Технико-экономические показатели ТЭС

подробный реферат для описания технико-экономических показателей епловой станции и их анализ ...

Содержание:

Введение………………………………………………………………….....3
1. Общие сведения о тепловых электростанциях:
1.1. Основные варианты классификации электростанций………………4
1.2. Технологическая схема тепловой электростанции………………….5
1.3. Описание технологической схемы…………………………………...6
2. Технико-экономические показатели ТЭС:
2.1. энергетически показатели…………………………………………….9
2.2. экономические показатели…………………………………………..11
2.3. эксплуатационные показатели………………………………………13
3. Определение энергетических показателей на примере расчета конденсационной паротурбинной установки………………………………….14
4. Оценка эффективности работы ТЭС………………………………………...17
4.1. Методика расчета капиталовложений в энергоблок………………20
5. Пути совершенствования и развития угольных ТЭС………………………25
6. Строительство и эксплуатация ТЭС…………………………………………28
Заключение…………………………..……………………………………30
Список литературы……………………………………………………….31

Основные технико-экономические показатели являются синтетическими (обобщающими) параметрами предприятия. В своей совокупности эти показатели отражают общее состояние дел на предприятии в производственно-технической, хозяйственно-финансовой, инновационной, коммерческой, социальной сферах. Каждый показатель в отдельности обобщенно характеризует одно из направлений (сторон) его внутренней или внешней деятельности.
Оценка технико-экономических показателей ТЭС и выбор наиболее выгодного варианта является одним из необходимых этапов технико-экономического обоснования проекта ТЭС.
Проектирование (и даже модернизация) ТЭС в новых экономических условиях, с новыми экологически перспективными технологиями, с современным технологическим профилем, со сложными взаимосвязями в топливно-экономическом комп лексе является процессом, учитывающим всю совокупность влияющих системных факторов.

– к.п.д. теплового потока, который учитывает потери теплоты теплоносителями внутри станции вследствие передачи теплоты в окружающую среду через стенки трубопровода и утечек теплоносителя, ηт.п. = 0,98…0,99 (ср. 0,985);eсн – доля электроэнергии, затраченная на собственные нужды электростанции (электропривод в системе подготовки топлива, привод тягодутьевых средств котельного цеха, привод насосов и прочее), eсн = Эсн/Эвыр = 0,05…0,10 (ср. 0,075);qсн – доля расхода теплоты на собственные нужды (химводоочистка, деаэрация питательной воды, работа паровых эжекторов, обеспечивающих вакуум в конденсаторе, и прочее), qсн = 0,01…0,02 (ср. 0,015).К.п.д. котельного цеха можно представить как к. п.д. парогенератора: ηкот = ηп. г. = 0,88…0,96 (ср. 0,92)К.п.д. турбинного цеха можно представить как абсолютный электрический к.п.д. турбогенератора:ηтурб = ηт.г. = ηt · ηoi · ηм , (1.5)где ηt – термический к.п.д. цикла паротурбинной установки (отношение использованной теплоты к подведенной), ηt = 0,42…0,46 (ср. 0,44);ηoi – внутренний относительный к. п.д. турбины (учитывает потери внутри турбины вследствие трения пара, перетоков, вентиляции), ηoi = 0,76…0,92 (ср. 0,84);ηм – электромеханический к. п.д., который учитывает потери при передаче механической энергии от турбины к генератору и потери в самом электрогенераторе, ηм = 0,98…0,99 (ср. 0,985).С учетом произведения (1.5) выражение (1.4) для к.п.д. электростанции нетто принимает вид:ηснетто = ηпг·ηt· ηoi· ηм· ηтп·(1 – eсн)·(1 – qсн)(1.6)и после подстановки средних значений составит:ηснетто = 0,92·0,44·0,84·0,985·0,985·(1 – 0,075)·(1 – 0,015) = 0,3;В целом, для электростанции к.п.д. нетто изменяется в пределах: ηснетто = 0,28…0,38.Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии определяется отношением:qc = QтоплЭотп (1.7)где Qтопл = Вс * Qнр – теплота, получаемая от сжигания топлива .qc = Вс * Qнр Эотп(1.8)На 1 кВт·ч с учетом единиц измерения удельный расход теплоты составит:qc =3600ηснетто , [кДж/кВт·ч]; qc = 860ηснетто , [ккал/кВт·ч];или с учетом (1.2)qc =1ηснетто , т. е. представляет собой величину обратную к.п.д. станции нетто.Удельный расход топлива определяется соотношением:bc =Вс /Эвыр, [кг/кВт·ч], [м3/кВт·ч], а с учетом перерасчета на условное топливоbc =Вс * Qнр Qу.т.*Эвыр = 360029310*ηснетто = 8607000*ηснетто = 0,123ηснетто (1.10)где Qу.т. = 29310 кДж/т = 7000 ккал/т – теплота сгорания условного топлива.При ηснетто = 0,28…0,38 удельный расход топлива соответственно составит bс = 0,392…0,439 кг у. т./кВт·чЭкономические показателиВ качестве основных экономические показатели включают:1. Капитальные затраты (Ктэс) – сумма затрат, связанных с сооружением новой или реконструкцией существующей электростанции.Структура затрат:· строительная часть - (20…30%) Ктэс;· котельное оборудование - (30…40%) Ктэс;· турбинное оборудование - (25…35%) Ктэс;· электрооборудование - (7…9%) Ктэс;· прочие затраты - (3…5%) Ктэс.Величина капитальных затрат (Ктэс) зависит от мощности электростанции, параметров пара, вида сжигаемого топлива, вида оборудования электростанции и особенностей расположения электростанции.2. Удельные капитальные затраты – капитальные затраты, отнесенные к единице установленной мощности станции: Куд =КТЭС / Nуст(1.11)По удельным капитальным затратам (Куд) можно оценить стоимость вновь проектируемой станции, используя аналоги:КпрТЭС = Кудок*Nуст(1.12)Себестоимость электроэнергии – отношение ежегодных затрат, связанных с выработкой электроэнергии, к годовому производству электроэнергии, отпущенной потребителю:Сэ = (Ʃ Зi)год Эотп (1.13)Ежегодные затраты, связанные с выработкой электроэнергии, разделяют на постоянные (ƩЗi)годпост и переменные (ƩЗi)годперем затраты. Сэ = (Ʃ Зi)год(перем) Эотп + (Ʃ Зi)год(пост) Эотп (1.14)К числу переменных затрат относятся затраты на топливо, воду и вспомогательные материалы. Эти затраты зависят от количества выработанной электроэнергии и поэтому являются переменными.К числу постоянных затрат относятся: заработная плата и соответствующие отчисления, амортизационные отчисления, текущий ремонт, общестанционные расходы. Эти затраты практически не зависят от количества выработанной электроэнергии и поэтому являются постоянными.Разделение затрат на постоянные и переменные позволяет сделать следующие выводы:- для получения минимальной себестоимости электроэнергии необходимо полнее использовать установленную мощность электростанции;- для пиковых электростанций целесообразно применять оборудование с минимальной стоимостью;- применение дорогостоящего оборудования с высокой тепловой экономичностью целесообразно для базисных электростанций.4. Приведенные затраты – сумма ежегодных затрат, связанных с выработкой электроэнергии, и части капитальных затрат, определяемой нормативным коэффициентом эффективности капиталовложений:Пр. затраты = (ƩЗi)год + pн*КТЭС (1.15)где рн – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, год-1.Величина обратная рн дает срок окупаемости капиталовложений, например, при рн=0,12 год-1 срок окупаемости составит:Ср. окуп. = 1/рн = 1/0,12 = 8,33 годПриведенные затраты используют для выбора наиболее экономичного варианта сооружения новой или реконструкции существующей электростанции.Эксплуатационные показателиЭксплуатационные показатели оценивают качество эксплуатации электростанции и в частности включают:1) штатный коэффициент (число обслуживающего персонала на 1 МВт установленной мощности станции), Ш (чел/МВт);2)коэффициент использования установленной мощности электростанции (отношение фактической выработки электроэнергии к максимально возможной выработке)Куст = Эвыр(ф.год)8760*Nуст (1.16)3) число часов использования установленной мощностиτуст = Эвыр(ф.год)Nуст (1.17)4) коэффициент готовности оборудования и коэффициент технического использования оборудованияКгот = τр/( τр + τав) (1.18)Кист = τр/( τр + τав + τрем) (1.19)где τр – время рабочего состояния оборудования; τав – время нерабочего состояния (аварийного); τрем – время ремонта оборудования.Коэффициенты готовности оборудования для котельного и турбинного цехов составляют: Кготкот = 0,96…0,97, Кготтурб = 0,97…0,98.Коэффициент использования оборудования для ТЭС составляет: КиспТЭС = 0,85…0,90.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НА ПРИМЕРЕ РАСЧЕТРА КОНДЕНСАЦИОННОЙ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ:1031240104140рис 3.1. «пример расчетной схемы»Таблица 3.1 «Энергетическое уравнение турбоустановки»ЦилиндрОтсек турбиныДоля пропуска пара через отсек αjТеплоперепад пара в отсекеΔhj, кДж/кгВнутренняя работа на 1 кг свежего параαj∙Δhj, кДж/кгЦВД0-1α01=α0 =1h0 - h1 =3345.1– 3052 = 293.1322,81-2α12=1-α1=1-0.05098=0.94902h1 - h2 =3052 – 2985.2 = 66.840,02ЦСД2-3α23=α12-α2=0.94902-0.11466= 0.83436hпп - h3 =3556.3 –3316 = 240.3205.322-4α34=α23-α3-αД-αТП = 0.83436- 0.04734- 0.02114- 0.04726 = 0.71862h3 - h4 = 3316 – 3010 = 30698.254-5α45=α34-α4 = 0.71862 - 0.03232=0.6863h4 - h5 =3010 – 2876 = 13476.85-6α56=α45-α5 = 0.6863 - 0.03076=0.65554h5 - h6 =2876 –2736.5=139.588.41ЦНД6-7α67=α56-α6 = 0.65554 - 0.02685 = 0.62869h6 - h7 =2736.5 – 2588 = 148.5109.077-8α78= α67 - α7= 0.62869 - 0.02905 =0.59964h7 - h8 = 2588 – 2468 =12095.168-Кα8к= α78 – α8 = 0.59964-0.02795 = 0.57169h8- hК =2468 –2321.4=146.6101.35Приведенный теплоперепадВнутренняя работа турбины на 1 кг свежего пара Нпр = Ʃ αj∙Δhj, где αj – доля пропуска пара через отсек, Δhj – теплоперепад в отсекеƩαНi = 1209,5 кДж/кг Механический КПД турбины и КПД генератора: ηм = 0,99 ηг = 0,98 Расход пара на турбинуD0 = Nэ *103ƩαНi*ηм*ηг = 250*1031209,5*0,99*0,98 = 213 кг/сУдельный расход параd = 3,6 D0Nэ = 3,6*213250 = 2,067 кг/(вВт-ч)Таблица 3.2 «Расходы пара в отборы турбины»Элемент схемыa=D/D0D, кг/cЭлемент схемыa=D/D0D, кг/cП10.0509810.9П40.032326.9П20.1146624.4П50.030766.6П30.0473410.1П60.026855.7Д0.021144.5П70.029056.2ТП0.0472610.1П80.027956Полный расход теплоты на турбоустановку-182245236855Эффективная мощность турбопривода-234950235585Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии-234950108585Абсолютный электрический КПДРасход теплоты на станциюУчитываем потери в трубопроводах и котельной установке ηтр = 0,99, ηк.у. = 0,92-23495027305 -278765347345КПД станции (брутто) КПД станции (нетто)Доля электрической мощности, расходуемой на собственные нуждыэсн = 0,07264795-227965Расходы топливаВид топлива - бурый уголь, его низшая теплота сгоранияQн_р = 13,44 кДж/кгРасходы натурального и условного топлива-111760132715Удельный расход условного топлива нетто-15748095250ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТЭС:В практике проектирования тепловых электростанций и при проектировании агрегатов и теплообменных аппаратов тепловых электростанций (ТЭС) приходится сравнивать варианты решения технических задач, характеризующиеся различными капитальными затратами и последующими издержками. Это относится, в частности, к выбору начальных параметров пара, типа и мощности агрегатов, температуры питательной воды, недогрева воды в поверхностных регенеративных подогревателях, количества отборов на регенерацию и к решению многих других вопросов. Цель технико-экономических расчетов—выбор наиболее экономичного варианта.Экономичность варианта должна оцениваться с учетом как первоначальных капитальных вложений, так и текущих затрат. Поэтому для сравнительно стоимостной оценки вариантов в настоящее время пользуются методом срока окупаемости, соизмеряющим капиталовложения с будущими издержками производства (себестоимостью продукции).При оценке сравнительной экономичности вариантов каждый из них должен быть выбран исходя из условия его наибольшей экономичности. Сравниваемые варианты следует сопоставлять при одинаковых ценах, энергетическом эффекте (одинаковой выработке электроэнергии, одинаковом отпуске теплоты), при равной надежности, при одинаковых санитарно-гигиенических условиях и при оптимальном использовании агрегатов. При сопоставлении вариантов обычно пользуются понятием годовых расчетных (приведенных) затрат, руб/год. Лучшим считается вариант, для которого годовые расчетные затраты минимальны.При технико-экономическом сравнении вариантов по методу срока окупаемости можно не рассматривать капиталовложения в узлы, стоимость которых сохраняется неизменной в сравниваемых вариантах. Можно также не учитывать неизменные составляющие издержек производства. Прием исключения одинаковых затрат, сокращающий вычисления, широко используется на практике. Применительно к экономическим расчетам в энергетике следует кратко остановиться на определении капиталовложений и годовых издержек производства для ТЭС. Полная стоимость строительства ТЭС К складывается из стоимости строительных работ, монтажа (40-45%) и установленного оборудования. В составе капиталовложений должны учитываться: стоимость основного проектируемого объекта, оборотные фонды (запасы топлива, материалов) и, иногда, смежные капиталовложения для отраслей, продукция которых вносит значительный вклад в капиталовложения или себестоимость электроэнергии. Для энергетики смежные капиталовложения, как правило, надо учитывать в топливодобывающей промышленности и при транспорте топлива. Если капитальные затраты в вариантах осуществляются в разные сроки, их следует сравнивать по капиталовложениям, приведенным к моменту сравнения по формулам простых или сложных процентов.Годовые издержки на отпуск электроэнергии, руб/год, определяются по формуле:И=10-2∙сэ∙Эо=10-2∙сэ∙Ny∙τy∙(1-эсн).Здесь сэ—себестоимость отпущенной электроэнергии за годовой период, коп/(кВт∙ч); Эо=Эгод(1-эсн) —годовой отпуск электроэнергии, кВт∙ч/год; Эгод—годовая выработка электроэнергии, кВт∙ч/год. Себестоимость электроэнергии можно выразить следующим образом:сэ=сэт+(аk+eП)/τy,где сэт=byЦт—топливная составляющая себестоимости электроэнергии, равная произведению удельного расхода by на цену 1 кг условного топлива Цт; а и е—постоянные коэффициенты, характеризующие нормы амортизационных отчислений, текущих ремонтов и зарплаты; k=K/Ny—удельные капиталовложения или стоимость 1 кВт установленной мощности, составляющая 0,7—4 руб/кВт; П—штатный коэффициент, характеризующий численность обслуживающего персонала станции, чел/МВт.Удельные капиталовложения уменьшаются с повышением мощности блоков и с увеличением их числа, зависят от вида топлива, а также от местных условий, т.е. системы водоснабжения, топливного хозяйства, очистки дымовых газов, особенностей площадки электростанции и др.Себестоимость отпущенной электроэнергии в итоге составляется из затрат на топливо сэ.т, амортизационных отчислений на капитальные вложения са, включающих стоимость капитального ремонта, модернизации оборудования и сооружений электростанций, а также прочих эксплуатационных расходов се, определяемых стоимостью текущего ремонта, зарплатой персонала и разными расходами (смазочные, обтирочные и другие материалы, транспорт и т.д.).Затраты на топливо следует вычислять по действующим ценам с учетом особенностей их установления. Цены должны базироваться на общественно необходимых затратах, но вместе с тем должны отражать экономически обоснованные стоимостные соотношения аналогичных и взаимозаменяемых видов продукции. Если, например, цены на различные виды топлива устанавливать только на базе затрат по их добыче, то цены на газ и мазут (на тонну условного) топлива оказались бы в несколько раз ниже, чем на уголь. В этих условиях стремились бы использовать наиболее дешевое топливо, отказываясь от угля. Это учтено в ценах на топливо, и цены на газ и мазут установлены на уровне цен на уголь. Поэтому в цене на уголь прибыль составляет 9% себестоимости, а на газ около 50%. Кроме ого, цена на газ включает рентные платежи и налог с оборота. Цены, установленные выше общественных затрат реализуют чистый доход, перераспределяемый между отраслями и производствами.В технико-экономических расчетах приходится пользоваться понятием замыкающих затрат. Основной составляющей ежегодных издержек по производству электроэнергии на ТЭС является затрата на топливо. Разницу в расходах топлива в сравниваемых вариантах учитывают замыкающими затратами на дополнительно потребляемое топливо.Поскольку КЭС выступает в качестве замещающей установки практически во всех экономических расчетах, приходится определять затраты на топливо. В условиях единого топливно-энергетического хозяйства нашей страны ограниченность размеров возможной добычи наиболее экономичных топлив приводит к тому, что изменение расхода топлива на любом участке народного хозяйства в конечном счете сказывается на масштабах добычи топлива тех месторождений, которые вовлекаются в топливно-энергетический баланс в последнюю очередь, т.е. замыкают его. Каждый экономический район страны характеризуется своим видом (или двумя видами) дополнительно вовлекаемого топлива.Поскольку изменение расхода топлива, вызываемое осуществлением того или иного варианта, приводит к изменению объема добычи и транспорта замыкающего топлива, в технико-экономических расчетах разность в расходе топлива оценивается по приведенным затратам на замыкающее топливо.В последнее время наряду с приведенными затратами по замыкающему топливу в энергоэкономических расчетах начинает применяться экономический показатель замыкающих затрат на топливо, который характеризует приведенные затраты по топливно-энергетическому хозяйству в целом, необходимые для увеличения размеров потребления на одну массовую единицу топлива данного вида в определенном районе на данном расчетном уровне.Наряду с показателем замыкающих затрат на топливо в технико-экономических расчетах используются также показатели замыкающих затрат на электроэнергию и тепло, которые в совокупности составляют систему взаимосвязанных удельных экономических показателей, характеризующих приведенные затраты по всему народному хозяйству на обеспечение дополнительной потребности в различных видах топлива и энергии по районам страны в разные интервалы времени.Замыкающие затраты на электроэнергию определяются по результатам оптимизации развития объединенных энергосистем и включают топливную составляющую, оцененную по замыкающим затратам на топливо, условно постоянные затраты от капиталовложений (по "замыкающим" электростанциям—наиболее совершенным КЭС) и затраты на распределение электроэнергии, зависящие от размещения потребителей.Показатель замыкающих затрат на тепловую энергию имеет локальный характер и формируется по замыкающим затратам на топливо и по собственным затратам соответствующих теплоснабжающих установок.Методика расчета капиталовложений в энергоблок:Капиталовложения в энергоблок складываются из капиталовложений в отдельные агрегаты и технические системы.Капиталовложения в энергооборудование определены по методическим подходам с использованием заводских и проектных данных, прейскурантов цен на котлы, турбины, турбоустановки и другое оборудование и корректировки цен на современный уровень и с учетом прогнозной оценки.Котлоагрегат:Капиталовложения в котлоагрегат882015139065где сi - коэффициенты приведения, xj -определяющие параметры и хj0-базовые значения параметров (табличные значения), ККА0-базовоезначение капиталовложений (ККА0=6,5*106$ - для энергетических паровых котлов; ККА0=0,8-106 $ для водогрейных котлов).В формуле учитываются сi, xj, характерные для рассматриваемого котла.