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 наi-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 наi-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.

⇐ Предыдущая1234

Поделиться:

Популярное:

1. I Расчет номинального состава бетона
2. III. Порядок заполнения титульного листа расчета
3. MS Excel. Расчеты с условиями. Работа со списками
4. V) Построение переходного процесса исходной замкнутой системы и определение ее прямых показателей качества
5. Абсолютное и относительное отклонение по категориям показателей 1991 и 1983 г.
6. Алгоритм расчета доз органических и минеральных удобрений по прогнозному ротационному балансу элементов питания растений
7. Алгоритм расчета непроизводительных затрат рабочего времени
8. Алгоритм расчета режимов ТИГ
9. Алгоритмы проектных расчетов гидрометаллургического оборудования
10. Алгоритмы проектных расчетов пирометаллургического оборудования
11. Алгоритмы проектных расчетов электрометаллургического оборудования.
12. Анализ денежных потоков и расчет ликвидного денежного потока.