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

 

Q_тi^ч = ά + r_к * N_i – Δr*N_тi + Q_тхоi^ч + Q_тфоi^ч

 

N_тi = β_n * Q_тхоi^ч + β_т * Q_тхоi^ч – С

 

Трансформировать в годовую

Q_тi = άТ+ r_к * N_i*h_i – Δr*Э_тi + Q_тхоi + Q_тфоi

 

Э_тi = β_n * Q_тхоi + β_т * Q_тхоi – С*Т

 

где ά – условный расход теплоты на холостой ход,

r_к, Δr - относительные приросты турбин Δr = r_к = r_т

β_n, β_т – 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, β_n, β_т больше, а r_к меньше.

Как правило сначала распределяются тепловые нагрузки.

Годовое число часов использования номинальной нагрузки отборов

n

h_тхо = Q_тхо / å Q_тхо^нч

i +1

 

m

h_тфо = Q_тфо / åQ_тфо^нч

i +1

 

 

где Q_тхо^н, Q_тфо^нч - номинальная часовая производительность технологического и теплофикационного отборов:

n,m – число отборов.

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

n

å Q_тхоi^нч * h_тхo = Q_тхо;

i +1

Q_тхоi = Q_тхоi^нч * h_тхoi

 

Перераспределение электрической нагрузки осуществляется изменением годового числа использования электрической мощности.

 

Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ

 

n

Э_тэц = å N_i * h_i * (1 - DЭ_cм / 100);

i+1

 

где N_i – электрическая мощность i –го турбоагрегата;

h_i – годовое число часов использования электрической мощности,

DЭ_cм - расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ %,

n - число турбоагрегатов.

 

Общая потребность в теплоте от паровых котлов

n

Q_КА = (å Q_тi + Q_роу) (1,02 … 1,03

i+1

Годовой расход условного топлива на паровые котлы

В_ка = Q_ка / h_ка^б * К_n

 

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

 

Годовой расход условного топлива на ПАК

В_пвк = Q_пвк / h_ПВК^б * К_n

 

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ

В_тэц = В_ка + В_пвк

 

Переменные годовые издержки

И_пр^тэц = В_тэц * З_т

 

Приведенные затраты в вариант с ТЭЦ

З_тэц = Е_н * К_тэц + И_пст^тэц + И_пр^тэц + Е_н * (К_тс + К_лэп) + И_тс + И_лэп

 

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

И_тс = 0,075 * К_тс; И_лэп = 0,034 * К_ЛЭП

 

 

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 = К¹ + К¹¹ * (n-1)

Где К¹ – капиталовложения в головой блок,

К¹¹ – капиталовложения в последующие блоки.

Постоянные годовые издержки КЭС:

И_ПСТ^{КЭС /} = 1,3 (1,2 * К^/_КЭС * Р_ам / 100 + k_шт * N_ТЭС * З_сг

где Р_ам - норма амортизационных отчислений для КЭС,

k_шт - штатный коэффициент для КЭС,

З_сг - 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

n

Э_КЭС = N_КЭС * h * ((1 - DЭ_cн / 100) = å Э_i * (1 - DЭ_cм / 100)

i=1

где N_КЭС – мощность КЭС,

DЭ_cн - расход электроэнергии на собственные нужды, %.

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

Q_Ti = a * Tp + r * Э_экi + r ^/* (Э_i + Э_экi)

 

где a – часовой расход тепла на холостой ход,

r, r ^/ - относительный прирост тепла до и после экономической мощности,

Э_экi - годовая выработка электроэнергии при мощности меньше экономической,

Tp - число часов работы турбины в году.

Выработка электроэнергии при загрузке блока больше экономической определяется из выражения

Э_i - Э_экi = b ¶_I * (N_нi - N_экi) / N_нi

где N_нi, N_экi - электрическая мощность турбины, номинальная и в токе излома энергетической характеристики,

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

В_годi = Q_Ti / h^б_ка * К_п + В_n * n

где h^б_ка - среднегодовой КПД брутто котлоагрегата,

В_n - расход топлива на пуск блока,

n - число пусков блока в году,

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

 

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии

В_ээ = В_годi / Э_i * (1 - DЭ_cн / 100)

 

Годовой расход топлива КЭС

n

В_КЭС = å В_годi

i=1

где n - число блоков на КЭС.

Переменные годовые издержки КЭС

И _пр ^КЭС/ = В_КЭС * З_т

где З_т - цена тонны условного топлива на КЭС, определяется по замыкающим затратам на топливо.

 

 

2.2. Котельная

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

Z = Q_тх^ч / Q_пк^чн

где Q_пк^чн - номинальная часовая производительность парового котла.

 

Число водогрейных котлов

L = Q_тф^ч / Q_вк^чн

где Q_вк^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.

 

L-1 L-1

К_кот = К_пкi¹ + å К_пкi¹¹ + К_вкi¹ + å К_вкi¹¹

i=1 i=1

 

где К_пкi¹, К_вкi¹ - капиталовложения в первый паровой и водогрейный котлы,

К_пкi¹¹, К_вкi¹¹ - то же, в последующие котлы.

 

Постоянные годовые издержки котельной

И_пст^кот = 1,3 * (1,1 * К_кот * Р_ам / 100 + k_шт * Q_кот^ч * З_ст)

 

где Р_ам – норма амортизационных отчислений для котельных,

k_шт - штатный коэффициент котельной,

Q_кот^ч – суммарная теплопроизводительность котельной.

L L

Q_кот^ч = å Q_пкi^чн + å Q_вкi^чн

i=1 i=1

 

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

Годовой расход топлива на котельную.

В_кот = (1 – (0,02 … 0,03)) * (Q_тх / h_пк * К_п + Q_тф / h_вк * К_п)

где h_{пк ,} h_вк - КПД паровых и водогрейных котлов, h_пк = 0,83…0,86, h_вк = 0,86… 0,9

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

К_п – коэффициент перевода: К_п = 7 (Гкал/тут), К_п = 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

К_кэс = К_кэс ^/* b * N_тэц / N_кэц

 

 

где К_кэс ^/ - 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.

И_пст^кэс = И_пст ^кэс/ * a* N_тэц / N_кэц

 

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

И_пр^кэс = И_пр ^кэс/ * a* Э_тэц / Э_кэц

где Э_кэц - 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

К_р = К_кэс + К_кот + К_тс^р + К_лэп^р

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

Годовые условно переменные затраты раздельной схемы

И_пр^р = И_пр^кэс + В_кот * З_т

Приведенные затраты в раздельную схему

З_р = Е_н * К_р + И_пст^кэс + И_пст^кот + И_пр^р + И_тс^р + И_лэп^р

где И_тс^р = 0,075 К_тс

И_лэп = 0,034 К_лэп

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

n

Q_э = å (G_ri - (G_тхо + G_тфоt))

i=1

 

Годовой расход топлива на производство электроэнергии

В_э = Q_э / η_ка^б * К_п

Удельный расход топлива на производство электроэнергии

D_э^б = Q_э / Э_тэц

Удельный расход топлива на производство электроэнергии

в_ээ = В_ээ / Э_тэц

Годовой расход топлива на производство теплоты

в_тэ= В_тэц * В_э + ΔЭ_сн^тэ * Э_тэц * в_ээ

где ΔЭ_сн^тэ - расход электроэнергии на собственные нужды на производство теплоты %,

 

Удельный расход топлива на производство теплоты

в_тэ= В_тэц / (Q_тх + Q_тф)

КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии

η_ээ = 0,123 / в_ээ

КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии

η_тэ = 34,16 / Lтэ

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

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

И_пст^ээ = И_пст^тэц * В_э / В_тэ

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

И_пст^тэ = И_пст^тэц * В_тэ / В_тэ

Себестоимость 1 кВт. час на шинах ТЭЦ

С_ээ = (И_пст^ээ * В_э * И_тут ) / Э_тэц

где И_тут - цена условного топлива на складе станции

И_тут = (И_тнт + Т_жд) * 29300 / Q_н^р

где И_тнт - цена натурального топлива, определяемая по прейскуранту,

Т_жд - тариф на перевозку 1 тн. натурального топлива,

Q_н^р - теплотворная способность сжигаемого топлива, КДж/кг.

 

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии на шинах ТЭЦ

С_ээ^/ = в_ээ * И_тут

Себестоимость 1 ГДж тепла, отпущенного от коллектора ТЭЦ

С_тэ = (И_пст^тэ * В_тэ* И_тут ) / (Q_тх + Q_тф)

 

Топливная составляющая себестоимости теплоты на коллекторах ТЭЦ

С_ээ^т = L_тэ * И_тут

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии

З_ээ = З_тэц * В_ээ / В_тэц * Э_тэц

Удельные приведенные затраты в ТЭЦ на отпуск теплоты

З_тэ = З_тэц * В_тэ / В_тэц * (Q_тх + Q_тф)

Показатель фондоотдачи ТЭЦ

К_фо = (Ц_ээ^н * Э_тэц + Ц_тэ^н * (Q_тх + Q_тф)) / К_тэц

где Ц_ээ^н, Ц_тэ^н - неизменные цены на электроэнергию и теплоту,

Ц_ээ^н = 1,7 коп/ кВт.ч., Ц_тэ^н = 1,62 руб / ГДж (6,8 руб/Гкал).

 

Показатель фондовооруженности ТЭЦ

К_фв = К_тэц / N_тэц * k_шт

 

3.2. Раздельная схема.

3.2.1. Технико – экономические показатели КЭС.

Полный расход тепла на производство электроэнергии турбогенератором

Q_э = Q_тi * (1 ± Δ П / 100)

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

 

Удельный расход тепла на турбоагрегат

q_т = Q_э / (Э_i + Э_птн) ГДж / Мвт

 

где Э_птн - приведенное производство электроэнергии на привод питательного турбонасоса.

КПД турбоустановки η_т = 3600 / q_т %

КПД КЭС по отпуску электроэнергии η_т = 0,123 / L_ээ

 

Топливная составляющая себестоимость электроэнергии на КЭС

С_ээ^т = в_ээ * Ц_тут

где Ц_тут - цена тонны условного топлива на складе КЭС.

Ц_тут = (Ц_тнт + Т_жд) * 29300 / Q_н^р

Себестоимость 1 кВт.ч на шинах КЭС

С_ээ = С_ээ^т + И_пст^кэс/ / Э_кэс

Удельные приведенные затраты в КЭС на производство электроэнергии

З_ээ = (Е_н * К_кэс^/ + И_пст^кэс/ + И_пр^кэс/) / Э_кэс

 

Показатель фондоотдачи КЭС

К_фо = Ц_ээ^н * Э_кэс / К_кэс^/

Показатель фондовооруженности КЭС

К_фв = К_кэс^/ / N _кэс * k_шт

 

3.2.2. Технико – экономические показатели котельной

 

Удельные капиталовложения в котельную

k = К_кот / (Q_тх + Q_тф)

Удельный расход топлива на производство теплоты

b_тэ = В_кот / (Q_тх + Q_тф), кг ут / ГДж

КПД котельной по отпуску теплоты

η_э = 34,16 * b_тэ

Топливная составляющая себестоимости теплоты на коллекторах котельной

С_ээ^т = b_тэ * Ц_тут

где Ц_тут - цена тонны условного топлива на складе котельной

Ц_тут = (Ц_тнт + Т_жд)

Себестоимость 1 гДж тепла, отпущенного от коллекторов котельной

С_тэ = С_тэ^т + И_пст^кот / (Q_тх + Q_тф)

Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты

З_тэ = (Е_н * К_кот + И_пст^кот + В_{кот *} Ц_тут) / (Q_тх + Q_тф)

Показатель фондоотдачи котельной

К_фо = Ц_тэ^н * (Q_тх + Q_тф) / К_кот

Показатель фондовооруженности котельной

К_фв = К_кот / k_шт * Q_кот