Как величина и структура тепловых нагрузок региона влияют на выбор основного оборудования проектируемой ТЭЦ

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Забайкальский государственный университет»
(ФГБОУ ВО «ЗабГУ»)
Факультет «Энергетический»
Кафедра «Энергетики»
Контрольная работа
По дисциплине: «Технико-экономические основы проектирования ТЭС»
Вариант №8
СОДЕРЖАНИЕ
1. Как величина и структура тепловых нагрузок региона влияют на выбор основного оборудования проектируемой ТЭЦ?………………..…..
3
2. Как наиболее полно можно оценить экономическую целесообразность модернизации (реконструкции) энергетического оборудования?..……………………………… …………………………………………
6
3. В зависимости от каких факторов может изменяться оптимальное
значение параметров промперегрева при эксплуатации ТЭС?.…..……… 14
Задача…………………………………………………………………………
16
Список использованных источников………………………………….…… 18
2
1. Как величина и структура тепловых нагрузок региона влияют
на выбор основного оборудования проектируемой ТЭЦ?
При выборе основного оборудования ТЭЦ необходимо сравнить не менее
двух вариантов, отличающихся количеством и типом турбоагрегатов (ПТ, Т, Р).
Выбор состава оборудования начинается с определения типа, мощности и числа
турбин.
При этом должны полностью покрываться технологическая тепловая
нагрузка, отопительная нагрузка (кроме пиковой её части) и нагрузка горячего
водоснабжения. Сравниваемые варианты должны обеспечивать примерно одинаковые расчётные нагрузки потребителей, а также примерно одинаковую степень надёжности энергоснабжения, охраны окружающей среды.
Выбор наилучшего элемента оборудования можно осуществлять как на
одно-, так и многокритериальной основе. В первом случае в качестве критерия
можно использовать минимум приведённых затрат. Во втором случае следует
воспользоваться некоторыми критериями.
Приведённые затраты определяются по формуле
Зi  Ен K i  И i , млн.руб/год (1),
где K i -капиталовложения по i-му варианту, млн.руб;
Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений
(0.12);
И i - ежегодные издержки производства по i-му варианту, млн.руб/год.
Из числа сравниваемых при однокритериальном подходе выбирается вариант с минимальными приведёнными затратами. Перед расчётом приведённых
затрат по вариантам необходимо выбрать основное оборудование.
При выборе турбин необходимо учитывать следующие положения:
-
число агрегатов целесообразно сокращать до минимума за счёт
большей единичной мощности;
-
при значительной технологической нагрузке следует рассмотреть
вопрос об установке турбин с противодавлением для покрытия базовой части
3
нагрузки;
-
в случае чисто отопительной ТЭЦ необходимо стремиться к блоч-
ной схеме;
-
необходимо выделить головные агрегаты.
В том случае, когда тепло опускается в виде пара и горячей воды, первым, как правило, устанавливается
агрегат типа ПТ:
-
значения часовых тепловых нагрузок по технологическому пару, а
также по отоплению и горячему водоснабжению, берутся из формул (1.22) и
(1.24);
-
в каждом варианте все турбины должны быть с одинаковыми
начальными параметрами пара.
При выборе энергетических котлов необходимо руководствоваться следующими рекомендациями:
-
для
промышленно-отопительных
ТЭЦ
с
унифицированными
начальными параметрами поток отборного пара не должен иметь промежуточный перерыв;
-
паропроизводительность и число котлов на ТЭЦ с поперечными
связями выбираются по максимальному расходу пара турбинным цехом с учётом расхода пара на собственные нужды и трёхпроцентным запасом;
-
в случае выхода из строя одного энергетического котла оставшиеся
в работе должны обеспечивать максимально длительный отпуск тепла на производство, отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. При этом для
ТЭЦ, входящей в энергосистему, допускается снижение электрической мощности.
Суммарная часовая производительность энергетических котлов может
быть определена по выражению
D
час
к
n
час
 1,03 Dmax
i
1
, т/ч, (2),
час
где Dmax i - максимальный часовой расход пара i-той турбиной, т/ч;
4
n – число турбин.
Выбранные котлы должны не только соответствовать выбранным ранее
турбинам по суммарной паропроизводительности и начальным параметрам пара, но и работать на принятом для проектируемой ТЭЦ виде топлива (уголь или
газ).
Для покрытия пиковой части графика тепловых нагрузок наиболее целесообразным является использование специальных пиковых водогрейных котлов
низкого давления (ПВК). Количество пиковых котлов может быть найдено из
соотношения
пик
n  Qотоп
/  тс  qпик
(3),
пик
где Qотоп - пиковая часть отопительной нагрузки, Гкал/ч (формула 3);
qпик -единичная производительность одного ПВК, Гкал/ч
 тс - КПД тепловых сетей (0,9-0,94).
5
2. Как наиболее полно можно оценить экономическую целесообразность модернизации (реконструкции) энергетического оборудования?
Модернизация
современного
производства
может
осуществлять-
ся экстенсивным и интенсивным путем.
К экстенсивным методам модернизации относят увеличение количества
цехов, работников и станков в цехе. При этом сохраняется прежняя технология
производства продукции и не вносятся инновации в процесс. К интенсивным
путям модернизации относят улучшение технологического процесса за счет
внедрения новых технологий и методов работы, изменения структуры предприятия.
Модернизацию производства с помощью экстенсивных и интенсивных
способов осуществляют по следующим направлениям.
1.
Совершенствование технологии производства, выпуск более каче-
ственной и востребованной на рынке продукции. К совершенствованию технологии на предприятии можно также отнести улучшение технологической дисциплины производства, отслеживание расхода режущих инструментов, списание сырья и материалов по утвержденным нормам расхода.
2. Автоматизация производства. После внедрения автоматизации предприятие начинает работать более эффективно, повышается производительность, высвобождается часть работающих.
3. Механизация оборудования. В этом случае улучшается ресурс работы
оборудования и сокращается время его простоев, снижаются расходы на ремонт. Такой результат достигается через покупку и внедрение более производительных и качественных станков.
Для сокращения простоев оборудования по механической части вводят
ряд организационных мероприятий:

оптимизация штатного расписания ремонтной службы;

оптимизация и отслеживание ремонта оборудования;
6

повышение квалификации работников, которые ремонтируют
и обслуживают оборудование.
Модернизация на производстве может осуществляться и по энергетической части. Здесь сокращаются затраты на электроэнергию, устанавливается
более энергосберегающее оборудование, подбираются оптимальные по мощности двигатели, чтобы исключить перерасход электроэнергии.
На современном этапе развития экономики, в условиях недостаточного
финансирования инвестиционных программ по замене устаревшего энергетического оборудования на новое, наиболее целесообразно проведение модернизации энергетических объектов. Модернизация требует относительно небольших
капитальных вложений по сравнению с сооружением новых альтернативных
источников электроэнергии или с заменой всего электроэнергетического оборудования на новое, а также позволяет частично компенсировать нехватку
электрической энергии из-за роста промышленного производства.
В настоящей статье представлены методические основы оценки экономической эффективности модернизации или реконструкции энергетического оборудования и систем электроснабжения.
Для оценки экономической эффективности модернизации используется
показатель интегрального эффекта, который представляет собой разность дисконтированных за расчетный период времени оценок результатов (доходов, выручки) и затрат, т.е. разность совокупного дохода и всех видов расходов за тот
же период (нарастающим итогом), выраженных в рыночной стоимости:
Эинт = Динт – Зинт, (1)
Э‘инт = Д‘инт – З‘инт, (2)
где Эинт, Э‘инт – интегральный эффект варианта без модернизации и с
модернизацией энергооборудования; Динт; Д‘инт – доход от реализации электроэнергии варианта без модернизации и с модернизацией соответственно;
Зинт, З‘инт – интегральные затраты варианта без модернизации и с модернизацией соответственно.
7
Изменение интегрального эффекта от модернизации представляет собой
разницу между интегральным эффектом варианта с модернизацией и варианта
без модернизации:
∆Эинт = ∆Э‘инт –∆Эинт = =( Д‘инт – З‘инт) – ( Динт – Зинт), (3)
где Э‘инт – изменение интегрального эффекта от проведения модернизации; Динт – разница интегральных доходов вариантов с модернизацией и без
модернизации; ∆Зинт – разница интегральных затрат вариантов с модернизацией и без модернизации.
Интегральный доход оценивается за расчетный период времени вариантов по следующим формулам:
(4)
(5)
где Дt, Д‘t – доход (выручка) от реализации электроэнергии в момент
времени t расчетного периода T; Е – норма дисконта; τ – момент приведения
доходов и затрат (обычно принимается равным нулю).
Тогда разница интегральных доходов вариантов с модернизацией и без
модернизации:
(6)
При проведении модернизации за счет повышения надежности энергооборудования сокращается число часов вынужденного простоя оборудования,
таким образом, увеличивается доход от реализации продукции:
(7)
где
,
– установленная мощность электрооборудования с модерниза-
цией и без модернизации; СТ – средний тариф на электроэнергию;
,
– чис-
ло часов вынужденного простоя при работе электрооборудования с модернизацией и без модернизации;
ности;
– изменение электрической установленной мощ-
– изменение числа часов работы электрооборудования.
8
Все вышеперечисленные показатели определяются в момент времени t
периода Т.
Интегральные затраты также рассматриваются в момент времени t периода T:
(8)
(9)
где
– капиталовложения в вариант без модернизации и в вариант с
,
модернизацией соответственно;
,
– текущие издержки при варианте без мо-
дернизации и при варианте с модернизацией соответственно; ,
– затраты на
демонтаж электрооборудования при варианте без модернизации и варианте с
модернизацией соответственно.
Изменение интегральных затрат на момент времени t периода Т составит:
(10)
где
– капиталовложения в модернизацию электрооборудова-
ния;
– разница в текущих издержках вариантов с модернизацией и
без модернизации;
– разница в затратах на демонтаж вариантов с мо-
дернизацией и без модернизации электрооборудования.
При модернизации электрооборудования текущие издержки к моменту
времени t периода T изменяются следующим образом:
Затраты на оплату труда составят:
, (11)
где
,
– затраты на оплату труда в вариантах с модернизацией и
без модернизации соответственно.
Амортизационные отчисления возрастут на величину:
(12)
где
,
– амортизационные отчисления в вариантах с модернизацией и
без модернизации соответственно;
– норма амортизации на силовое электро-
оборудование.
9
Затраты на ремонт электрооборудования снижаются за счет уменьшения
количества внеплановых ремонтов:
(13)
где
,
– затраты на ремонт при вариантах с модернизацией и без мо-
дернизации соответственно.
Прочие затраты (общесетевые расходы, оплата услуг сторонних организаций, расходы по испытаниям оборудования и др.):
(14)
где
,
– прочие затраты за период t в вариантах с модернизацией и
без модернизации соответственно.
Изменения текущих издержек и интегральных затрат при проведении модернизации электрооборудования соответственно состоит:
(15)
. (16)
Изменение интегрального эффекта от модернизации электрооборудования определяется по выражению:
. (17)
Измерение интегрального эффекта выступает как один из важнейших
критериев при обосновании проекта модернизации энергетических объектов.
Он обеспечивает максимум доходов в долгосрочном плане за расчетный период
времени.
Однако для использования предложенного метода нужно заранее знать
норму дисконтирования. Поэтому для оценки эффективности инвестиций в
проект в энергетической отрасли с учетом ее специфики целесообразнее использовать внутреннюю норму доходности проекта (ВНД).
Использование метода ВНД сводит к минимуму субъективный фактор,
который присутствует при расчете чистого дисконтированного дохода (ЧДД).
10
Внутренняя норма доходности определяется решением следующего
уравнения методом последовательных приближений при различных ставках
дисконта (Евн).
(18)
Таким образом, ВНД объекта представляет собой коэффициент дисконтирования, при котором сумма дисконтированных притоков денежных средств
(без учета источников финансирования) равна величине дисконтированных оттоков денежных средств за расчетный период, включающий в себя период
строительства и эксплуатации энергетического объекта.
Критерием эффективности инвестиций служит условие превышения ВНД
над средней величиной нормы дисконтирования (ЕВН > ЕСР).
В зависимости от инвестиционных целей принимаются следующие минимальные пороговые значения ВНД, %, представленные в табл. 1 .
Таблица 1 - Минимальные пороговые значения ВНД
Инвестиционные цели
ВНД,
%
Вложения для поддержания стабильного уровня производства
6
Вложения в обновление основного капитала
12
Вложения для сокращения (экономии) текущих затрат
15
Вложения для увеличения доходов (расширение деятельности, увеличение производственной мощности, модернизация, реконструкция объек- 20
та и т.д.)
Рисковые инвестиции
(новое строительство, внедрение новых технологий)
25
В данной статье рассматривается пример оценки экономической эффективности инвестиций
в проект модернизации подстанции 110/35/6, который состоит в замене части морально и физически устаревшего оборудования на современное электрооборудование (табл. 2).
11
Таблица 2 - Замена устаревшего оборудования
Оборудование до модернизации
Оборудование после модернизации
силовые трансформаторы типа
ТДТНГ – 20 000/110
силовые трансформаторы типа
ТДТН – 25 000/110.
масляные выключатели в ОРУ 110 кВ
типа Ц-110-2000-50.
элегазовые выключатели типа
ВГБУ – 110 11*-40/2000 У1.
вакуумных выключателей в КРУН – 6 кВ
типа ВБП – 10-20/1000
элегазовые выключатели НD4-Z12-32/36;
Релейная защита и автоматика подстанмикропроцессорные
терминалы
ции, выполненная на электромеханичезащит и автоматики типа «Сириус».
ской базе
Определены капиталовложения на модернизацию согласно данным «УСП
ПС 35 кВ и выше» с учетом стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных работ по установке нового электрооборудования и стоимости демонтажа старого оборудования [5]. Капиталовложения в проект модернизации подстанции, с учетом затрат на благоустройство территории, создание временных
зданий и сооружений, проектно-изыскательские работы и авторский надзор составили КПС = 179,055 млн. руб.
На рис. 2 показана зависимость интегрального эффекта от времени.
Рис. 2. Графическое определение срока окупаемости
Ожидаемые технико-экономические показатели проекта представлены в
табл. 3.
12
Таблица 3- Ожидаемые технико-экономические показатели проекта
Интегральный эффект, млн. руб.
205,118
Срок окупаемости, лет
5,5
Внутренняя норма доходности (ВНД), %
31,5
Внутренняя норма доходности проекта модернизации составляет 31,51 %,
что превышает порогового значения для данных инвестиционных целей:
ЕВН =31,51 % > Е ВН CР =20 %.
Следовательно, проект модернизации подстанции экономически выгоден
и в него стоит вкладывать средства.
13
3. В зависимости от каких факторов может изменяться оптимальное значение параметров промперегрева при эксплуатации
ТЭС?
Одноступенчатый промперегрев дает увеличение термического КПД
цикла
Ренкина
примерно
на
4,5-7%. Вторая
ступень
промперегре-
ва обеспечивает дополнительное повышение этого КПД еще на 1,5-2,5%, и ее
появление может быть оправданным только при использовании на ТЭС дорогостоящего топлива или большой установленной мощности электростанции и высокой загрузке электрогенерирующего оборудования.
Покажем, что существует оптимальное значение давления промперегрева Pпп. Действительно, при Pпп = Pо тепловая экономичность цикла не изменяется, поскольку в этом случае промперегрева фактически нет, а при Pпп = Pк мы
имеем просто увеличение отвода теплоты в холодном источнике без изменения
полезной работы в цикле (рис. 16). Но, с другой стороны, хотя бы при одном
значении давления промперегрева (в интервале от Pпп = Pо до Pпп = Pк) КПД
должен возрасти. Отсюда вытекает, что зависимость, показанная на рис. 1, обязательно имеет максимум.
Рис. 1. Выбор давления промперегрева
Оптимальное значение давления промперегрева
определяется в результате
технико-экономического анализа и при одноступенчатом промперегреве может
составлять 15-20% отPо, при двухступенчатом – 25-30% для первой ступени и
6-9% от Pо для второй.
14
В циклах насыщенного пара выбирается разделительное давление, т.е. давление
в сепараторе Pс. Чем оно выше, тем меньше влажность пара на выходе из ЦВД
ωс, но тем больше конечная влажность. Это означает, что одной ступени промперегрева может оказаться недостаточно. Данным обстоятельством обусловлены более высокие значения
и давления в конденсаторе турбин АЭС с реак-
торами на тепловых нейтронах.
Влияние разделительного давления на влажность пара после ЦВД и конечную
влажность (
– температурный напор в промпароперегревателе)
Рис. 2. Определение необходимого числа ступеней промперегрева в цикле
насыщенного пара (при ωДОП2 необходимо не менее двух ступеней промперегрева, при ωДОП1 – одна)
Оптимальное давление промперегрева на ТЭЦ выше, чем на КЭС. Для теплофикационного потока пара это очевидно, поскольку он расширяется не до конечного давления, а положительное влияние промперегрева на термический
КПД цикла Ренкина возрастает с увеличением Pпп (рис. 2). Следовательно, и для
всего потока пара оптимальное значение Pпп для теплофикационной турбоустановки выше, чем для конденсационной.
15
Задача
Определить оптимальную (экономически выгодную) толщину изоляции δиз
стального трубопровода тепловых сетей диаметром D*δ=377*9 при его воздушной или подземной прокладке, если по нему движется теплоноситель со
среднегодовой температурой tср=350 °С. Среднегодовая температура окружающей среды равна t0=12 °С. Время работы тепловых сетей в год составляет
τ=7800 часов. Изоляция трубопровода выполнена из материала с коэффициентом теплопроводности λиз=0,04 Вт/(м*°С) и удельной стоимостью изоляции
Сиз=560 руб/м3. Наружное защитное покрытие изоляции имеет толщину δп=16
мм и выполнено из материала с коэффициентом теплопроводности λп=0,36
Вт/(м*°С) и удельной стоимостью покрытия Сп=34 руб/м2. Коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубопровода имеет значение α1=150
Вт/(м2*°С) Коэффициент теплоотдачи от поверхности изолированного трубопровода к окружающей среде составляет α2=1,1 Вт/(м2*°С). Удельные замыкающие затраты на тепловую энергию составляют зТЭ=20 руб/МВт*ч.
Задачу следует решать вариантным методом, задаваясь несколькими значениями толщины изоляции (например, 30,50, 70, 90 мм и т.д.). Все расчеты целесообразно вести на 1 погонный метр длины трубопровода. Оптимальная толщина изоляции должна соответствовать минимуму приведенных затрат.
З=(ЕН+РА)*К+И,
где К – стоимость тепловой изоляции и ее покрытия, И – издержки, связанные с тепловыми потерями трубопроводом.
Полученные результаты расчетов для различных толщин изоляции следует
занести в таблицу со значениями К, И, П. Построить график зависимости приведенных затрат от толщины тепловой изоляции П=f(δиз) и найти ее оптимальное значение. Сделать выводы о степени влияния характеристик трубопровода,
тепловой изоляции и внешних условий на приведенные затраты.
Определяем наружный диаметр изоляции:
dиз=dн+2δиз.
dн=D+δ
Определяем термическое сопротивление теплопередачи трубопровода
Определим годовые потери теплоты одним метром трубопровода
Определим годовую стоимость тепловых потерь
Определим объем изоляции:
Площадь поверхности изоляции:
16
Определим капитальные затраты
К=SизVиз+SпокFпок,
Определим приведенные годовые затраты
Ен=0,12 – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений
рн=0,08 – годовые амортизационные отчисления от стоимости изоляции
Значение толщины изоляции δиз, мм
50
70
90
100
30
120
Наружный диаметр изоляции
416
436
456
476
486
506
dиз, мм
Термическое сопротивление
теплопередачи трубопровода R,
0,303
0,490
0,668
0,838
0,921
1,081
м2*°С/Вт
Годовые потери теплоты одним
метром трубопровода qн,
8703535 5385757 3948157 3144740 2862589 2438239
Вт*ч/(м*год)
Годовая стоимость тепловых
626,654 387,775 284,267 226,421 206,106 175,553
потерь Sг.т., руб/год
Объем изоляции Vиз, м3
0,019
0,032
0,046
0,061
0,068
0,084
Площадь поверхности изоля1,307
1,370
1,433
1,495
1,527
1,590
ции F, м2
Капитальные затраты К, руб.
55,017
64,648
74,630
84,965
90,264 101,127
Приведенные годовые затраты
637,658 400,704 299,193 243,414 224,159 195,779
П, руб/год
Построим график зависимости приведенных затрат от толщины тепловой
изоляции П=f(δиз) и найдем ее оптимальное значение.
Сделаем выводы о степени влияния характеристик трубопровода, тепловой
изоляции и внешних условий на приведенные затраты: чем больше толщина
изоляции, тем меньше затраты на потерю энергии теплоносителя.
17
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1.
Андрющенко А.И., Аминов Р.З. Оптимизация режимов работы и
параметров тепловых электростанций. - М.: Высш. шк., 1983. - 255 с. 6. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике: методы экономического сравнения вариантов. - М.: Энерогоатомиздат, 1985. - 216 с.
2.
Алхутов М.С. Справочник по ТЭС и АЭС / М.С.Алхутов под общ.
ред. А.В.Клименко, В.М.Зорина. – М.: Изд. МЭИ, 2003. – 648 с.
3.
Буров В.Д. Тепловые электрические станции: учебник для вузов/
/под ред. В.М.Лавыгина, А.С.Седлова,и др.В.Д.Буров С.В.Цанева. – М.: Изд.
МЭИ, 2009. – 466 с.
4.
Буров В.Д. Тепловые электрические станции: учебник для вузов /
/под ред. В.М.Лавыгина, А.С.Седлова,и др.В.Д.Буров С.В.Цанева. – М.: Изд.
МЭИ, 2005. – 454 с. /и др.
5.
Качан А.Д., Муковозчик Н.В. Технико-экономические основы про-
ектирования тепловых электрических станций (курсовое проектирование). Минск: Высш. шк., 1983.-159 с.
18