Определение годового потребления топлива и удельных

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра электроснабжения и электротехники

Т.Б.Степанова

Экономика энергетики

Методические указания к практическим занятиям и самостоятельной работе

Определение годового потребления топлива и удельных

расходов на 1 кВт·ч выработанной и отпущенной электроэнергии на КЭС»

Направлению подготовки

140400 «Электроэнергетика и электротехника»

(квалификация (степень) бакалавр)

Иркутск

МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РАСЧЕТОВ

1.1. Показатели термодинамической и экономической эффективности

тепловых электростанций

Тепловые электростанции (ТЭС) используют в качестве первичных энергоресурсов различные виды ископаемых (органических) топлив (твердых, жидких и газообразных): каменные и бурые угли, торф, сланцы, мазут, природный газ.

Основным оборудованием ТЭС являются парогенераторы и паровые турбоагрегаты (паровые турбины, связанные общим валом с электрическими генераторами), работающие раздельно или соединенные в энергетические блоки (котел – турбоагрегат). Тепловые электростанции строятся двух основных типов: чисто конденсационные электростанции (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Первые вырабатывают только электроэнергию при работе турбин по конденсационному циклу, вторые отпускают потребителям электрическую и тепловую энергию при работе турбин в основном по теплофикационному циклу.

Мощные конденсационные электростанции строятся обычно конденсационного типа и по блочной схеме, не имеющей поперечных связей с другими агрегатами-блоками. Энергетические блоки могут включать один турбоагрегат и один полностью обеспечивающий его паром котел (моноблок) или один турбоагрегат и два котла равной производительности (дубль-блок).

При проектировании тепловой электростанции помимо выбора числа и основных параметров основного и вспомогательного оборудования необходимо определить ее термодинамическую и экономическую эффективность. Показателем термодинамической эффективности ТЭС является КПД (нетто), учитывающий собственный расход электроэнергии электростанцией:

, (1)

где - годовое количество электроэнергии, отпущенное потребителю, МВт·ч; 3,6·10³ МДж – физический эквивалент 1 МВт·ч; - годовой расход условного топлива электростанцией, т у.т.; 29,3 МДж/кг у.т. – низшая теплота сгорания условного топлива.

Показателем экономической эффективности ТЭС является себестоимость отпущенной электроэнергии. Себестоимость 1 кВт·ч, отпущенного с шин конденсационной электростанции, определяется как частное от деления суммы годовых эксплуатационных затрат на станции на годовой отпуск электроэнергии с шин:

, руб/ кВт·ч. (2)

При расчете суммарных издержек за расчетный период по экономическим элементам самой важной составляющей являются издержки на топливо. На тепловых электростанциях удельный вес этих затрат в зависимости от степени экономичности производства энергии, цены топлива, дальности его транспортировки и соответствующего тарифа лежит в пределах 50-70% всех издержек производства. Поэтому экономия затрат на топливо является основным фактором снижения себестоимости энергии на ТЭС.

Годовые издержки по топливу, тыс. руб/ год, определяются по формуле:

, (3)

где - средневзвешенная цена натурального топлива, руб/т у.т.

Таким образом, годовой расход топлива на электростанции является важнейшим показателем, поскольку на его основе определяются и термодинамическая, и экономическая эффективности.

Общий расход топлива ТЭС зависит прежде всего от количества вырабатываемой энергии и степени экономичности ее производства. В свою очередь, экономичность производства энергии в основном определяется мощностью и начальными параметрами пара основного оборудования, его состоянием, условиями и степенью совершенства эксплуатации.

1.2. Энергетические (расходные) характеристики оборудования.

Методика расчета годового расхода топлива и показателей

эффективности работы ТЭС

Одной из основных составляющих годовых затрат топлива является так называемый характеристический расход. Он рассчитывается по энергетическим (расходным) характеристикам основного оборудования тепловой электростанции. Энергетической характеристикой для парогенератора является зависимость часового расхода условного топлива от часового производства тепла

т у.т./ч, а для турбоагрегата - зависимость часового расхода тепла турбиной от электрической нагрузки турбоагрегата ГДж/ч.

В бóльшей части случаев расчеты основываются на энергетических характеристиках турбоагрегатов. Спрямление криволинейных расходных характеристик турбоагрегатов позволяет использовать их аналитические выражения в виде уравнения прямой линии для турбин с дроссельным регулированием:

ГДж/ч, (4)

где - холостой расход тепла на турбину; относительный прирост расхода тепла: , показывающий экономичность процесса преобразования тепловой энергии в электрическую при электрической нагрузке N;

и в виде ломаной линии для турбин с обводным регулированием:

ГДж/ч. (5)

Здесь - критическая нагрузка в точке излома энергетической характеристики; - величина относительного прироста после точки излома.

Аналогичные энергетические характеристики могут быть построены и для парогенераторов.

Полученные на экспериментальной основе расходные характеристики используются для экономического распределения нагрузки ТЭС между агрегатами. Однако если все установленные агрегаты одного типа и одной и той же мощности, то нагрузка распределяется между ними равномерно при минимальном числе находящихся в работе агрегатов, суммарной мощности которых достаточно для покрытия нагрузки тепловой электростанции в данный период времени. Именно с таким случаем приходится сталкиваться, когда электростанция сооружена по блочному принципу, и все блоки одинаковы.

Поэтому если уравнение энергетической характеристики турбоагрегата умножить на удельный расход топлива на выработку тепла в котельном агрегате , кг у.т./кДж, получим расходную характеристику блока в целом, соответственно для разных типов регулирования турбин:

, т у.т./ч и (6)

, т у.т./ч. (7)

Здесь - расход условного топлива на холостой ход, т у.т.; относительный прирост расхода топлива: , показывающий экономичность процесса преобразования химической энергии топлива в электрическую при электрической нагрузке N, т у.т./ч·МВт; величина относительного прироста расхода топлива после точки излома характеристики, т у.т./ч·МВт.

Исходя из среднегодовой нагрузки и числа часов работы блока в году, можно определить годовой расход топлива блоком .

Расчеты первичной энергии (тепла, топлива) по расходным характеристикам турбин и котлов дают характеристические величины расходов. Так как расходные характеристики строятся для определенных (нормальных) условий эксплуатации, от которых конкретные условия эксплуатации могут значительно отличаться, в планово-эксплуатационных расчетах применяется система нормированных поправок к характеристическим расходам на эксплуатационные условия ( ). Эти поправки нормируются в процентах от характеристических значений расходов первичной энергии ( ) в зависимости от величины отклонения соответствующего параметра в условиях эксплуатации от его характеристического значения. Эти поправки могут быть как с плюсом, так минусом. Для блока в целом годовой расход топлива с учетом поправок на эксплуатационные условия составит:

, тыс. т у.т./год, (8)

где - суммарная поправка, учитывающая влияние всех отклонений параметров, имеющих место в данных конкретных условиях эксплуатации ТЭС; - норма поправки в % от .

Наибольшее значение имеют поправки на сорт и качество топлива (влажность, зольность), температуру питательной воды и подогрева воздуха, начальные параметры пара, температуру охлаждающей воды и вакуум в конденсаторе.

Предыдущее выражение учитывает работу агрегатов в установившемся режиме, т.е. работу при неизменной нагрузке в течение некоторого периода времени. Однако все изменения в режиме работы агрегатов требуют дополнительной энергии на пуск (растопку) и останов агрегатов, регулирование при изменении нагрузки (потери переходного режима), состояние во вращающемся (горячем) резерве. Учет потерь неустановившегося режима приводит к расчетной величине годового расхода первичной энергии на блок:

, тыс. т у.т. (9)

Таким образом, зная среднегодовую нагрузку блока, можно определить годовой характеристический расход топлива. Для получения суммарного годового расхода топлива к этой величине необходимо добавить поправки на эксплуатационные условия и неустановившийся режим работы основного оборудования, связанный с остановами и пусками котлов и турбин.

Экономичность тепловой электростанции определяется удельным расходом условного топлива на единицу выработанной и отпущенной с шин электрической энергии, г у.т./кВт·ч, которые обусловлены как термодинамической эффективностью основного оборудования – парогенераторов , кг у.т./кДж, и турбоагрегатов , кДж/ кВт·ч.

2. РАСЧЕТ ГОДОВОГО РАСХОДА ТОПЛИВА И ТОПЛИВНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ СЕБЕСТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ КЭС

2.1. Определение характеристического годового расхода топлива на блок ( ) при условиях работы, соответствующих заданному режиму работы блоков (таблица П1.2):

, тыс. т у.т. (10)

Составляющие выражения (10) находятся следующим образом.

Для определения часового расхода топлива на блок используются зависимости вида (6) и (7) по данным табл. П1.4:

и

, т у.т./час,

где - среднегодовая нагрузка блока, МВт.

Эти зависимости для различных вариантов блоков КЭС приводятся в табл. П1.4 (с дифференциацией по видам топлива).

Среднегодовая нагрузка на блок рассчитывается по выражению:

, МВт. (11)

Здесь - выработанная блоком электроэнергия за год. Установленная мощность блока ( ) и число часов ее использования ( ) предусмотрены в задании (табл. П1). Время работы блока в году ( ) определяется, исходя из заданного режима работы (среднегодовой продолжительности простоя в плановых ремонтах - и времени простоя в резерве - ):

, час/год. (12)

2.2. К полученному характеристическому расходу топлива на блок необходимо добавить расход на неустановившийся режим работы оборудования, связанного с его пусками и остановами:

тыс. т у.т. , (13)

Данные о среднегодовой продолжительности простоя блоков в плановом ремонте приведены в табл. П4. Время простоя в резерве определяется, исходя из заданного числа пусков блока в год из холодного (m) и горячего (n) состояния. Для расчета можно использовать следующее выражение:

, час/год. (14)

Расход топлива на пуск определяется по выражению:

, тыс. т у.т. (15)

Значения пусковых расходов топлива из горячего ( ) и холодного ( ) состояния приведены в таблице П5.

2.3. Удельный расход топлива на выработанный кВт·ч рассчитывается по формуле

, г у.т./ кВт·ч. (16)

2.4. Расход электроэнергии на собственные нужды (пылеприготовление, питательные и циркуляционные насосы, тягодутьевые устройства и т.п.) зависят от режима работы блока, то есть от его среднегодовой нагрузки. Поэтому величина расхода электроэнергии на собственные нужды обычно представляется в виде процента от выработанной энергии ( , %) и определяется как отношение мощности собственных нужд ( ) к среднегодовой загрузке блока:

, % . (17)

Для нахождения мощности собственных нужд используются эмпирические зависимости, приведенные в табл. П6.

2.5. С использованием данных об удельном расходе топлива на выработанный кВт·ч и о расходе электроэнергии на собственные нужды рассчитываются удельный расход топлива на отпущенный кВт·ч:

, г у.т./ кВт·ч. (18)

руб./ кВт·ч,

где - цена топлива, руб/т у.т.

2.6. КПД нетто энергоблока определяется по выражению (1): .

2.7. Годовой расход топлива на КЭС ( ) определяется путем умножения расхода топлива на блок на число блоков (r) :

, тыс. т у.т. ; (19)

2.8. При равномерном распределении электрической нагрузки между энергоблоками показатели их термодинамической эффективности одинаковы и являются показателями для КЭС в целом.

Исходные данные для выполнения работы приведены в табл. 1 и 2 Приложения. Варианты выбираются: данные табл. П1 – по предпоследней цифре номера зачетной книжки студента, данные табл. П2 – по последней цифре.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Чернухин А.А., Флаксерман Ю.Н.. Экономика энергетики СССР. – М.: Высшая школа, 1981.

2. Прузнер С.П., Златопольский А.Н., Некрасов А.М. Экономика энергетики СССР. – М.: Высшая школа, 1978.

3. Шишов А.Н., Бухаринов Н.Г., Таратин В.А., Шнеерова Г.В. Экономика энергетики СССР. – М.: Высшая школа, 1979.

4. Лапицкий В.И. Организация и планирование энергетики. – М.: Высшая школа, 1975.

П Р И Л О Ж Е Н И Е

Таблица П1

Варианты исходных данных к выполнению курсовой работы

№ варианта	Вид топлива	Значение исходных данных
			, руб/ т у.т
	Б.у
	Г
	М
	К.у
	Б.у
	К.у
	Б.у
	К.у
	Б.у
	К.у

Условные обозначения

- номинальная установленная мощность блока, МВт;

- установленная мощность КЭС, МВт;

- число часов установленной мощности, час/год;

К.у – каменный уголь;

Б.у – бурый уголь;

Г – газ;

М – мазут.

Таблица П2

Варианты исходных данных по количеству пусков и остановов

энергоблоков

Для = 210 и 300 МВт Для = 500 и 800 МВт

№ варианта	m	n		№ варианта	m	n

Условные обозначения

m – число пусков блока в год из холодного состояния;

n – число пусков блока в год из горячего состояния.

Таблица П3

Зависимости для расчета часовых расходов топлива на блок (определены на базе энергетических характеристик турбоагрегатов и парогенераторов с учетом гарантийных допусков)

№№ п/п	Мощность энергобло- ка, МВт	Вид сжигаемого топлива	, т у.т./час
1.		Твердое	4,5 + 0,296 · + 0,018 ( - 187)
		Жидкое	4,2 + 0,291 · + 0,018 ( - 187)
		газообразное	4,4 + 0,285 · + 0,018 ( - 187)
2.		Твердое	7,5 + 0,293 ·
		Жидкое	7,1 + 0,288 ·
		Газообразное	7,3 + 0,282 ·
3.		Твердое	14,8 + 0,282 · + 0,016 ( - 410)
4.		Твердое	19,5 + 0,289 ·
		Жидкое	19,2 + 0,284 ·
		Газообразное	19,7 + 0,278 ·

Таблица П4

Среднегодовая продолжительность простоя блоков в плановых ремонтах

№№ п/п	Мощность энерго- блока, МВт	Продолжительность межремонтного цикла, лет	Среднегодовая продол-жительность простоя в ремонтах, час

Таблица П5

Расход топлива на пуск блоков из холодного и горячего состояния*

№№ п/п	Мощность энерго- блока, МВт	Пусковые расходы топлива, т у.т.
Из горячего состояния	Из холодного состояния
		-

Таблица П6

Зависимости для расчета мощности собственных нужд КЭС

№№ п/п	Мощность энергоблока, МВт	Вид сжигаемого топлива	Эмпирические зависимости для определения , МВт
1.		Каменный уголь	3,7 + 0,040 ·
		Бурый уголь	4,0 + 0,045 ·
2.		Бурый уголь	3,5 + 0,031 ·
		Мазут	2,7 + 0,016 ·
		Природный газ	2,5 + 0,015 ·
3.		Каменный уголь	7,0 + 0,030 ·
		Бурый уголь	5,0 + 0,029 ·
4.		Каменный уголь	8,0 + 0,027 ·
		Бурый уголь	8,6 + 0,028 ·

* Учитывется в случае значительного количества планируемых пусков и остановов (более 5-6)