Расчёт издержек производства при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения

 

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

 

Кафедра «Экономика и организация производства»

 

 

 

 

 

 

 

курсовая работа

по дисциплине «Организация производства на предприятиях отрасли»

 

 

Номер зачётной книжки ЗЭКПд-1-11

 

 

 

 

 

                                                                                 Разработал:

                                                                                    Студент  Каримова Г.С.

 

 

Проверил:

                                                                                    Доцент  З.В. Шацких

 

 

                                                    Казань 2014

 

 

содержание

 

Введение..................................................................................................3

1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов...............4

1.1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов

для комбинированной схемы энергоснабжения...................................4

1.2. Технико-экономический выбор  турбин и котлоагрегатов

для раздельной схемы энергоснабжения.............................................10

2. Расчёт капитальных вложений при комбинированной и раздельной

схемах энергоснабжения.............................................................................12

2.1. Расчёт капитальных вложений  при комбинированной схеме

энергоснабжения...................................................................................12

2.2. Расчёт капитальных вложений  при раздельной схеме

энергоснабжения...................................................................................14

3. Расчёт издержек производства при комбинированной и раздельной

схемах энергоснабжения.............................................................................16

3.1. Расчёт издержек производства  при комбинированной схеме

энергоснабжения...................................................................................16

3.2. Расчёт издержек производства  при раздельной схеме

энергоснабжения...................................................................................27

Заключение............................................................................................32

Список использованных источников...................................................33

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

введение

 

Электроэнергетика России теснейшим образом связана с теплоснабжением. На ТЭС (общего пользования и промышленных) вырабатывается более 60 % электроэнергии и приблизительно 32 % теплоэнергии. В настоящее время почти 72 % всей теплоэнергии вырабатывается централизованными источниками (около 1,4 млрд. Гкал/год) и 28 % – децентрализованными источниками, из них 14 % – автономными и местными источниками (около 600 млн. Гкал/год) [2].

Суровый климат в России обусловило теплоснабжение как наиболее социально значимый и в то же время топливоёмкий сектор экономики. В нём потребляется около 40 % используемых энергоресурсов, а более 50 % энергоресурсов приходится на ЖКХ. В отличие от основных энергетических отраслей теплоснабжение не имеет единой организационной, нормативно-правовой базы и механизмов экономического стимулирования энергосбережения. К основным причинам такого положения дел в теплоснабжении можно отнести [2]:

а) износ оборудования и инженерных сетей (около 50 % требуют замены и не менее 15 % находятся в аварийном состоянии);

б) отсутствие перспективных схем развития систем теплоснабжения;

в) нерешённые вопросы разграничения полномочий и ответственности в коммунальной энергетике.

Для решения накопившихся проблем в теплоснабжении, которые особенно проявились в последние годы в ЖКХ, нужно проводить эффективные меры по совершенствованию законодательно-правовой базы, тарифного регулирования, управления спросом, рыночных отношений и технического перевооружения отрасли [2].

Для обеспечения заинтересованности теплоснабжающих организаций России в повышении надёжности и экономической эффективности своих инженерных систем и сетей, а также в снижении цены на теплоэнергию, необходимо массовое внедрение систем автоматического регулирования на теплопунктах у конечных потребителей с поэтапным переходом на независимые схемы присоединения к сети и внедрением количественно-качественного регулирования отпуска теплоэнергии [2].

 

 

 

 

1. технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов

 

1.1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов

для комбинированной схемы энергоснабжения

 

Основой для выбора турбин и котлов является заданная тепловая нагрузка района. Исходные данные для расчёта приведены в таблице 4. В комбинированной схеме при установке ТЭЦ вся тепловая нагрузка, за исключением отопительной, покрывается из отборов теплофикационных турбин. Отопительная нагрузка покрывается из двух источников – отборов турбин и специальной пиковой котельной. Доля тепла на отопление из отборов турбин определяется коэффициентом теплофикации:

 

 

где    – отопительная нагрузка из отборов турбин, Гкал/час;

 – общая отопительная  нагрузка из отборов турбин  и пиковой котельной, Гкал/час.

При неблагоприятных условиях топливосжигания и водоснабжения принимается значение коэффициента теплофикации:

 

= 0,3 ÷ 0,4.

 

при благоприятных условиях принимается:

 

= 0,5 ÷ 0,6.

 

Поскольку условия топливосжигания и водоснабжения – благоприятные согласно исходному заданию, то принимаем

Таким образом, из отборов турбин покрывается следующая нагрузка:

 

= ;

= · + + ,

где    и – часовые максимумы тепловой нагрузки из отборов из турбин по пару производственных и отопительных параметров, Гкал/час;

; ; – часовые максимумы отдельных видов нагрузок промышленных районов (приводятся в задании), Гкал/час;

 

= 654.5 Гкал/час;

= · + + = 756 Гкал/час.

 

Поскольку мощность отборов турбин (таблица 1) задана в тоннах (т) пара, целесообразно перейти от Гкал к тоннам пара, используя следующие приближенные соотношения:

 

= 1,55 ·  ;

= 1,55 ·  = 1014,4 т/час;

 

= 1,6 · ;

= 1,6 · = 12,32 т/час;

 

= 1,8 · ;

= 1,8 · = 301,32 т/час;

 

= 1,8 · ;

= 1,8 · = 1900,26 т/час.

 

По выявленной тепловой нагрузке отборов турбин подбираем тип ПТ, Т, Р, и количество nпт; nт; nр турбин (таблица 1), руководствуясь следующими правилами.

Выбор турбин

1. Единичная мощность турбин должна быть возможно большой.

2. Начальные параметры  пара всех турбин должны быть  одинаковыми.

Сначала подбираем турбины, покрывающие тепловую нагрузку производственных параметров Dч.протб, то есть турбины типа ПТ с двумя отборами пара производственных и отопительных параметров. Из двух отборов в первую очередь максимально загружается отбор пара производственных параметров Dn/ Dnмакс, а по нему определяется возможный отбор пара отопительных параметров, Dт/, как показано на рисунке 1. Для всех турбин типа ПТ даются величины Dnмакс (таблица 1) и зависимость Dn = f (DT) (рисунок 1). 

Суммарный возможный отбор пара отопительных параметров от турбин типа ПТ составит: Dт/ × nпт . Тогда для покрытия оставшейся нагрузки отборов по пару отопительных параметров (Dч.ототб – Dт/ × nпт) необходимо установить турбины типа Т с одним отбором отопительных параметров, где Dч.протб  и Dч.ототб  – часовые расходы пара из отборов турбин по пару производственных и отопительных параметров, соответственно, т/час, количество таких турбин nт определяется как:

 

 

с округлением до ближайшего целого числа,

где    Dчmax – максимальный часовой отбор пара отопительных параметров для турбин типа Т (таблица 1);

Тип турбины: 4ПТ-60-130

 

 

 

 

Ост = 1359-(140*4) = 719 т/ч

 

Тип турбины 2Т-180-130

 

После выбора всех турбин проведём проверку коэффициента теплофикации, величина которого ранее выбиралась в заданных пределах. Фактический или расчётный коэффициент теплофикации определяем как:

 

 

где

= + ;

= + = 920 т/час.

 

Таким образом, фактический или расчётный коэффициент теплофикации равен

 

 

В результате приблизительно с нормативным коэффициентом

 

 

 

  

 

 

 

                 

 

Рисунок 1 – Зависимость возможного отбора пара производственных параметров от величины отбора пара отопительных параметров для турбины типа ПТ

 

 

 

Определение мощности пиковой котельной

Мощность пиковой котельной, необходимой для покрытия отопительной нагрузки, помимо отборов турбин, определяется:

 

= · (1 – );

= · (1 – ) = 422,28 Гкал/час

 

Используя зависимость между часовым и годовым коэффициентами теплофикации (рисунок 2), определяем годовой коэффициент теплофикации , а затем и годовой отпуск тепла на отопление:

а) годовой отпуск тепла на отопление из отборов:

 

;

= 2069тГкал/год

 

б) годовой отпуск тепла на отопление из пиковой котельной:

;

= 517,36 тГкал/год

 

 

αг

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

   0

0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 αч

 

Рисунок 2 – Зависимость между годовым и числовым значениями

коэффициентов теплофикации

 

Определение суммарной паропроизводительности котельной и выбор энергетических котлов

По расходам пара на выбранные турбины с учётом 2...3 % потерь определяем суммарную паропроизводительность котельной ТЭЦ , тип и число котлоагрегатов (таблица 2):

 

= Dчка × nка (1,02...1,03)· ,

 

где   Dчка – паропроизводительность одного котла (Dчка = 500 т/час);

nка – число котлов (nка = 7 шт.);

– сумма максимальных расходов пара теплофикационных турбин ТЭЦ (таблица 2);

 

= 500 × 7 = 3500 т/час.

 

Принимаем паровой котел типа Еп-500/140ГМ

Правила выбора котлов следующие:

1. Параметры пара  котлов должны соответствовать  начальным параметрам пара турбин.

2. Котлы должны быть по возможности однотипными.

3. При отключении одного котла должна полностью обеспечиваться вся внешняя тепловая нагрузка ТЭЦ, то есть:

 

Dчка × (nка – 1)

Dч пртех + Dч оттех + Dчк-б  + · Dчот;

500 × (7 – 1)

1014,4 + 12,32 + 301,32  + · 1900,36;

3000 т/час

2278,22 т/час.

 

Определение мощности электроподстанций и линий электропередач

Определение мощности электроподстанций и линии электропередач, связывающей ТЭЦ с энергосистемой, принимается равной 40...60 % мощности проектируемой ТЭЦ, так как ТЭЦ обычно располагается в самом промышленном районе, где потребляется значительная часть вырабатываемой электроэнергии, то есть

                               

                                          Nп/ст = (0,4...0,6)·NТЭЦ;