Расчёт технико-экономических показателей тепловой станции.

В настоящее время более 90% затрат на тепловой электрической станции (ТЭС) приходится на оплату топлива. Поэтому при расчёте технико-экономических показателей (ТЭП) на перспективу, в условиях неопределённой исходной информации, основное внимание должно уделяться расчёту топливной составляющей себестоимости ТЭС. Для ТЭС с поперечными связями расчёт ТЭР начинается с турбинного цеха. Алгоритм:

1. Прогнозируется электрическая и тепловая (для ТЭЦ) нагрузка на перспективу.

2. По энергетическим характеристикам определяются часовые расходы тепла ТА, которые используются для определения полного расхода тепла ТА за рассматриваемый период времени:

 

;

где - часовой расход тепла ТА в i -й момент времени; Т – период времени (год), за который производится расчёт ТЭР.

4. Полный расход тепла корректируется нормами-поправками, учитывающими реальные условия эксплуатации:

5.

+

где – норма-поправка в процентах, учитывающая, например, отклонение условий вакуума в конденсаторах в виде:

 

);

где - соответственно, условия вакуума, соответствующие расчётным значениям и фактические; - коэффициент пропорциональности.

4.Определяются расходы тепла на пуски ТА:

 

Q_П = ;

где - расходтепла на i- й пуск, величина которого зависит от продолжительности останова ТА;

n – количество пусков ТА в течение расчётного периода.

5.Определяется полный расход тепла:

 

Q _пол = Q_П ;

6.Определяется удельный расход тепла на выработку 1 кВт.ч:

 

q_пол = ;

где - выработка электроэнергии брутто.

7.Определяется коэффициент полезного действия брутто:

 

Ƞ_бр ^Т = ;

где - выработка электроэнергии брутто и полный расход тепла выражаются в одних энергетических единицах измерения.

8.Определяется расход тепла на собственные нужды (СН) ТА:

 

Q_СН^Т= aT + bQ _пол;

где T – время работы ТА за расчётный период; a,b –коэффициенты пропорциональности.

8.Определяется расход электроэнергии на СН ТА:

Э_СН^Т= cT + d Э_выр;

где T – время работы ТА за расчётный период; c,d –коэффициенты пропорциональности.

9.Определяется КПД нетто турбинного цеха:

 

Ƞ_н ^Т= ( Э_выр- Э_СН^Т)/(Q _пол + Q_СН^Т);

Энергетический баланс котельного цеха можно представить в виде:

 

Q_к = Q_ээ+ Q_отп+ ∆Q + Q _СН ^Т + Q _СН ^К ;

где Q_к, Q_ээ, Q_отп, ∆Q, Q _СН ^Т, Q _СН ^К – соответственно, выработка тепла котельным цехом, расход тепла на выработку электроэнергии, отпуск тепла потребителям (для ТЭЦ), потери в паропроводах, расходы тепла на СН турбинным и котельным цехами.

Расчёт ТЭП котельного цеха сводится к следующему алгоритму:

1.Тепловая нагрузка распределяется между КА и по энергетическим характеристикам определяются часовые расходы топлива,, которые используются для определения полного расхода топлива за рассматриваемый период времени:

 

;

где - часовой расход топлива КА в i -й момент времени; Т – период времени (год), за который производится расчёт ТЭР.

2. Полный расход топлива корректируется нормами-поправками, учитывающими реальные условия эксплуатации:

 

+

где – норма-поправка в процентах, учитывающая отклонение качества фактического топлива от топлива, используемого при расчёте энергетических характеристик.

3.Определяются расходы тепла на пуски ТА:

 

B_П = ;

где - расходтоплива на i- й пуск, величина которого зависит от продолжительности останова КА; n – количество пусков ТА в течение расчётного периода.

4.Определяется полный расход топлива:

 

B _пол = B_П ;

5.Определяется коэффициент полезного действия брутто:

 

Ƞ_бр ^К = ;

где - выработка тепловой энергии брутто и полный расход топлива в котельном цехе; = 7000 ккал/кГ.у.т (29300 кДж/кГ.у.т.) – теплота сгорания условного топлива.

6.Определяется расход тепла на СН КА:

 

Q_СН^К= а^к T + b^к Q_к;

где T – время работы КА за расчётный период; а^к, b^к –коэффициенты пропорциональности.

7.Определяется расход электроэнергии на СН ТА:

Э_СН^К= c^кT + d^к Q_к;

где T – время работы КА за расчётный период; c^к, d^к –коэффициенты пропорциональности.

8.Определяется КПД нетто котельного цеха:

 

Ƞ_н^К= ( - Q_СН^К -∆Q – (Э_СН^К Ɵ/ Ƞ_н ^Т)) /( );

где: Ɵ- тепловой эквивалент 1 кВт. часа электроэнергии.

9.Дополнительно для теплофикационного отделения ТЭЦ определяются тепловой КПД (Ƞ_т^ТО) и КПД нетто (Ƞ_н^ТО) теплофикационного отделения:

Ƞ_т^ТО = Q_о / (Q_о + ∆ Q_пот);

Ƞ_н^ТО= Q_о / (Q_о+∆ Q_пот + (Э_СН^ТО Ɵ / Ƞ_н ^Т));

где: Q_о – отпуск тепла с ТЭЦ; ∆ Q_пот – потери тепла в теплофикационном отделении; Э_СН^ТО – расходы электроэнергии на СН теплофикационного отделения.

Расчёт ТЭП по ТЭС в целом производится в следующей последовательности:

1.Определяеся расход на СН стации в целом:

 

Э_СН^∑= Э_СН^Т + Э_СН^К + Э_СН^Э + Э_СН^ТО + Э_СН^пр;

где Э_СН^Т, Э_СН^К, Э_СН^Э, Э_СН^ТО, Э_СН^пр - соответственно, расходы на СН турбинным, котельным и электрическим цехами, теплофикационным отделением и прочие расходы на СН.

2.Определяется расход топлива на отпуск тепла потребителям с ТЭЦ:

 

В_т = b_п Q_п + b_в Q_в;

где b_п , b_в – удельные расходы топлива на отпуск тепла потребителям с ТЭЦ, соответственно, в паре и горячей воде; Q_п, Q_в – отпуск тепла потребителям с ТЭЦ, соответственно, в паре и горячей воде.

3.Определяется удельный расход топлива на отпуск тепла потребителям с ТЭЦ:

 

b_т = В_т / Q_о;

4.Определяется КПД отпуска тепла потребителям с ТЭЦ:

 

Ƞ_т = Q_о / (B_тQ_у);

где – теплота сгорания условного топлива.

5.Определяется расход топлива на отпуск электроэнергии:

 

В_э = В_∑ - В_т;

где В_∑ - суммарный расход топлива на ТЭЦ.

6.По физическому методу распределения затрат определяются расходы электроэнергии на СН отпуска тепла и электроэнергии:

 

Э_СН(Т) = Э_СН^К (В_т/ В_∑) + Э_СН^ТО + Э_СН^пр;

Э_СН(Э) = Э_СН^∑ - Э_СН(Т);

7.Определяется отпуск электроэнергии с ТЭЦ:

 

Э _о = Э_в - Э_СН(Т)- Э_СН(Э);

8. Определяется КПД нетто на отпуск электроэнергии:

 

Ƞ_н= (Э _о Ɵ) / (B_тQ_у);

9.Определяется общий КПД станции (ТЭЦ):

 

Ƞ_тэц= (Э _о Ɵ +Q_о) / (B_тQ_у);

 

 

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ЗАДАЧИ

Задача 1.

Рассчитать обобщённую ХОП для двух конденсационных блоков, приведенных по вариантам в таблице 1. ХОП КА приведены в таблице 2. При работе на газомазутном (ГМ) топливе минимальная нагрузка КА принимается равной 50%, при работе на твердом топливе (У - уголь) минимальная нагрузка КА принимается равной 60%. Энергетические характеристики ТА приведены в таблице 3. Потери в паропроводах, при передаче пара от КА к ТА, принимаются равными 3%. Максимальная нагрузка КА и ТА не должна превышать номинальную мощность агрегатов.

 

 

Задача 2.

Требуется найти экономическое распределение часовой электрической мощности между агрегатами условного турбинного цеха (приведенное оборудование блочное) и рассчитать полный часовой расход условного топлива и удельный расход (т.у.т./мВт). Варианты заданий приведены в таблице 1. Минимальная нагрузка ТА по конденсационному циклу принимается равной 3%. Суммарная часовая электрическая нагрузка потребителей принимается равной 90% от суммарной установленной мощности ТА. Отборы тепла теплофикационных ТА загружены на 50%. КПД котельного цеха равен 90%. Теплота сгорания условного топлива – 7000 ккал/кг.у.т.

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ

 

Варианты заданий

Таблица 1.

Тип турбо-агрегата	№ варианта
К-150	1гм		1гм		1гм			1у
К-200	1у	1м			1у		1у
К-300		1у	1у	1гм				1у	1у	1гм	1гм
К-500				1у		1у	1гм		1у
К-800						1гм				1гм	1у
ПТ-60	2гм	1у	2гм					2,г	2,г	2у
ПТ-135		2у		1гм	2у	2гм	2гм
Т-100	1гм		1гм		2у			1г		2у	1гм
Т-250				2м			2гм		1у		1гм

 

 

Продолжение табл. 1.

Тип турбо-агрегата	№ варианта
К-150				1,ку
К-200			1,ку	1,м	1,м	1,ку					1,ку
К-300		1,ку	1,г			1,ку		1,ку		1,ку
К-500	1,ку	1,бу			1,м		1,ку	1,ку	1,м	1,ку	1,м
К-800	1,ку						1,м		1,ку
ПТ-60			2,м		1,м	2,г	1,м		2,м	2,ку	2,г
ПТ-135	1,г	2,г		1,м				2,м
Т-100	2,м		1,м		1,ку	1,г	2,м		2,м	1,м	1,г
Т-250		2,м		1,м				1,м

 

Продолжение табл. 1.

Тип турбо-агрегата	№ варианта
К-150		1,ку					1,бу	1,бу			8,м
К-200			1,г	1,м		1,ку		1,бу		1,м	6,бу
К-300		1,ку	1,м		1,ку	1,м	1,м		6,ку
К-500	1,ку			1,м					3,ку	1,м
К-800	1,г				1,ку				3,ку
ПТ-60		2,г		2,г		2,м		2,м			2,м
ПТ-135	1,м		1,м		1,м		1,г		4,ку	2,м
Т-100		2,г	2,м	1,ку	2,бу	1,м	2,м	2,г		2,м	2,м
Т-250	2,м								4,г

 

Таблица 2

Характеристики относительных приростов котлоагрегатов (т.у.т./Гкал)

Тип турбины	Произво-дит. котло-агрегата, т/час	100% тепло-вая нагрузка котлоагре-гата , Гкал/час	Нагрузка, %, от
			50%	60%	70%	80%	90%	100%
К-150			0,153	0,156	0,159	0,164	0,170	0,180	0,89
К-200			0,152	0,154	0,158	0,162	0,167	0,176	0,90
К-300			0,151	0,153	0,156	0,160	0,165	0,171	0,91
К-500			0,150	0,152	0,155	0,158	0,162	0,167	0,92
К-800			0,148	0,150	0,153	0,156	0,160	0,165	0,93

 

 

Таблица 3.

Энергетические характеристики турбоагрегатов

Тип турбо-агрегата	Энергетические характеристики
К-150	, Гкал/ч; МВт.
К-200	, Гкал/ч; МВт.
К-300	, Гкал/ч; МВт.
К-500	, Гкал/ч; МВт.
К-800	, Гкал/ч; МВт.
ПТ-60-130	, Гкал/час; . , МВт; Гкал/час; Гкал/час
ПТ-135-130	, Гкал/час; , МВт; Гкал/час; Гкал/час.
Т-100-130	, Гкал/час; , МВт; Гкал/час.
Т-250-240	, Гкал/час; , МВт; Гкал/час.

 

 

Литература

 

1. Организация, планирование и управление энергетикой. Под ред. В.Г. Кузьмина. – М: Высшая школа, 1982.

1. Лапицкий В.И. Организация и планирование энергетики. – М: Высшая школа, 1975.
2. Падалко Л.П., Маныкина Л.А. Методические указания к курсовой работе по планированию основного производства в энергосистеме. – Мн.: БПИ, 1988.