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_отп = Q_ку- Q_CН):

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_CН / 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_оmn - 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.