Технико-экономическая оценка котельных установок

Для технико-экономической оценки эффективности сооружения и эксплуатации котельных служит система энергетических, экономических и режимных показателей. Энергетическая эффективность котельной установки оценивается следующими основными показателями: 1) коэффициентами полезного действия котельной (брутто и нетто); 2) долей расхода теплоты на собственные нужды; 3) удельным расходом условного топлива на отпущенную тепловую энергию.

Коэффициентом полезного действия котельной брутто (η_к._у^бр) называют отношение количества теплоты, полученного теплоносителем, к количеству теплоты, внесенному в топку котлоагрегатов:

где Q_ку - теплота, выработанная котельной установкой, Гкал/ч.

Если известно количество вырабатываемой теплоты, то КПД брутто определяется по расходу топлива (В) с учетом теплоты, вносимой в топку с топливом, воздухом и паром, по формуле

показатель - удельный расход условного топлива. Это количество условного топлива (Q_ут - 7000 Ккал/кг у.т.), отнесенное к 1 Гкал выработанной или отпущенной (Q _ку) теплоты (Q_о _тп = Q _ку- Q_C_Н):

В эксплуатационных условиях КПД котельной может быть определен по обратному балансу:

При известных КПД брутто и нетто удельные расходы могут быть определены из выражений:.-

где q_i - i-й вид потерь теплоты в котлоагрегате.

Коэффициент полезного действия нетто (η_к._у^н) отражает энергетическую эффективность работы котельной с учетом расхода теплоты на собственные нужды: 1) котлоагрегатов - на распыление мазута в форсунках, паровое дутье под решетку, очистку поверхностей нагрева, с непрерывной или периодической продувкой; 2) котельной - на топливное хозяйство, подготовку питательной воды, вспомогательные процессы, отопление помещений и горячее водоснабжение хозяйственно-бытовых нужд котельной, а также потери теплоты от оборудования и трубопроводов:

где q_CH - доля расхода теплоты на собственные нужды котельной от обшей выработки теплоты.

Важность этого показателя в том, что он определяет коммерческую эффективность использования топлива в котельной. Поэтому для характеристики котельной на практике используют показатель затрат теплоты на собственные нужды, или коэффициент собственных нужд, К_сн =Q_C_Н / Q₁ который характеризует рациональность тепловой схемы и степень совершенства эксплуатации котельной. Доля затрат теплоты на собственные нужды котельных не должна превышать 3-5%.

Тепловой КПД котельной является обобщающим критерием оценки эффективности использования топлива, установления норм его расхода и выявления потерь и разработки мероприятий по их устранению.

Для сопоставления и оценки экономичности котельных, работающих с различными видами топлива, используют обобщающий

где 142,8 кг у.т./Гкал - удельный расход условного топлива при КПД 100%.

В действительности удельные расходы топлива составляют на выработку b _бр ⁼ 163 / 200 кг у.т/Г кал и на отпуск b_v = 177 / 222 кг у.т/Г кал единицы тепла, что соответствует КПД котельной установки: η_к._у^н = 81 / 64%, η_к._у^бр = 88 / 73%.

К системе экономических показателей, характеризующих котельные установки, относятся суммарные и удельные капитальные вложения, ежегодные издержки производства и себестоимость единицы продукции.

Капитальные вложения - это затраты на создание новых или реконструкцию действующих основных фондов. К ним относят затраты на приобретение оборудования, строительные, монтажные и другие капитальные работы. Величина капитальных вложений в котельные и их структура, зависят от типа и мощности котельной, типа, числа и единичной мощности устанавливаемых котлоагрегатов, вида топлива, тепловой схемы, параметров вырабатываемых теплоносителей. В структуре капитальных вложений строительно-монтажные работы составляют 50-60%, оборудование 25-30%, прочие затраты 10-15%.

Стоимость строительства котельной может быть определена
по удельным капитальным вложениям в сооружение аналогичной
установки:

С увеличением единичной мощности котлоагрегатов удельные капитальные вложения в котельную уменьшаются за счет снижения затрат на приобретение дополнительного вспомогательного оборудования и уменьшения строительного объема здания. Огромное влияние на величину капитальных вложений оказывает вид топлива. Так, удельные капитальные вложения в газомазутные котельные на 20-30% ниже, чем в угольные аналогичной мощности. Это объясняется меньшими затратами в топливное хозяйство, отсутствием системы золошлакоудаления, сокращением стоимости газомазутных коглоагрегатов и с уменьшением строительно-монтажных работ.

Ежегодные издержки производства учитывают затраты на:

топливо

электроэнергию

воду

материалы

Тогда эксплуатационные затраты на производство теплоты составят:

где Q _выр^год- годовая выработка теплоты котельной, Гкал;

Ц_т - цена, стоимость условного топлива франко-склад котельной, руб/(т у.т.);

W - потребление электроэнергии, кВт-ч/г.;

N - заявленная мощность, кВт;

т_э' и т_э" - тарифы за электроэнергию и мощность, руб./кВт-ч;

G_B и G_M - расход воды и материала i-го вида;

Ц_в и Ц_м - цена воды и материала i-го вида;

т - штатный коэффициент, чел./(Гкал/ч);..

Ф_зпл - фонд заработной платы, руб./(чел. год);

γ'_пр - коэффициент прочих отчислений;

а_с и а₀ - нормы амортизационных отчислений от стоимости зданий (сооружений) и оборудования;

К_с и К_о - стоимость зданий и оборудования котельной.

Себестоимость производства теплоты в котельной определяется по формуле

заработную плату с отчислениями

амортизацию основных фондов

отчисления на текущий ремонт

где Q_о_mn - годовой отпуск теплоты котельной потребителя, Гкал.

Степень использования оборудования и условия работы котельной характеризуются следующими режимными показателями:

• коэффициентом рабочего времени, как отношением фактического (h _Ф) к календарному (h_K) времени работы котельной в часах за год:

К_В = h _Ф / h_K (4.49)

общекотельные и прочие нужды

• коэффициентом средней нагрузки - отношением средней (Q_ф) к максимальной (Q _max) нагрузке котельной:

• коэффициентом использования максимума нагрузки - отношением фактически выработанного к максимально возможному количеству теплоты за определенный период:

или

следовательно,

• числом часов использования максимума тепловой нагрузки:

Вопросы к главе 4

1. Дайте классификацию котельных установок.

2. Какие циклы входят в технологический процесс котельной уста-
новки?

3. Приведите тепловую схему котельной установки.

4. Назовите основные элементы котлоагрегата.

5. Как рассчитать тепловой баланс котлоагрегата?

6. Какие факторы влияют на коэффициент полезного действия котель-
ной установки?

7. Для чего необходимы энергетические характеристики котлоагре-
гатов?

8. Как производится выбор типа и \гошность котлоагрегатов?

9. Как определить эффективность работы котельной?

10. Какие факторы определяют себестоимость производства теплоты в
котельной?

где Т = 8760 - продолжительность года в часах.

• годовым числом часов использования установленной мощности:

здесь К_Р = Q _уст / Q _max - коэффициент резерва;

К_У = К _М / К _Р- коэффициент использования установленной мощ-

ности

Кр

Все эти показатели служат для оценки экономической эффективности, технического уровня и качества эксплуатации котельных установок.

Глава 5 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

5.1. Назначение и классификации

Электрическими станциями называют комплекс взаимосвязанных инженерных сооружений, оборудования и коммуникаций, предназначенный для превращения природных энергоресурсов в электроэнергию. Процесс производства электроэнергии отличается однородностью и массовостью продукции. Однородность продукции открывает путь к типизации основных видоь электростанций и серийности выпуска небольших типоразмеров унифицированного оборудования: котлоагрегатов, турбин, генераторов и трансформаторов. Важной особенностью современных электростанций является установка небольшого количества (4-6) очень крупных агрегатов -энергетических блоков единичной мощностью от 200 до 1200 МВт. Концентрация энергопроизводства ведет к снижению единовременных затрат и ежегодных расходов на электростанциях. Массовость, огромные масштабы производства электроэнергии, делают особенно важным повышение эффективности использования первичных энергоресурсов. При массовом производстве даже очень небольшие изменения экономичности дают существенную экономию народнохозяйственных затрат.

Для электростанций является неизбежным неременный режим работы, так как процесс производства электроэнергии должен непрерывно и точно следовать за процессом ее потребления. Эта особенность условий работы электростанций существенно отличает их от предприятий других отраслей промышленности.

Отмеченные особенности электрических станций определяют основные требования, которые сводятся к требованиям высокой надежности и экономичности энергопроизводства. Эти требования должны рассматриваться неразрывно, но при этом надежность энергообеспечения потребителей имеет приоритет. Прежде всего потому, что перерыв в подаче электроэнергии ведет к прекращению работы ее потребителей, уменьшению выпуска и к массовому браку продукции, а в некоторых случаях и к аварии основного оборудо-

вания потребителей. По этим причинам среди всех мер обеспечения надежности специфическими для энергетики являются обязательное требование наличия резервов мощности, дублирование основных агрегатов и коммуникаций, а также объединение электростанций в энергосистемы.

Районные энергетические системы представляют собой совокупность электростанций, повышающих и понижающих подстанций, связанных линиями электропередачи. Дальнейшая централизация достигается объединением при помощи межсистемных линий электропередачи районных энергосистем в объединенную энергосистему, на базе которых формируется единая энергетическая система страны.

По назначению электростанции разделяются на городские, снабжающие энергией города и населенные пункты, промышленные, обеспечивающие энергией технологические нужды производства, и районные, снабжающие электроэнергией всех потребителей, расположенных на больших территориях. В настоящее время основным видом электростанций являются государственные районные электростанции (ГРЭС).

В зависимости от вида используемого природного энергоресурса различают следующие типы электростанций.

Тепловые (ТЭС), использующие химически связанную энергию органического топлива, которая высвобождается в процессе горения топлива, а полученная теплота используется для превращения в механическую работу и далее в электрическую энергию.

Атомные (АЭС), на которых в качестве источника энергии используется процесс деления ядер атомов изотопов урана-235, плутония-239, сопровождающийся выделением большого количества теплоты. Полученная теплота отводится через систему охлаждения реактора, а затем используется так же, как и на обычных тепловых электростанциях.

Гидравлические (ГЭС), использующие потенциальную энергию напора воды речных стоков или приливов и отливов.

Ветровые (ВЭС), использующие в качестве источника кинетическую энергию движения воздушного потока. Особенностями ВЭС является малая мощность агрегатов и зависимость выработки электроэнергии от наличия и скорости ветра.

Солнечные (ГелиоЭС). использующие энергию излучения солнца для прямого преобразования в электроэнергию с помощью фотоэлектрических элементов, а также для получения теплоты, которая затем превращается в электроэнергию по схеме обычных тепловых электростанций.

Геотермические электростанции, использующие теплоту земной коры в районах активного проявления вулканической деятельности с последующим преобразованием в электроэнергию по технологии тепловых электростанций.

В настоящее время основным типом электростанций является ТЭС, на долю которых приходится около 80% общей выработки электроэнергии в нашей стране. Тепловые электростанции подразделяются на конденсационные (КЭС), вырабатывающие только электроэнергию, и теплофикационные (ТЭЦ), на которых осуществляется комбинированное производство электрической и тепловой энергии в виде пара или горячей воды для теплоснабжения потребителей. Тепловые электростанции различаются и по первичному двигателю, используемому для привода электрического генератора. В настоящее время в качестве первичных двигателей на тепловых электростанциях используют: 1) двигатели внутреннего сгорания -бензиновые, дизельные или газовые, мощностью от нескольких киловатт до 50 МВт, с КПД выработки электроэнергии от 30 до 50%, а при утилизации теплоты - до 85%; 2) газовые турбины, использующие смесь продуктов сгорания топлива и воздуха, мощностью от 200 кВт до 200 МВт, с КПД от 20 до 40%, а при утилизации теплоты до 80-85%; 3) паровые турбины, рабочим телом в которых является пар под давлением до 240 бар и температурой до 560°С, мощностью от 0,75 до 1200 МВт, с КПД до 40%, а при утилизации теплоты отработанного пара до 80-85%. На современных ТЭС основным видом первичного двигателя являются паровые турбины.