощности, например «Т» и «ТП», необходимо произвести между ними перераспределение тепловых и электрических нагрузок. При этом в первую очередь должны загружаться наиболее экономичные турбины, т.е. которых значения Δr , βn , βт больше, а rк меньше.

Как правило сначала распределяются тепловые нагрузки.

Годовое число часов использования номинальной нагрузки отборов

где Qтхо н , Qтфо нч – номинальная часовая производительность технологического и теплофикационного отборов:

n,m – число отборов.

Полученные значения hтхо , hтфо для более экономичных турбин увеличиваются на 10 … 30%, при соответственном уменьшении их для менее экономичных турбин так, чтобы соблюдались равенства:

Перераспределение электрической нагрузки осуществляется изменением годового числа использования электрической мощности.

Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ

где Ni – электрическая мощность i –го турбоагрегата;

hi – годовое число часов использования электрической мощности,

– расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ %,

n – число турбоагрегатов.

Общая потребность в теплоте от паровых котлов

Годовой расход условного топлива на паровые котлы

где Кn – коэффициент перевода: Кn = 7 Гкал/тут, : Кn = 29,31 ГДж/тут,

Годовой расход условного топлива на ПАК

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ

Переменные годовые издержки

Приведенные затраты в вариант с ТЭЦ

Ежегодные издержки на эксплуатацию и обслуживание тепловых и электрических сетей в приближенных расчетах могут быть определены из следующих соотношений

РАЗДЕЛЬНАЯ СХЕМА

По данной схеме энергоснабжения тепловые потребители получают теплоту от котельной, а электрическая энергия вырабатывается на КЭС. Из условий сопоставимости вариантов оборудования КЭС выбирается из условий работы электростанции в крупной энергосистеме.

Для обеспечения максимальной индустриализации строительства, улучшения условий эксплуатации и проведения ремонтных работ основное оборудование КЭС выбирается однотипным. Единичную мощность блоков КЭС стремятся выбирать наиболее крупной, однако при этом, следует принимать во снимание ограничения по числу блоков на электростанции. Оптимальной число блоков КЭС находится в пределах от 4-х до 6-ти, увеличение числа блоков свыше 8 не дает заметного экономического эффекта, а проблемы, связанные с эксплуатацией, ремонтом, охраной окружающей среды возрастает.

Следует иметь в виду, что КЭС как правило располагаются на значительном расстоянии от потребителей электрической энергии. ТЭЦ располагаются вблизи потребителей тепла, которые являются одновременно крупными потребителями электрической энергии. Поэтому эквивалентная мощность замещающей КЭС должна быть больше мощности ТЭЦ на величину потерь в электрических сетях.

Районные котельные расположены обычно ближе к тепловым потребителям, чем ТЭЦ, поэтому их мощность может быть снижена на величину потерь в тепловых сетях.

2.1 . Капиталовложения и годовые эксплуатационные издержки КЭС

Полные капиталовложения в КЭС рассчитываются по выражению

К / КЭС = К 1 + К 11 * ( n-1 )

Где К 1 – капиталовложения в головой блок,

К 11 – капиталовложения в последующие блоки.

Постоянные годовые издержки КЭС :

где Рам – норма амортизационных отчислений для КЭС,

kшт – штатный коэффициент для КЭС,

Зсг – среднегодовая зарплата с начислениями (180000 – 200000 руб/чел),

1,2 – коэффициент, учитывающий издержки на текущий ремонт,

1,3 – коэффициент, учитывающий общестанционные нужды.

Отпуск электроэнергии определится

где NКЭС – мощность КЭС,

cн – расход электроэнергии на собственные нужды, %.

Для расчета годового расхода топлива определим по энергетической характеристике годовой расход теплоты на турбину

где a – часовой расход тепла на холостой ход,

r , r / – относительный прирост тепла до и после экономической мощности,

Ээкi – годовая выработка электроэнергии при мощности меньше экономической,

Tp – число часов работы турбины в году.

Выработка электроэнергии при загрузке блока больше экономической определяется из выражения

где Nнi , Nэкi – электрическая мощность турбины, номинальная и в токе излома энергетической характеристики,

Читайте также:  Защита эбу киа рио 4

b – коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины, В зависимости от типа турбины принимается в пределах от 0,85 до 0,95. Больше мощности турбины соответствуют большее значение коэффициента b ,

Годовой расход топлива на блок

где h б ка – среднегодовой КПД брутто котлоагрегата,

Вn – расход топлива на пуск блока,

n – число пусков блока в году,

Кп – коэффициент перевода : Кп = 7 (Гкал/тут), Кп = 29,31 (ГДж/тут),

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии

Годовой расход топлива КЭС

где n – число блоков на КЭС.

Переменные годовые издержки КЭС

где Зт – цена тонны условного топлива на КЭС, определяется по замыкающим затратам на топливо.

В раздельной схеме технологические нагрузки района, обеспечиваются паровыми котлами, а отопительные нагрузки – водогрейными котлами, установленными на районных котельных, в непосредственной близости от потребителей тепла. Исходя из сопоставимости вариантов, районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла, то и ТЭЦ.

Определим число паровых котлов

где Qпк чн – номинальная часовая производительность парового котла.

Число водогрейных котлов

где Qвк чн – номинальная часовая производительность водогрейного котла.

Если общее число котлов получается больше 10, то в этом случае должна быть построена не одна, а несколько котельных и при определении капиталовложний в котельные необходимо увеличить соответственно котельным количество первых агрегатов.

2.3. Капиталовложения в котельную.

где Кпкi 1 , Квкi 1 – капиталовложения в первый паровой и водогрейный котлы,

Постоянные годовые издержки котельной

где Рам – норма амортизационных отчислений для котельных,

kшт – штатный коэффициент котельной,

Qкот ч – суммарная теплопроизводительность котельной.

Зст – среднегодовая зарплата с начислениями ( 160000 – 180000 руб/чел ).

Годовой расход топлива на котельную.

где hпк , hвк – КПД паровых и водогрейных котлов, hпк = 0,83…0,86, hвк = 0,86… 0,9

(0,02 … 0,03) – коэффициент, учитывающий снижение потерь в теплопроводах по сравнению с вариантом ТЭЦ,

Кп – коэффициент перевода : Кп = 7 (Гкал/тут), Кп = 29,31 (ГДж/тут).

Поскольку мощность и режим загрузки КЭС были выбраны исходя из условий работы электростанции в крупной электроэнергетической системе, то при расчете приведенных затрат в раздельной схеме необходимо выделить от КЭС лишь ту часть капиталовложений и издержек, которая идентична ТЭЦ в комбинированной схеме энергоснабжения.

Доля капиталовложений в КЭС, которая учитывается при равнении схем, определяется пропорционально мощности ТЭЦ

где Ккэс / – полные капиталовложения в КЭС,

b – коэффициент, учитывающий различие схем энергоснабжения (собственные нужды, потери в сетях), принимается равным 1,03 … 1,07.

Доля условно – постоянных эксплуатационных затрат КЭС расчитывается также пропорционально мощности ТЭЦ.

Доля условно – переменных затрат КЭС, учитываемая при раздельной схеме, найдется пропорционально отпускаемой энергии:

где Экэц – годовой отпуск энергии от КЭС,

a – коэффициент, учитывающий различие схем энергоснабжения в расходах энергии на собственные нужды, потери в сетях, применяется равным 1,02 … 1,06.

Капиталовложения раздельной схемы

где Зт – цена тонны условного топлива котельной, определяется по замыкающим затратам на топливо.

Годовые условно переменные затраты раздельной схемы

Приведенные затраты в раздельную схему

Оптимальным, то есть более предпочтительным для строительства будет тот вариант, у которого приведенные затраты окажутся наименьшими. Разность приведенных затрат в 3 ÷ 5 % говорит о равной экономичности вариантов, в этом случае при выборе следует учитывать дополнительные соображения (освоенность оборудования, перспективность схемы, охрана окружающей среды, топливно – энергетический баланс и т.д.).

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ.

3.1. Комбинированная схема.

Годовой расход тепла на производство электроэнергии

Годовой расход топлива на производство электроэнергии

Удельный расход топлива на производство электроэнергии

Удельный расход топлива на производство электроэнергии

Годовой расход топлива на производство теплоты

где ΔЭсн тэ – расход электроэнергии на собственные нужды на производство теплоты %,

Удельный расход топлива на производство теплоты

КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии

КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии

где Lтэ – удельный расход топлива на производство теплоты, кг ут/ГДж ,

Доля условно – постоянных годовых издержек, относимая на производство электроэнергии:

Доля условно – постоянных годовых издержек, относимая на производство теплоты:

Себестоимость 1 кВт. час на шинах ТЭЦ

где Итут – цена условного топлива на складе станции

Читайте также:  Что обозначает надпись на акб кальциум сильвер

где Итнт – цена натурального топлива, определяемая по прейскуранту,

Тжд – тариф на перевозку 1 тн. натурального топлива,

Qн р – теплотворная способность сжигаемого топлива, КДж/кг.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии на шинах ТЭЦ

Себестоимость 1 ГДж тепла, отпущенного от коллектора ТЭЦ

Топливная составляющая себестоимости теплоты на коллекторах ТЭЦ

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии

Удельные приведенные затраты в ТЭЦ на отпуск теплоты

Показатель фондоотдачи ТЭЦ

где Цээ н , Цтэ н – неизменные цены на электроэнергию и теплоту,

Цээ н = 1,7 коп/ кВт.ч. , Цтэ н = 1,62 руб / ГДж ( 6,8 руб/Гкал).

Показатель фондовооруженности ТЭЦ

3.2. Раздельная схема.

3.2.1. Технико – экономические показатели КЭС.

Полный расход тепла на производство электроэнергии турбогенератором

где Δ П – показатель, учитывающий отопление параметров от номинальных, принимается в пределах 1 … 1,5%.

Удельный расход тепла на турбоагрегат

где Эптн – приведенное производство электроэнергии на привод питательного турбонасоса.

КПД турбоустановки ηт = 3600 / qт %

КПД КЭС по отпуску электроэнергии ηт = 0,123 / Lээ

Топливная составляющая себестоимость электроэнергии на КЭС

где Цтут – цена тонны условного топлива на складе КЭС.

Себестоимость 1 кВт.ч на шинах КЭС

Удельные приведенные затраты в КЭС на производство электроэнергии

Показатель фондоотдачи КЭС

Показатель фондовооруженности КЭС

3.2.2. Технико – экономические показатели котельной

Удельные капиталовложения в котельную

Удельный расход топлива на производство теплоты

КПД котельной по отпуску теплоты

Топливная составляющая себестоимости теплоты на коллекторах котельной

где Цтут – цена тонны условного топлива на складе котельной

Себестоимость 1 гДж тепла, отпущенного от коллекторов котельной

Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты

Показатель фондоотдачи котельной

Показатель фондовооруженности котельной

Дата добавления: 2016-11-18 ; просмотров: 539 | Нарушение авторских прав

Определение максимального часового расхода топлива

Максимальный часовой расход натурального топлива

Из таблицы 20 выбираем низшую теплоту сгорания топлива, подбор топлива осуществляется на основе географического местоположения предприятия. Так как предприятие находится в городе Иваново, то газ поставляется по газопроводу Саратов – Москва, а низшая теплота сгорания газа в нем 34,16 МДж/м 3

где Q p Н– низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг (кДж/м3) (подбор топлива осуществляется по табл. 20; tПВ = 66 ; hПВ = С * tПВ = 4,19 * 66 = 276,54

В max = D чmax (hx – hпв) 10 3 / (Q р нзк) = 17,89 (2671,48 – 276,54)10 3 / /(12,64*10 3 * 0,834) = 4064,4 кг/ч

Перевод расхода натурального топлива в условное топливо

Вy max = B max Q p н/29300 = 4064,4 * 12,64*10 3 /29300 = 1753,4 кг/ч

Расчёт и подбор водоподогревателей для систем отопления горячего водоснабжения

1) Тепловая мощность системы горячего водоснабжения

Qгв = V max гв c с (tгв – tхв) / 3600 = 15,3 * 4,19 * 1000 (72 – 15) / 3600 = 1015 кВт

2) Тепловая мощность системы отопления

Qот = Q*от * 10 6/ 8 * 3600 = 24 * 10 6/ 28800 = 833,3 кВт

3) Требуемая суммарная поверхность нагрева водоподогревателей системы горячего водоснабжения, при К=1,8.

Из рисунка определяем Дtср

Дtб = 112 – 15 = 97° C

С учётом резерва установленной мощности

4) Требуемая суммарная поверхность нагрева водоподогревателей системы отопления

Дtб = 112 – 72= 40° С

Дtм = 160 – 143 = 17° С

Дtср = (Дt б + Дt м) / 2 = (40 + 17) / 2 = 28,5° С

С учётом установленной мощности

Водоподогреватели устанавливаются в центральном теплопункте. Для нашего предприятия мы выбираем один подогреватель

Количество ходов по воде 2

Длина трубок 3 метра

Диаметр корпуса 0,325 метра.

А также один подогреватель ПП 1-35-2-11

Количество ходов по воде 2

Длина трубок 2 метра

Диаметр корпуса 0,530 метра.

5) Резерв установленной мощности водоподогревателей для систем отопления и горячего водоснабжения.

Определение годовых расходов теплоты, пара и топлива

Годовая выработка теплоты

Q год тн = Q тн Z рШпм = 130,23 * 580 * 0,9 = 68*10 3 ГДж/год

Q год сн = всн ( Q год тн + Q год гв + Q год от + Q год ст) = 0,025 ( 68+ 12,7 + 5,7 + 50,8) 10 3 = 3,43 10 3 ГДж/год

Q год = Q год тн + Q год гв + Q год от + Q год ст + Q год сн =140,63 10 3 ГДж/год

Структура годового теплового баланса

2) Годовая выработка пара

Dгод = Q год 10 3 /( hх – hпв) = 140630 * 10 3 /(2671,48 – 276,54) = = 61 10 3 т/год

Читайте также:  Книга по ремонту и эксплуатации тойота королла

Годовой расход условного топлива

В год у = Q год * 10 5 / 29300 зк = 140630 * 10 5 / 29300 * 83,4 = 5,8 * 10 3 тут/год

4) Годовой расход натурального топлива

Э = Q р н / 29300 = 12640 / 29300 = 0,43

В год = В год у /Э = 5,8 10 3 /0,43 = 13488 т/год

Определение годового расхода топлива на замещаемой КЭС и котельной

Годовой расход топлива на выработку электроэнергии замещаемой КЭС определяется как:

, т у.т./год (45)

где – годовая выработка электроэнергии КЭС, кВт · ч/год

– удельный расход условного топли­ва на выработанный кВт · ч на замещаемой КЭС, г у.т./кВт · ч.

Годовой расход топлива в котельной рассчитывается следующим образом

,т у.т./год (46)

где bq ДКВР – удельный расход топлива на одну Гкал тепла, отпускаемую от котлов от ДКВР;

,кг. у.т./Гкал (46)

где hДКВР н – к.п.д. нетто котлов ДКВР,

Qгод ДКВР – количество тепла, отпускаемое от котлов ДКВР.

,Гкал/год (47)

bq КВГМ – удельный расход топлива на одну Гкал тепла, отпускаемую от котлов КВГМ

,кг. у.т./Гкал (48)

Qгод КВГМ – годовой отпуск тепла котлами КВГМ.

,Гкал/год (49)

где – количество тепла, отпускаемое на отопление и горячее водоснабжение от котлов КВГМ, Гкал/год.

Годовой расход условного топлива в схеме раздельного энергоснабжения определяется как сумма расходов топлива на КЭС и котельной

,т у.т./год (50)

Определение капитальных и эксплуатационных затрат на производство энергии в схеме раздельного энергоснабжения

Капитальные вложения в схеме раздельного энергоснабжения определяются следующим выражением:

,млн.руб. (51)

где ККЭС – капитальные затраты в КЭС

,млн.руб. (52)

где – удельные капитальные затраты в замещаемую КЭС, руб./кВт.

Капитальные затраты в котельную определяются:

,млн.руб. (53)

где – удельные капитальные затраты в котлы котельной, руб./(Гкал/час);

n – тип котлов котельной;

номинальная производительность котла n-готипа, Гкал/час.

Дополнительные капитальные вложения в линию электропередачи ЛЭП определяются:

,млн.руб. (54)

где – удельные капитальные затраты в ЛЭП, руб./Км.

Капитальные затраты в тепловые сети определяются так же, как в варианте комбинированной схемы энергоснабжения.

,млн.руб. (55)

Затраты на производство и передачу энергии в схеме раздельного энерго­снабжения рассчитываются следующим образом:

,млн.руб./год (56)

Затраты для конденсационной станции, котельной и тепловых сетей определяются по тем же формулам, что и для ТЭЦ; по электрическим сетям в укрупненных расчетах определяются по доле отчислений от капитальных затрат в ЛЭП (aЛЭП = 5%):

млн.руб./год, (57)

в том числе

где l – доля амортизации в затратах на передачу энергии по ЛЭП.

Аналитическая часть.

Анализ коммерческой эффективности инвестиций в проекты энергоснабжения района.

В аналитической части курсового проекта на базе рассчитанных капитальных затрат, затрат на производство и передачу энергии, налогов и выручки от реализации продукции по проектам комбинированной и раздельной схем энергоснабжения района определяются критерии коммерческой эффективности инвестиций: чистый дисконтированный доход, дисконтированный срок окупаемости, индекс доходности, внутренняя норма доходности. Анализируется чувствительность эффективности проектов к изменению ряда экономических показателей. По результатам расчетов делаются выводы об эффективности схем энергоснабжения.

Определение коммерческой эффективности схем энергоснабжения района.

При определении коммерческой эффективности сравниваемых проектов принимается:

1. Инвестиционный период равен 20 годам.

2. Период строительства и ввода в эксплуатацию объектов один год.

3. Отсчет лет инвестиционного периода начинается с нулевого года.

4. Капитальные затраты в проекты вкладываются в нулевой год.

5. Мощности вводятся в эксплуатацию 31.12 нулевого года. Производство и реализация энергии начинается с 01.01 первого года.

Расчет налогов, выплачиваемых за счет прибыли

Налоги, выплачиваемые за счет прибыли, для схем раздельного и комбинированного энергоснабжения определяются следующим образом.

Налог на имущество

,млн. руб./год (58)

где aим – ставка налога на имущество;

– остаточная стоимость ОПС на начало года t, млн. руб.

,млн. руб./год (59)

Налог на прибыль

,млн. руб./год (60)

где aприб – ставка налога на прибыль;

– налогооблагаемая прибыль в год t, руб./год.

,млн. руб./год (61)

где – выручка от реализации продукции в год t, руб./год

,млн. руб./год (62)

где – цена на электроэнергию и тариф на тепло на рынке, руб./кВт·ч, руб./Гкал. (См. сайты ФСТ и АТС)

Последнее изменение этой страницы: 2016-06-19; Нарушение авторского права страницы

Комментировать
21 просмотров
Комментариев нет, будьте первым кто его оставит

Это интересно
No Image Без рубрики
0 комментариев
No Image Без рубрики
0 комментариев
Adblock detector