Планирование производственной программы ТЭЦ

Министерство  образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

 

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт  экономики, управления и права

Кафедра «Экономики и менеджмента»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПЛАНИРОВАНИЕ  ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЫ ТЭЦ

 

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по  дисциплине

«Экономика  отрасли»

Вариант 3, 5

 

 

 

 

 

Разработал  ст. гр. ЭУП-10-1  ______________  Цогтбаяр Одончимэг

подпись   

 

 

Работу проверила   ______________   Осипова И. М.

подпись    

 

 

Оценка __________

 

Дата  ____________

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Иркутск  2012 г.

3. СОДЕРЖАНИЕ И ПОРЯДОК  ВЫПОЛНЕНИЯ 
ОСНОВНЫХ РАЗДЕЛОВ

3.1. Определение  потребности в электроэнергии  и построение суточного графика  нагрузки для района энергопотребления

3.1.1. Расчет 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  рассчитывается по формуле:

Э_пром1 = 80 тыс.*2000 кВт=160000 МВт. Ч

Э_пром2 = 250 тыс.*2000 кВт=500000 МВт. Ч

Сумм_пром=160000 МВт. Ч+500000 МВт. Ч=660000 МВт. Ч

Годовое потребление  электроэнергии городским хозяйством и  населением рассчитывается по нормам удельных расходов на одного жителя района:

Э_гор1=200 КВт. Ч*400 тыс.чел=80000 МВт. Ч

Э_гор2=80 КВт. Ч*400 тыс. чел=32000 МВт. Ч

Э_гор3=50 КВт. Ч*400 тыс.чел=20000 МВт. Ч

Э_гор4=70 КВт. Ч*400 тыс.чел=28000 МВт. Ч

Э_гор5=30 КВт. Ч*400 тыс.чел=12000 МВт. Ч

Сумм_гор=80000 Мвт+32000 Мвт+20000 Мвт+28000 Мвт+12000 Мвт=172000 Мвт

Годовая потребность в электрической  энергии районом энергопотребления

Эпотр=660000МВт. Ч+172000МВт. Ч = 832000МВт. Ч

3.1.2. Расчет годовых максимумов  нагрузки (по группам потребителей)

Годовой максимум электрической нагрузки отрасли  промышленности (или промышленного  предприятия) определяется как:

Р_пром1=160000 МВт. Ч/5518,8 ч = 28,99 МВт

Р_пром2=500000 МВт. Ч/6832,8 ч =73,17 МВт

=0,63*8760 =5518,8

=0,78*8760 =6832,8 (общий для обоих предприятий, т.к. коэффициент заполнения годового графика нагрузки одинаков для 2-х предприятий) Годовой максимум электрической нагрузки потребителей городского хозяйства и населения определяется как:

Р_гор1=80000МВт. Ч/2000 ч=40 МВт

Р_гор2=32000 МВт. Ч/3000 ч= 10,6МВт

Р_гор3=20000 МВт. Ч/5000 ч=4 МВт

Р_гор4=28000 МВт. Ч/4000 ч=7 МВт

Р_гор5=12000 МВт. Ч/4000 ч=3 МВт

СуммР_гор=40 МВт+10,6 МВт+4 МВт+7 МВт+3 МВт = 64,6 МВт

Годовой максимум промышленной осветительной  нагрузки можно определить по формуле:

Р^осв_пром1=0,06*28,99 МВт=1,73 МВт

Р^осв_пром2=0,04* 73,17МВт=2,92 МВт

Р_район=СуммР_пром+СуммР_гор=64,6МВт+102,16МВт=166,76 МВт

Таблица 1- Сводная таблица электропотребления и максимума нагрузки

Потребители	Выпуск продукции промышленностью  и число жителей района, П,	Норма расхода эл.энергии на ед. продукции или 1 жителя,	, МВт.Ч.	,час.	, тыс. кВт	,%	, МВт	, МВт	= + + , МВт
Промышленность
1	80тыс	2000 КВт. Ч	160000	5518,8	-	6	28,99	1.73	30,72
2	250тыс	2000КВт. Ч	500000	6832,8	-	4	73,17	2,92	76.09
Город
1	400 тыс	200 КВт. Ч	80000	40	-				64.6
2	400 тыс	80 КВт. Ч	32000	10.6
3	400 тыс	50 КВт. Ч	20000	4
4	400 тыс	70 КВт. Ч	28000	7
5	400 тыс	30 КВт. Ч	12000	3

 

 

 

3.1.3. Построение зимнего  суточного графика электрической  нагрузки (по группам потребителей)Таблица 2 - Построение суточного графика электрической нагрузки промышленного производства и города (зима)

Потребители	МВт	Соотношение нагрузок по сменам	3-я смена				1-я смена				2-я смена
			0	2	4	6-8	8	10	12	14-16	16	18	20	22-24
Промышленность
1.	30,72	0,8:1:0,9	24.57				30,72				27,64
2.	76,92	1:1:1	76,92				76,92				76,92
	107,6		86,08				107,6				96,84
	96,84		96,84				96,84				96,84
Город
1.		0ч-0,5 от max 2ч-0,3 4ч-0,2 6ч-0,5 8ч-0,6 10ч-0,4 12ч-0,5 14ч-0,5 16ч-0,5 18ч-0,9 20ч-0,9 22ч-0,7 24ч-0	22,5	8,1	5,4	22,5	27	10,8	22,5	22,5	22,5	24,3	24,3	18,9
2.			6	3,6	2,4	6	7,2	4,8	6	6	6	10,8	10,8	8,4
3.			2,25	1,35	0,9	2,25	2,7	1,8	2,25	2,25	2,25	4,05	4,05	3,15
4.			3,94	2,36	1,58	3,94	4,7	3,2	3,94	3,94	3,94	7	7	5
5.			1,69	1,014	0,676	1,69	2,028	1,352	1,69	1,69	1,69	3,042	3,042	2,366
	64,6		36,4	21,8	14,6	36,4	43,7	29,1	36,4	36,4	36,4	65,5	65,5	50,9
	161,4		88,2	73,6	66,4	88,2	101,2	86,6	93,9	93,9	93,9	123	123	108,4

 

3.2. Определение мощности  станции. 
Выбор типа и единичной мощности агрегатов

Зимний максимум электрической  нагрузки определяется по данным расчетной  табл. 10:

=161,4 МВт

 

Летний максимум электрической  нагрузки при выполнении курсовой работы можно принять 75% от зимнего максимума:

, кВт= 121,05 МВт

 

Максимальная электрическая нагрузка станции с учетом потерь в сетях, собственных нужд и связи с районной энергосистемой определяется как:

, кВт,     

 

Р^зима_ст=(161,4 МВт+(0,13*161,4 МВт))/0,82= 222  МВт     

 

, кВт,  

 

Р^лето_ст=121,05 МВт-(0,2*121,05МВт))/0,82=118 МВт

где и – соответственно величина отдачи в энергосистему или получения мощности из энергосистемы в % от зимнего и летнего максимума нагрузки района.

Выбор типа паровой турбины:

Р^зима_ст=222 МВт

1. Турбина ПТ-50-90

Необходимо 5 штуки, т.к. для покрытия 222 МВт необходимо 5*50=250 МВт min

D_отоп=140*5=700 т/час

D_тех=100*5=500 т/час

D^отоп_макс=130т/час

D^тех_макс=150т/час

ΔD_отоп=700-130=570 т/час

ΔD_тех=500-150=350 т/час

ΔD=250-222=28 МВт

 

2. Турбина ПТ-12-90

Необходимо 19  штук, т.к. для покрытия 222 МВт необходимо 19*12= 228МВт min

D_отоп=25*19=475 т/час

D_тех=35*15=665 т/час

D^отоп_макс=130т/час

D^тех_макс=150т/час

ΔD_отоп=475-130=345 т/час

ΔD_тех=665-150=515 т/час

ΔD=228-222=6 МВт

 

3. Турбина ПТ-50-130

Необходимо  5 штуки, т.к. для покрытия 222 МВт необходимо 5*50=250 МВт min

D_отоп=86*5=430 т/час

D_тех=115*5=575 т/час

D^отоп_макс=130т/час

D^тех_макс=150т/час

ΔD_отоп=430-130=300 т/час

ΔD_тех=575-150=425 т/час

ΔD=250-222=28 МВт

 

Выбираем паровую турбину  типа ПТ-50-130/13 таких турбин необходимо 4 штуки.

Паропотребление турбины:

D_тех+ D_отоп=430+575=1005 т/час

Производительность котла:

(1005 т/час*1,03)/5=207 т/час

БКЗ-210-5 шт.

3.3. Расчет годовой  выработки электроэнергии и отпуска  тепла

 

Годовая выработка электрической  энергии определяется:

Э_{выр. год} = N_у* h_у,    МВт. Ч,

Э_{выр. год}=250МВт*7000 час=1 750 000 МВт. Ч

Nу - установленная мощность станции номинальных мощностей установленных на станции тыс. кВт.(50 МВт*5шт=250 МВт).

hу - число часов использования установленной мощности .для районов Сибири - hу = 7000 час.

Годовой расход пара на технологические нужды:

=120 т/час*7000 час = 840 000 т/год

 

То  же на отопление:

=175 т/час*3400час =595 000 т/год           

 

Годовой отпуск тепла:

=840000 т/год*0,6 Гкал/т.пара+595000т/год* *0,55Гкал/т.пара=831250 Гкал/год

 

Теплосодержание отпускаемого тепла  для отопительной и технологической нагрузки соответственно можно принять равным 0.55 и 0.6Гкал/т.пара.

3.4. Определение  капиталовложений в сооружение  электростанции

Капиталовложения в станцию определяются по формуле:

К_ст= (11,65+3*6,02+4,4+3*2,37+5,2)*0,85=46,42 млн.у.д.е.       

 

В итоге определяются удельные капиталовложения по проектируемой ТЭЦ:

 = 46,42млн.у.д.е./250 МВт = 185680у.д.е./кВт. 

3.5. Определение  годовых эксплуатационных расходов

Топливо

Годовые затраты тепловой электростанции на топливо можно  определить как:

, у.д.е./год, 

И_т= 493177 т.у.т*7000/7000 ккал/кг*(19,5 у.д.е./тн.т.+0)*(1+0)= 9616951,5 у.д.е./год,

где – калорийность топлива (см. табл. 6) = 7000 ккал/кг;

Э_год=178 МВт*7000 ч = 1 246000 МВт. Ч;

–годовой расход топлива  на электростанции в т. у. т., который определяется в курсовой работе приближенно по топливным характеристикам турбоагрегатов (см. приложение 5) = 3,26*8200 ч + 0,334* 1 246 000 МВт. Ч + 0,0361*1 050 000 т/год + 0,028*442 000 т/год = 26732+416164+37905+12376 = 493177 т.у.т., в том числе

B_q=0,100*1 050 000 т/год+0,083*442 000 т/год =141686 т.у.т.

–прейскурантная цена топлива (см. табл.6) = 19,5 у.д.е./тн.т.;

– затраты на транспортировку 1 т натурального топлива (по железнодорожному тарифу на перевозку топлива) (см. табл. 6) = отсутствуют;

– процент потерь топлива  при перевозках по железным дорогам, разгрузке вагонов, хранении и т.д. Для твердого топлива принимается  в зависимости от расстояния от 0.5 до 2% (см. табл. 6) = отсутствуют.

Суммарный расход пара из отборов турбины должен точно соответствовать заданным величинам.

Годовой расход пара из отбора одной турбины определяется как:

_{= 130 т/ч * 3400 ч}=442000 т/год, 

 

_{= 150 т/ч* 7000 ч = 1 050000 т/год,} 

 

где и – часовые расходы пара из отопительного и производственного отборов одной турбины.

 

Амортизация

Затраты на амортизацию определяются по средним  нормам амортизации для ТЭС (Н_ам = 7%) и стоимости основных производственных фондов:

Отсюда величина амортизационных отчислений составит

_{= 0,07*46420000 у.д.е. = 3249400 у.д.е./год.,}

где – капиталовложения в сооружение станции.