Состав сооружений: решетки и песколовки: Решетки – это первое устройство в схеме очистных сооружений. Они представляют...
Двойное оплодотворение у цветковых растений: Оплодотворение - это процесс слияния мужской и женской половых клеток с образованием зиготы...
Топ:
Выпускная квалификационная работа: Основная часть ВКР, как правило, состоит из двух-трех глав, каждая из которых, в свою очередь...
Оценка эффективности инструментов коммуникационной политики: Внешние коммуникации - обмен информацией между организацией и её внешней средой...
Генеалогическое древо Султанов Османской империи: Османские правители, вначале, будучи еще бейлербеями Анатолии, женились на дочерях византийских императоров...
Интересное:
Аура как энергетическое поле: многослойную ауру человека можно представить себе подобным...
Распространение рака на другие отдаленные от желудка органы: Характерных симптомов рака желудка не существует. Выраженные симптомы появляются, когда опухоль...
Наиболее распространенные виды рака: Раковая опухоль — это самостоятельное новообразование, которое может возникнуть и от повышенного давления...
Дисциплины:
2022-09-01 | 32 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
НОВОСИБИРСК1998
ВВЕДЕНИЕ
Оценка технико-экономической эффективности энергоблоков ТЭС и выбор наивыгоднейшего 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-энергетическом комплексе является процессом, учитывающим всю совокупность влияющих системных фсИсторов. В этих условиях обоснование наивыгоднейшего технологического решения (варианта) имеет решающее значение.
В настоящей работе изложены основные методические подходы к решению этой задачи.
Учебное пособие предназначено для студентов-дипломников специальности 1005 - тепловые электрические станции. Материалы могут быть также использованы магистрами, аспирантами и инжене- рами-теплоэнергетиками.
Введение, гла^ы 1, 5, заключение подготовленыB.C. Ларионовым и Г.В. Ноздренко. Главы 2, 3, 4 подготовлены П.А. Щинниковым и В.В. Зыковым. Общая редакция выполнена Г.В. Ноздренко.
1. Определяющие принципы выбора сравниваемых вариантов
Главной задачей технико-экономических расчетов энергоблока ТЭС является определение такого сочетания термодинамических, расходных, конструктивных, компоновочных параметров и технологического профиля (как полной технологической схемы от топливоподачи до линий связей с энергопотребителями), при котором заданные объемы отпускаемой электрической, тепловой и химической (для энерготехнологических блоков) энергии обеспечиваются с минимальными затратами при выполнении всех внешних и внутренних ограничений на сооружение и функционирование ТЭС [1].
|
Определяющие подходы к оценке технико-экономической
эффективности [2,3]
- Моделирование потоков продукции, ресурсов и денежных средств.
- Определение эффективности посредством сопоставления и соотношения предстоящих интегральных результатов и затрат с ориентацией на достижение требуемой нормы доходности на капитал.
- Приведение разновременных расходов и доходов к единообразным условиям их соизмерения.
По источникам образования инвестиции разделяются на две группы:
- собственные: финансовые ресурсы (прибыль, амортизационные отчисления, накопления, страховые выплаты, безвозмездные субсидии и ассигнования из бюджетов и фондов разных уровней, паевые взносы, средства от эмиссии долевых ценных бумаг), а также иной собственный капитал;
- заемные: различные по видам и форме кредиты, займы (в том числе облигационные займы, средства от эмиссии векселей и т.п.).
Выбор наивыгоднейшего варианта производится на основе приведенных (дисконтированных) затрат [2,3] при выполнении требований сопоставимости. В экономическом плане это означает одинаковость потока поступлений для всех сравниваемых вариантов, что позволяет перейти от максимизации прибыли к минимизации приведенных затрат.
Непременным условием сопоставления вариантов технологического профиля энергоблока является приведение к одинаковому энергетическому эффекту [1]. Это требование означает необходимость выравнивания вариантов по полезному отпуску в общем случае электроэнергии, теплоты и химической энергии, что вызывает введение соответствующих замещаемых электростанций, котельных и химических производств. Поэтому при выборе вариантов должны приниматься следующие положения.
1. Во всех вариантах принимаются равными номинальные мощности электрогенераторов. Изменение мощности собственных нужд энергоблока приводит к изменению мощности нетто и полезного отпуска электроэнергии, который компенсируется соответствующей электростанцией (при функционировании в энергосистеме). При варьировании параметров энергоблока предполагается возможность изменения мощности и производительности тепломеханического оборудования без нарушения постоянства мощности электрогенератора.
|
Соответственно приведенные затраты должны учитывать их приращение 5лЗзам. вызванное компенсацией недоотпуска потребителям энергоблока электроэнергии. Особенностью приведенных вариантов к одинаковому энергетическому эффекту является необходимость определения показателей замещаемого энергоблока, который должен использоваться в режимах, аналогичных рассматриваемому. Если исследуемый, проектируемый энергоблок участвует в выработке основной энергии и покрытии пиков (путем форсировки, отключения ПВД и т.п.), то он вытесняет еще и пиковый энергоблок. Приведенные затраты должны учитывать их приращение 6т3ЗАм, вызванное компенсацией пиковым энергоблоком недоотпуска потребителям электроэнергии в часы пиковых нагрузок. При переменном режиме проектируемого энергоблока в часы провала электрической нагрузки для одного и того же отпуска электроэнергии нагрузка на клеммах генератора может быть выше (за счет увеличения электроэнергии собственных нужд при наработке, например, химической энергии и т.п.), чем при его частичной нагрузке, соответствующей графику отпуска электроэнергии. Это приводит к экономии (перерасходу) в энергосистеме. При работе в таком режиме энергоблок вытесняет аккумулирующие электростанции, предназначенные для сглаживания неравномерности графика электрических нагрузок, что приводит к экономии капиталовложений. И в приведенных затратах учитывается их приращение 6|3ЗАм, вызванное компенсацией при выравнивании неравномерности графика электрических нагрузок аккумулирующими электростанциями.
Если варианты отличаются отпуском не только электрической, но и тепловой энергии, то приведенные затраты должны учитывать их приращение б^Зздм, вызванное компенсацией замещаемой котельной недоотпуска потребителям теплоты.
При отпуске потребителям продукции (химической энергии: синтез-газа, полукокса, товарной серы и т.п.) приведение вариантов к равному энергетическому эффекту достигается учетом соответствующего замещаемого химического производства. В этом случае приведенные затраты должны учитывать их приращение 5х3ЗАм, вызванное компенсацией замещаемым химическим производством недоотпуска потребителям химической продукции.
|
2. Одним из условий приведения вариантов к равному энергетическому эффекту является обеспечение и неизменность заданной надежности энергоснабжения. Постоянство этого показателя должно выдерживаться за счет изменения мощности аварийного и ремонтного резервов и величины выработки энергии на резервных энергоблоках. Эта надежность обеспечивается и определенным техническим уровнем каждого варианта энергоблока. При этом в каждом варианте в общем случае требуются разные капиталовложения в создание аварийного и ремонтного резервов и соответствующие расходы топлива на их работу в период остановов и разгрузок энергоблока. Выработка энергии резервными установками определяется конфигурацией графика нагрузки, коэффициентом готовности энергоблока [5] к несению нагрузки, режимными особенностями его использования. Все это учитывается в приведенных затратах величиной 3Р| обусловленной работой резервного оборудования (резервных энергоблоков, энергохимических производств).
- Сопоставление вариантов, отличающихся разным количеством вредных выбросов, т.е. различной степенью загрязненности окружающей среды, должно осуществляться с учетом необходимых расходов на обеспечение предельно допустимых выбросов (ПДВ) вредных веществ. Приведение вариантов с разными расходами и видом сжигаемого топлива к одинаковым предельно допустимым выбросам вредных веществ в окружающую среду будет достигаться соответствующим учетом приведенных затрат Зв в системы сокращения вредных выбросов, затрат Зт, связанных с переходом на топливо с меньшим выходом вредных веществ, затрат Зтр, обусловленных изменением высоты дымовой трубы, затрат Уэ в экологическую инфраструктуру, обусловленных компенсацией ущерба от загрязнения окружающей среды в виде затрат на воспроизводство качества экосистемы (восстановление биомассы) в зоне функционирования энергоблока. Если фоновые приземные концентрации в ареале энергоблока выше ПДК, то во всех сравниваемых вариантах предусматривается одинаковое значение ПДВ. В случае, если энергоблок не может быть вписан в данный ареал при установленных ПДВ по экологическим соображениям, приведение вариантов к одинаковым предельно допустимым выбросам достигается учетом затрат Зуд на вынос энергоблока из данного ареала и удаление от потребителей.
|
- При сравнении различных вариантов энергоблоков надо учитывать затраты 3 И нф на создание и эксплуатацию как производственной, так и социально-бытовой инфраструктуры.
Приведенные к одному году эксплуатации затраты определяются формулой
где В - годовой расход топлива энергоблоком, т/год (тыс.м3/год); П - экономия (руб/год) приведенных затрат при энерготехнологическом производстве вторичных продуктов; Цт - стоимость топлива франко-бункер энергоблока, определяемая с учетом переработки, хранения и транспорта топлива, руб/т (руб/тыс.м3); К m - капиталовложения, руб., определяемые по агрегатам энергоблока и включающие расходы на создание, монтаж, доставку оборудования на место строительства, техническое освоение, а также пропорционально отнесенные затраты на строительство главного корпуса, подготовку территории, возведение временных зданий и сооружений, проектно-изыскательские работы, объекты подсобного назначения; 3доп - дополнительные эксплуатацион-ные расходы на химическое сырье, материалы, реагенты, затраты на обслуживание систем сокращения вредных выбросов, руб/год; 3п - расходы по содержанию штатного эксплуатационного и ремонтного персонала, руб/год; 3гк - затраты на перекачку (транспортировку) жидких, газообразных и твердых продуктов переработки угля (синтез-газа, полукокса, товарной серы, строительного шлака и т.п.) потребителю.
Величина относительного аннуитета, характеризующая ежегодную долю капитальных затрат и включающая ежегодный возврат капиталовложений (амортизацию) и проценты по ним, рассчитывается по выражению:
(1.2)
где Е - норма дисконта, устанавливаемая с учетом источников и структуры финансирования, требований инвесторов [2,3] и отражающая приемлемую норму (ставку, процент) доходности на вкладываемый капитал. Для ТЭС в условиях стабильной экономики Е, как правило, не превышает 0,1...0,12 (10...12 %); Т - расчетный период эксплуатации соответствующих агрегатов и технических систем энергоблока. Расчетный срок службы энергоблоков ТЭС обычно принимают 25...30 лет. В настоящее время для паротурбинных энергоблоков (вместе со вспомогательным оборудованием) действующая норма амортизации составляет 0,037 (3,7 %), что соответствует нормативному сроку службы в 27 лет.
|
Капиталовложения в формуле (1.1) определяются как
Km = ͞K m, (1.3)
где ͞K- дисконтированные капиталовложения (приведенные к году окончания строительства), m- доля в капиталовложениях агрегата m. Дисконтированные капиталовложения определяются по следующему выражению:
К = (1.4)
где Т - срок строительства, определяемый такими факторами, как число, мощность и тип энергоблока, вид используемого топлива, условия строительства и т.п. В современных условиях сооружение энергоблока и ТЭС в целом может осуществляться в срок до 4...6 лет; Кj - капиталовложения i -го года строительства, руб. При дипломном проектировании распределение капиталовложений по годам строительства можно принять равномерным (т.е. К t =К/Т, где К - полные капиталовложения, определяемые как сумма капиталовложений по агрегатам, пп. 3.1...3.8).
Очевидно, что вариант с затратами 3 t эффективнее варианта с затратами 30,если
ΔЗ = 30 - 3 t > 0 (1.5)
При таком подходе (для дипломного проектирования) упрощается процедура выбора наивыгоднейшего варианта на основе рядового перебора вариантов. В дипломном проектировании, по-видимому, будет достаточным в целом ряде случаев ограничиться рассмотрением двух вариантов: базового с 30 и проектируемого с 3 t. В этом случае рассматривается только переменная часть приведенных затрат ΔЗ по (1.5), которая учитывает только составляющие, вызвавшие изменение 3 t по сравнению с базовым вариантом.
Изложенная методика расчета приведенных затрат по всем рассматриваемым вариантам энергоблока исключает фактор несопоставимости вариантов. Если проанализировать выражение (1.1), то можно убедиться, что в наиболее общем случае приведенные затраты по энергоблоку полностью определяются значениями термодинамических, расходных и конструктивных параметров, параметров технологического профиля энергоблока, а также значениями внешних влияющих факторов. Такой методический подход позволяет достаточно просто определить оптимальные параметры из условия:
где ͞ X - совокупность постоянных параметров.
2. ЗАТРАТЫ НА ТОПЛИВО
Затраты на топливо [4], руб/год:
(2-1)
где Nr - установленная мощность энергоблока, кВт; - число часов (как интегральная характеристика электрического графика нагрузки) использования установленной мощности, ч/год; b э - среднегодовой расчетный удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию, кг/(кВт·ч); bQ - среднегодовой расчетный удельный расход топлива на отпущенную теплоту, кг/(кВт-ч тепла); b пвк - удельный расход топлива на пиковые источники теплоты, кг/(кВт-ч тепла); кГ - коэффициент готовности [5]; - годовой отпуск теплоты (по тепловому графику нагрузки [4]), кВт-ч тепла; kS 02, kN 02 - коэффициенты, учитывающие расход топлива на функционирование природоохранных систем (в порядке оценки — kS 02 =1,05 - для систем сероочистки, kN 02 =1,08 - для систем азотоочистки).
В табл. 2.1 приведены данные [6...8] по стоимости топлива.
Таблица 2.1
Топливо | Стоимость, $/т | * |
Кузнецкий каменный уголь | 29,5 | 35,5 |
Томусинский каменный уголь | 28 | 33,5 |
Челябинский бурый уголь | 17 | 20 |
Экибастузский каменный уголь | 21 | 25 |
Ирша-Бородинский бурый уголь | 19 | 23 |
Назаровский бурый уголь | 16 | 19 |
Березовский бурый уголь | 19,5 | 23 |
Итатский бурый уголь | 15 | 18 |
Черемховский каменный уголь | 22 | 26,5 |
Гусинозерский бурый уголь | 20 | 24 |
Райчихинский бурый уголь | 15,5 1 | 18,5 |
Нерюнгринский каменный уголь | 30,5 | 36,5 |
Мазут сернистый | 176 | 288 |
Мазут высокосернистый | 157 | 257 |
Уренгойский газ** | 115 | 170 |
* Прогнозируемые цены в 2010 году ($/т)[8...11];
** $/тыс.м3.
КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯ
Капиталовложения в энергоблок складываются из капиталовложений в отдельные агрегаты и технические системы.
Капиталовложения в энергооборудование определены по методическим подходам [1,4,12,14] с использованием [7,13,15], заводских и проектных данных, прейскурантов цен на котлы, турбины, турбоустановки и другое оборудование и корректировки цен на современный уровень и с учетом прогнозной оценки и информации [6,8... 11].
Котлоагрегат
Капиталовложения в котлоагрегат
где Cj - коэффициенты приведения (табл. 3.1); х j - определяющие параметры; х;° - базовые значения параметров (табл. 3.2); к0^ - базовое значение капиталовложений (К°КА=6,5·106 $ - для энергетических паровых котлов; К°КА=0,8·106 $ для водогрейных котлов).
В формуле (3.1) учитываются ci, xj, характерные для рассматриваемого котла. Для всех других (не определяющих) коэффициентов и параметров принимаются соответственно: с, = 1, . Например, для Т-образного водогрейного котла, работающего на газе, из формулы (3.1) получим:
Коэффициенты в (3.1) Таблица 3.1
Влияющие факторы | Характеристика факторов | Обозна- чение | Значение |
Топливо | Каменный уголь, Бурый уголь, Г аз, мазут, ВУС | С1 | 1,30 1,35 0,90 |
Тип котла | Прямоточный Барабанный | С2 | 1,0 1,04 |
Вид перегрева пара | Без промперегрева С промперегревом | Сз | 1,0 1,16 |
Профиль | Г и П - образный Т - образный | С 4 | 1,0 1,1 |
Компоновка | Однокорпусная Двухкорпусная | С 5 | 1,0 1,12 |
Регион строительства | Урал, Зап. Сибирь В. Сибирь, Д. Восток | С 6 | 1,05 1,15 |
Базовые параметры в (3.1) Таблица 3.2
Наименование
Параметры
Показатели
степени в (3.1)
Паропроводы и газопроводы
Капиталовложения в паропроводы или газопроводы (в схемах с ГТУ, ПГУ) оцениваются как
где: Кпп- базовые капиталовложения ( =0,6∙106 $);
х j - определяющие параметры (давление и температура пара или газа,
установленная мощность парового или газового турбогенератора);
- их базовые значения ( = 14 МПа, = 565 °С, = 100∙103 кВт);
n j – показатель степени ( n 1 = 0,16, n 2 =0,42, n 3 = 0,2).
Технические системы
Капиталовложения на тягодутьевое оборудование:
где: - базовые капиталовложения ( = 0,2-106 $);
с1,с 2 - коэффициенты приведения (c 1= 1 - при сжигании угля, с 1 = 0,6 - при
сжигании газа или мазута; с2 = 1 - для камерных топок,
с 2 = 1,3 - для кипящего слоя);
В - расход условного топлива;
В0 - его базовое значение (В0 = 10 т.у.т./ч).
Капиталовложения в систему топливоподачи и топливоподготовки:
где К°топ- базовые капиталовложения (Ктоп=6∙106 $);
с, - коэффициенты приведения (табл. 3.3);
В - расход условного топлива (В°=10 т у.т/ч).
Коэффициенты в (3.4) Таблица 3.3
Влияющие факторы | Характеристика факторов | Обозна- чение | Значе- ние |
Вид системы топливоподготовки | С прямым вдуванием | С1 | 1,0 |
С промбункером | 1,3 | ||
С приготовлением дробленки | |||
(для КС) | 0,7 | ||
С приемкой ВУС | 1,3 | ||
Вид топлива | Уголь | С2 | 1,0 |
Газ | 0,3 | ||
Мазут или ВУС | 0,5 | ||
Вид444444444444 пуско-резервного топлива | Мазут | С3 | 1,10 |
Газ | 1,05 | ||
Тип системы подачи топлива | С ПНК | С4 | 1.0 |
СПВК | 0,9 | ||
С подачей дробленки (для КС) | 1,1 | ||
С ВУС | 1,2 | ||
Степень топливного комбинирования | Система с одним основным | С5 | |
видом топлива | 1,0 | ||
С двумя основными видами | |||
топлива | 1,2 | ||
Регион строительства | Урал, Зап. Сибирь | С 6 | 1,05 |
В. Сибирь, Д. Восток | 1,15 |
Капиталовложения в систему газоотвода (в дымовую трубу и газоходы):
где: - базовые капиталовложения ( = 0,9∙106 $);
с - коэффициент приведения
с = 1 - для одноствольной железобетонной трубы,
с = 1,3 - для многоствольной трубы,
с = 0,5 - для встроенной в градирню;
- высота дымовой трубы ( = 100 м).
Капиталовложения в систему золошлакоудаления (включая золоотвал):
где: Кзш- базовые капиталовложения (Кзш = 0,3∙106 $);
с - коэффициент приведения
(с = 1 - для гидросистемы с багерными насосами,
с = 1,2 - для пневмосистемы со складом товарных золошлаков);
В - расход условного топлива (В0 = 10 т.у.т/ч);
Ар - зольность по рабочей массе (Аро=10 %).
|
|
Индивидуальные и групповые автопоилки: для животных. Схемы и конструкции...
Типы сооружений для обработки осадков: Септиками называются сооружения, в которых одновременно происходят осветление сточной жидкости...
Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...
Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого...
© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!