Файл: Задание необходимо рассчитать основные техникоэкономические показатели, построить режимную карту машзала, сделать оценку экономической эффективности строительства тэц, провести расчет критических точек и оценить степень риска. Исходные данные.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 25.10.2023

Просмотров: 607

Скачиваний: 5

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

;

;



Результаты расчетов заносятся в строку 7 столбцы с 3 по 8.

Структура себестоимости, показывающая удельный вес каждого из элементов затрат, определяется расчетом нижней части таблицы 2.1.

Расчет затрат на производство теплоты пиковой котельной:
Затраты на производство теплоты пиковой котельной:



Затраты на топливо:

,

где расход топлива пиковыми котельными на покрытие пиковой нагрузки в паре отопительных параметров, тут/год;

;
Затраты на амортизацию и ремонт:



где норма отчислений на ремонт и амортизацию, 1/год. Для учебных расчетов принимается 0,035 и 0,5 соответственно, капитальные вложения в пиковые котлы, млн руб;

;

;

;

Заработная плата с начислениями рассчитывается по формуле:



где среднегодовой фонд заработной платы одного производственного работника, тыс. руб./(чел-год);

численность эксплуатационного персонала на пиковой котельной, чел.;



удельная численность персонала, чел./ГДж, (табл. 12),

;

;

;

Прочие затраты:

;
;


Исходя из годового отпуска теплоты, определяется себестоимость производства теплоты на ТЭЦ руб./ГДж:



где годовое количество теплоты производственных и отопительных параметров, отпускаемое потребителям от ТЭЦ, ГДж/год.

;

Результаты расчета себестоимости производства и передачи электроэнергии и теплоты при комбинированной схеме энергоснабжения района сводятся в табл.2.2.

Таблица 2.2

Основные технико-экономические показатели комбинированной схемы энергоснабжения.


№ п.п
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Величина

ТЭЦ без пиковой котельной
Пиковая котельная

1
2
3
4
5
6

1.
Состав оборудования






4*ПТ-80-130

3*Т-100-130
2*ПТВМ-180

2.
Число часов использо­вания установленной мощности



ч/год






3.
Удельные капитальные вложения

,

тыс.руб./кВт, руб./ГДж


423

4.
Доля собственных нужд на ТЭЦ


%
8,52

5.
Удельный расход топ­лива (нетто) на выра­ботку электроэнергии


гут./ (кВт-ч)


6.
Удельный расход топлива (нетто) на выработку теплоты:


кгут./ ГДж


7.
Годовые эксплуатационные затраты на ТЭЦ, в том числе:
,

млн.руб./год
16489,342


затраты на топливо,


млн.руб./год




затраты на амортизацию,


млн.руб./год




прочие постоянные затраты*


млн.руб./год
7449,51


8.
Себестоимость произ­водства электроэнергии


коп./(кВт-ч)
288,133

9.
Себестоимость произ­водства теплоты


руб./ГДж

  1. 1   2   3   4   5   6   7   8   9

Режимная карта машзала

Необходимые для расчета показатели фиксируются для установленных ранее по каждому турбоагрегату значению отборов пара производственных параметров и половинного значения отбора пара отопительных параметров.Таблица 3.1. Исходные данные по турбоагрегатам промышленной ТЭЦ

Тип турбоагрегата
Величина отборов пара
Расходная характеристика, ГДж/ч

Dп, т/ч
Dт, т/ч

ПТ-60-130 x4
200
60/2=30


Т-100-130



310/2=155

Определим минимальные, максимальные и критические значения электрической нагрузки и часового расхода теплоты турбоагрегатом . Минимальные и максимальные значения нагрузки находятся из характеристик турбоагрегатов для заданных значений отборов пара. Критическая нагрузка рассчитывается по формулам. Часовой расход теплоты определяется из формулы энергетической характеристики. Результаты сведены в табл. 3.2.ПТ-60-130: ;(если Pкр1>Pmin, то вычеркиваем rт1)Qmin=Qч(Pmin)Qmax=Qч(Pmax)Т-100-130:Qmin=Qч(Pmin)Qmax=Qч(Pmax)Таблица 3.2 Показатели энергетических характеристик турбоагрегатов

Тип
Кол-во
Pmin, МВт
Qmin, Гдж/ч
Pкр1, МВт
Qкр1, Гдж/ч
Pmax, МВт
Qmax, Гдж/ч




ПТ-60-130
4
45
843,24
28,8



63
1025,94
8,25
10,15

Т-100-130
3
45
477,75
93,94
949,04
105
1055,55
8,46
9,63
По полученным данным определяем относительные приросты расхода теплоты турбоагрегатами. Полученные значения относительных приростов вносятся в табл. 3.3 в порядке их возрастания, с указанием какому типу турбоагрегатов они принадлежат. Также вносятся в табл. 3.3 приросты нагрузок турбоагрегатов в каждой зоне, записываются пределы зон расхода теплоты и относительные приросты расхода топлива в котельной. Табл. 3.3 используется далее при установлении очередности загрузки турбоагрегатов.Таблица 3.3. Относительные приросты турбоагрегатов и соответствующие приросты нагрузок
Тип
Кол-во
, МВт
, МВт
, ГДж/ч
, ГДж/ч

8,46
Т-100-130
3
45–93,94
48,94
477,75–949,04
471,29

9,63
Т-100-130
3
93,94–105
11,06
949,04–1055,55
106,51

10,15
ПТ-60-130
4
45–63
18
843,24–1025,94
182,7

Смотрите также файлы