Технико-экономическое обоснование выбора основного оборудования на ТЭС

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

Институт дистанционного образования

Направление 080200 «Менеджмент».

 Кафедра менеджмента

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

по  дисциплине «Организация производства  на предприятиях

электроэнергетики»

на тему: «Технико-экономическое обоснование выбора основного оборудования на ТЭС»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Томск 2013

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Курсовая работа имеет цель закрепить полученные теоретические знания и выработать навыки решения важнейших технико-экономических вопросов проектирования: выбора основного оборудования тепловой электростанции, организации его эксплуатации, расчёта основных технико-экономических показателей станции.

Задача данной курсовой работы состоит в выявлении причины изменения итоговых показателей (себестоимости, прибыли) хозяйственной деятельности станции и определении путей по улучшению этих показателей.

В процессе выполнения курсовой работы мною были приобретены следующие навыки: овладение методом технико-экономического анализа при выборе тех или иных решений; умение пользоваться экономической литературой и справочно-нормативными материалами при выполнении экономических расчетов; умение сопоставлять плановые и фактические результаты деятельности предприятия и формулировать пути повышения эффективности производства.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.  ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

№ варианта	Тепловые нагрузки пара, т/ч		Число часов использования максимума тепловой мощности отборов, ч		Электрическая нагрузка Рзиммакс, МВт	Число часов использования максимума электрической нагрузки hэмакс
	10-13 ата	1,2-2,5 ата
	Технологическая Dтехмакс	ОтопительнаяDотмакс	Технологическая hтехмакс	Отопительная hотмакс
1	2	3	4	5	6	7
2	110	190	6500	3200	170	5600

 

 

Вид сжигаемого на ТЭС топлива – каменный уголь.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ  СТАНЦИИ. ВЫБОР ТИПА И ЕДИНИЧНОЙ  МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ

 

Зимний максимум электрической нагрузки по условию:

Рзиммакс = 170 МВт.

Летний максимум электрической нагрузки принимаем 75% от зимнего максимума:

Рлетомакс =0,75*170 = 127,5 МВт.

Исходя из максимальной электрической нагрузки станции, отборов пара на технологические и отопительные нужды, а также на основании заданной тепловой нагрузки, производим выбор единичной мощности, количества и типа оборудования для двух вариантов.

Таблица 2.1.

Результат выбора оборудования

 

Вариант 1	Вариант 2
ПТ-25-90 – 2 шт.+Т-25-90 -1шт. +К-50-90 – 2 шт.	ПТ-12-90 – 4 шт.+Т-25-90 -1шт. +К-50-90 – 2 шт.
Рзимамакс = 170 МВт	Рзимамакс = 170 МВт
Ny = 175 МВт	Ny = 173МВт

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. РАСЧЕТ ГОДОВОЙ ВЫРАБОТКИ  ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ОТПУСКА ТЕПЛА

 

Годовую выработку электроэнергии ТЭЦ можно определить как:

Эгод = Рзиммакс * hэмакс,

где  Рзиммакс– зимний максимум электрической нагрузки станции, МВт;

hэмакс – число часов использования зимнего максимума электрической нагрузки, ч.

Эгод = 170*5600 = 952*103 МВт*ч

Число часов использования установленной мощности ТЭЦ:

hу = Эгод /Nу, ч/год

hу1вар = 952*103 / 175 = 5440 ч/год

hу2вар = 952*103 / 173 = 5502,89 ч/год

Годовой расход пара на технологические нужды и отопление с учетом 5% потерь определяется:

Dтехгод = Dтехмакс* hтехмакс, т/год;

Dотгод = Dотмакс* hотмакс, т/год;

Dтехгод =116 * 6500 = 754*103т/год;

Dотгод = 200 * 3200 = 640 * 103т/год.

Годовой отпуск тепла:

Qгод= Dтехгод* Δi + Dотгод * Δi, Гкал/год,

где Δi - теплосодержание отпускаемого из отборов пара Δi  для отопительной и технологической  нагрузки  соответственно  можно  принять  равным 0,55 и 0,6 Гкал/тпара.

Qгод= 0,754 * 106* 0,6 + 0,640 * 106  * 0,55 = 804400 Гкал/год

 

 

 

 

4.ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ  В СООРУЖЕНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

Для определения капитальных затрат на сооружение станции воспользуемся методом стоимости отдельных агрегатов станции. В соответствии с этим методом стоимость станции определяется как сумма затрат, относимых к турбинам, котлам и в целом по станции. Последние включают в себя стоимости подсобных и обслуживающих объектов, затраты на освоение, планировку и благоустройство территории, стоимость корпуса управления станцией и некоторые другие затраты.

По узлам турбоагрегата и котлоагрегата капитальные затраты определяются для первого агрегата и последующих. К первому агрегату отнесена стоимость оборудования и главного корпуса, техводоснабжения, топливного хозяйства.

где - затраты, относимые соответственно на первый турбоагрегат и котел [1, приложение 3];

-затраты, относимые соответственно  на все последующие турбоагрегаты  и котлы [1, приложение 3];

- общестанционные затраты, для станции мощностью 151-200 МВт равно 5,2млн. у.д.е.

Котлы подбираем исходя из номинальных расходов пара турбинами; их количество должно быть равно количеству турбин плюс резервный котел.

За первую вводимую в строй турбину принимаем наиболее крупный принятый к установке турбоагрегат и соответствующие котлы к нему.

Состав оборудования для 1-го и2-го вариантов представлен в таблице 4.1

 

 

Таблица 4.1

Состав оборудования

 

Турбоагрегат			Котлоагрегат
Тип	Расход параDном,т/час	Кол-во.	Производительность т/час	Кол-во.
1 вариант
ПТ-25-90	130	2	160	2
Т-25-90	130	1	150	1
К-50-90	186	2	210	2+1
2 вариант
ПТ-12-90	82,6	4	96	4
Т-25-90	130	1	150	1
К-50-90	186	2	210	2+1

 

 

Рассчитаем капиталовложение для двух вариантов:

Вариант 1:

Кст1=106*(6,2+2,6+2*3,1+2,63+4,4+2*2,37+1,46+1,55+1,55+5,2)=36,53 млн.у.д.е.;

Вариант 2:

Кст2=106*(6,2+2,6+4*1,1+2,63+4,4+2*2,37+1,1*4+1,46+5,2)=36,03млн.у.д.е.

Определим удельные капиталовложения в сооружение проектируемой ТЭЦ:

Ку1=Кст1/Nу1=36,53*106/175*103=208,74у.д.е./кВт;

Ку2=Кст2/Nу2=36,03*106/173*103=208,27у.д.е./кВт.

 

 

 

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВЫХ  ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ

 

Годовые эксплуатационные расходы определяются по следующим элементам затрат:

-  топливо;

-  амортизация;

-  ремонт;

-  заработная плата;

-  прочие расходы.

5.1 Определение годовых  затрат на топливо

Годовые затраты тепловой электростанции на топливо определим по формуле:

Ит=В*Цт, у. д. е./год

Цт - прейскурантная цена топлива (принято 23 у. д. е./т. у. т.);

В - годовой расход топлива на электростанции в т.у.т., который определяется приближенно по топливным характеристикам турбоагрегатов [1, приложение 4].                                                                         Таблица 5.1

Результат распределения нагрузок между турбоагрегатами

Название	Dот, т/ч	Dтех, т/ч	Nу, МВт/ч	Кол-во
Вариант 1
К-50-90	-	-	50	2
Т-25-90	92	-	25	1
ПТ-25-90	54	58	25	2
Итого	200	116	175	5
Вариант 2
ПТ-12-90	27	29	12	4
Т-25-90	92	-	25	1
К-50-90	-	-	50	2
Итого	200	116	173	7

 

 

Рассчитаем топливные характеристики для каждого варианта:

1 вариант

Расчет турбин ПТ-25-90 и Т-25-90:

Годовая выработка электроэнергии:

Эгод ПТ-25-90 = Nгод ПТ-25-90 *hy1вар

Эгод ПТ-25-90 = 25*5440 = 136000 МВт*ч

Эгод Т-25-90 = Nгод Т-25-90 *hy1вар

Эгод Т-25-90 = 25*5440 = 136000 МВт*ч

Годовой расход топлива:

ВПТ-25-90 = 2,06*hp+0,370*Эгод+0,0676*Dгодтех+0,0348*Dгодот

ВТ-25-90 = 1,02*hр + 0,384*Эгод + 0,0339*Dгодот,

где hp- календарное число часов работы турбины в год, принимается равным 8200,

ВПТ-25-90 = 2,06*8200+0,37*136000+0,0676*58*6500+0,0348*54*3200 =98710,64т/год;

ВТ-25-90 = 1,02* 8200 + 0,384*136000 + 0,039*92*3200 = 72069,60 т/год

Годовой расход топлива на отпуск тепловой энергии составит

ВQПТ 25-90 = 0,112*Dгодтех + 0,09*Dгодот

ВQПТ 25-90 = 0,112*58*6500 + 0,09*54*3200 =16303т/год;

ВQТ 25-90 = 0,093*Dгодот

ВQТ 25-90 = 0,093*92*3200 = 27379,2 т/год

Расчет турбины К-50-90:

Годовая выработка электроэнергии:

Эгод К-5-90 = NK-50-90*hy1вар = 50*5440= 272000 МВт*ч

Годовой расход топлива:

ВК-50-90 = 1,3*hр + 0,392*Эгод К-50-90

ВК-50-90 = 1,3*8200 + 0,392*272000 = 117284 т/год

где hр- календарное число часов работы турбины в год, принимается равным 8200.

Годовой расход условного топлива составит на станцию:

В1вар = 2*ВПТ-25-90 + 1*ВТ-25-90 + 2*ВК-50-90 = 2*98710,64+ 1*72069,6 + +2*117284 =  504058,88 т/год

Годовые затраты тепловой электростанции на топливо составят:

Ит1вар = 504058,88*23 = 11593354,24  у. д. е. /год

 

2 вариант

Расчет турбин  ПТ-12-90 и Т -25-90:

Годовая выработка электроэнергии:

Эгод ПТ-12-90 = NПТ-12-90 * hy2вар =12* 5502,89  = 66034,68  МВт*ч

Эгод Т-25-90 = NТ-25-90 * hy2вар =25* 5502,89  = 137572,25  МВт*ч

Годовой расход топлива:

ВПТ-12-90 = hр + 0,349*Эгод + 0,0744*Dгодтех + 0,0348*Dгодот

ВТ-25-90 = 1,02*hр + 0,384*Эгод  + 0,039*Dгодот,

где hр- календарное число часов работы турбины в год, принят равным 8200,

ВПТ-12-90 = 8200 + 0,349*66034,68+0,0744*29*6500 + 0,0348*27*3200 = 48277,22 т/год 

ВТ-25-90=1,02*8200+0,384*137572,25+0,039*92*3200=72673,34 т/год

Годовой расход топлива на отпуск тепловой энергии составит:

ВQПТ-12-90 = 0,116*Dгодтех + 0,094*Dгодот

ВQПТ-12-90 = 0,116*9*6500 + 0,094*27*3200 = 29987,6 т/год;

ВQТ-25-90 =0,093* Dгодот

ВQТ-25-90 =0,093* 92*3200 = 27379,2 т/год

Расчет турбины К-50-90

Годовая выработка электроэнергии:

Эгод К -50-90 = NК-50-90 *hy2вар = 50*5502,89 = 275144,5 МВт*ч 

Годовой расход топлива:

ВК-50-90 = 1,3*hр+ 0,392*Эгод К-50-90

где - календарное число часов работы турбины в год, принимается равным 8200;

ВК-50-90 = 1,3*8200 + 0,392*275144,5 = 118516,64 т/год

Годовой расход условного топлива составит на станцию:

В2вар = 4*ВПТ-12-90 + 1*ВТ-25-90 + 2*ВК-50-90 = 4*48277,22+ 1*72637,34+ +2*118516,64= 502815,5 т/год

Годовые затраты тепловой электростанции на топливо составят:

Ит2вар =502815,5 *23 = 11564756,5 у. д. е. /год

 

5.2. Определение годовых затрат на амортизацию

 

Норму амортизации приближенно определим по формуле:

Нам = 0,02+3,5*10-6 *hy, у.д.е/год,

где - число часов использования установленной мощности станции.

Нам = 0,02+3,5*10-6 *hy, у.д.е/год,

Нам1вар = 0,02+3,5*10-6 *5440 = 0,03904у.д.е. /год,