6 Технико-экономическая оценка работы ТЭС

6.1 Тепловая экономичность

Важнейшими показателями тепловой экономичности ТЭС являются ее тепловая характеристика и коэффициент полезного действия. Общая тепловая характеристика ТЭС рассчитывается так:

, кДж/ч (или кКал/ч),

где Q^ст_х - расход тепла на холостой ход станции в кДж/ч (или кКал/ч);

q_n^ст=n/mtga - удельный расход тепла на выработку электроэнергии в кДж/ч (или кКал/ч);

п и т - масштабы ординат и абсцисс при графическом изображении тепловой характеристики электростанции;

N - электрическая нагрузка станции, кВт.

Средний удельный расход тепла на выработанный кВт·ч может быть определен в результате деления полного количества тепла израсходованного топлива на данной электростанции на количество выработанной ею электроэнергии. Так, среднегодовой удельный расход тепла получаем путем деления общего израсходованного тепла в течение года на выработку электроэнергии за этот же период:

 (кДж/кВт·ч  или кКал/час).

Рекомендуемые материалы

Эта важная эксплуатационная характеристика тепловой электростанции, определяющая ее экономичность при данной тепловой схеме, в большей мере зависит от степени загрузки станции, от числа часов использования установленной мощности (рис.6.1).

Рисунок 6.1 - Тепловая характеристика ТЭС

6.2 Коэффициент полезного действия

Наряду с удельным расходом тепла на тепловой электростанции широко применяется равноценный показатель - коэффициент полезного действия станции - КПД.

Различают КПД ТЭС брутто h^бр ,определяемый по суммарной выработке электроэнергии, и КПД нетто - h^нетто, определяемый с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды.

Следует помнить, что КПД тепловой электростанции в целом h^бр и h^нетто зависят от КПД термодинамического цикла, положенного в основу ее работы, и от КПД установок, в которых осуществляются использование тепла и преобразование энергии топлива в электрическую энергию.

Для конденсационной электростанции КПД брутто (применительно к определенному отрезку времени) представляет собой отношение общего количества выработанной электроэнергии в тепловом выражении к теплу израсходованного топлива, т.е.

,

где Э_выр - количество электроэнергии, выработанной за данный отрезок времени, кВт∙ч;

3600 - тепловой эквивалент 1 кВт·ч, кКал/кВт·ч или соответственно кДж/кВт•ч;

В - количество израсходованного топлива, кг;

Q^н_р - низшая теплотворная способность рабочего топлива, кКал/кг или соответственно кДж/кг.

Выражение для КПД нетто таково:

.

На электростанциях часть энергии затрачивается на собственные нужды - привод различных механизмов, подготовку топлива для сжигания, очистку поверхности нагрева котла от загрязнений и пр., вследствие чего уменьшается подача выработанной энергии потребителям. В связи с этим введены понятия о тепловой экономичности электростанции брутто и нетто, т.е. без учета и с учетом расхода энергии на собственные нужды.

Коэффициент К_э выражает отношение расхода электроэнергии на собственные нужды станции к общему количеству выработанной электроэнергии за определенный отрезок времени, т.е.

.

За основу оценки тепловой экономичности ТЭС принимают обычно КПД нетто - h^н_кэс. Основными потребителями энергии непосредственно на тепловой электростанции являются питательные, циркуляционные, конденсатные и прочие насосы, пылеприготовительная и тягодутьевая установка котельной и др. Для КЭС, работающих на каменноугольном топливе, в сумме они составляют 5-7% выработанной электроэнергии; для КЭС, работающих на газе или мазуте, расход энергии на собственные нужды находятся в пределах 3-5.

Коэффициент полезного действия теплоэлектроцентрали может быть найден так:

- электрический КПД брутто

,

где В - суммарный расход топлива на электростанции, кг;

В_т - расход топлива на выработку отпускаемого тепла, кг,

В_э = В- В_т - количество топлива, израсходованного на выработку электроэнергии за данный отрезок времени, кг.

Количество топлива, израсходованного для выработки тепла, находится так:

,

здесь Q_пот - суммарное количество тепла (как из отборов турбины, так и непосредственно из котельной), отпущенное потребителям, которое зависит от качества работы использующих пар агрегатов станции.

Все тепло (нетто), отпущенное котельной:

,

где  -количество пара, отпущенное из котельной;

i_к - теплосодержание пара, отпускаемого из котлов, кДж/кг;

i _п.в - теплосодержание питательной воды.

Электрический и тепловой КПД нетто для ТЭЦ могут быть найдены из следующих выражений:

,

,

где Q_отп - количество тепла, отпущенное с ТЭЦ в сеть (замеренное при выходе);

 - тепло, израсходованное на выработку электроэнергии для собственных нужд ТЭЦ, связанное с выработкой отпущенного тепла.

6.3 Надежность работы электростанции и резерв основного оборудования

Надежность электроснабжения и стабильность параметров отпускаемой электроэнергии обеспечивается исправностью оборудования электростанций, эксплуатационной готовностью этого оборудования принять в любой момент времени любую нагрузку в пределах номинальной мощности станции (системы).

Причинами нарушения планового режима могут быть: аварийное выключение работающего агрегата, вызывающее внезапное снижение производственной мощности станции (системы); внеплановое, мгновенное повышение (толчок) нагрузки (такое повышение может наступить в результате, например, внезапного грозового потемнения в часы естественного освещения и соответственно массового одновременного включения осветительных приборов на территории большого города); внезапное отключение значительной по мощности группы потребителей (вследствие аварии в сети или по другим причинам).

В первых двух случаях нарушение баланса мощности происходит с отрицательным знаком - создается дефицит мощности в системе. В третьем случае нарушение баланса характеризуется положительным знаком, так как при этом в системе появляется избыточная мощность.

Для ликвидации дефицита в балансе мощности предусматривается аварийный резерв. Аварийный резерв тепловой электростанции (или системы) может быть вращающимся (горячим), размещенным в работающих, но не загруженных агрегатах, или холодным - сосредоточенным в остановленных агрегатах.

Для раздельно работающих электростанций и небольших энергосистем резервная мощность должна соответствовать мощности наибольшего агрегата.

Для больших же энергосистем надежность электроснабжения обеспечивается исходя из опыта эксплуатации, минимально необходимым процентом аварийного резерва по отношению к установленной мощности системы, величина которого выбирается обычно в пределах 10-12%.

6.4 Нагрузочные режимы электростанции

Производство электроэнергии в каждый момент времени должно соответствовать ее расходу у потребителей. Фаза производства электроэнергии практически совпадает с фазой ее потребления.

Электрическая нагрузка электростанции изменяется во времени в течение суток и в продолжение года. Графическое изображение зависимости электрической нагрузки от времени называется графиком электрической нагрузки.

Изменение электрической нагрузки станции по часам суток отображается в суточных графиках электрической нагрузки; соответственно отпуск вырабатываемого станцией тепла потребителям отражается в графиках тепловой нагрузки. На оси ординат откладывается мощность в кВт, по оси абсцисс - время от 0 до 24 час.

Каждый график нагрузки имеет характерные (экстремальные) точки: максимума и минимума. Максимум суточного графика нагрузки станции или системы Р_макс характеризует наибольшую мощность, которой должна располагать система в течение данных суток для полного покрытия потребности района в электрической мощности.

Максимальная нагрузка станции (системы) складывается из нагрузок отдельных групп потребителей (или устройств), которые действуют в данный момент.

Количество электроэнергии, потребляемой в течение суток, определяется площадью суточного графика нагрузки и может быть выражено

Э_сут=24·Р_ср. .

Чем равномернее график нагрузки, тем при прочих равных условиях экономичнее и надежнее работает электростанция.

Суточные графики нагрузки характеризуются следующими показателями:

- коэффициентом равномерности графика - ;

- коэффициент заполнения графика нагрузки - .

При расчете мощности электростанции по суммарному максимуму потребления должны быть учтены расход электроэнергии на собственные нужды станции и потери в линиях электропередачи. В зависимости от характера станции и ее связи с энергосистемой определяется резервная мощность.

На рис.6.2а приводится примерный хронологический суточный график нагрузки, а на рис.6.2б - построенный на основании предыдущего графика путем нанесения ординат (в последовательно убывающем порядке) график продолжительности.

В соответствии с этим графиком выбираются расчетные сутки с наибольшим отношением величины максимальной нагрузки и минимальной. Для этих выбранных характерных суток строятся суточные графики электрических нагрузок и выбираются режимы работы оборудования.

Рисунок 6.2 – Построение суточного графика продолжительности нагрузок

В современных условиях нагрузочный режим станции обычно не связан непосредственно с режимом электропотребления, поскольку станция работает не на своих отдельных потребителей, а отдает выработанную электроэнергию в "общий котел" - в систему. Нагрузочный режим задается станции диспетчерской службой системы, исходя из максимальной экономичности работы системы в целом: для данной станции заданный ей нагрузочный режим может не совпадать с оптимальным.

Средняя годовая электрическая нагрузка станции определяется из уравнения

, кВт,

где Э_год - выработка электроэнергии станцией в год, кВт·ч;

8760 - число часов в календарном году.

Важнейшим показателем является коэффициент использования установленной мощности электростанции (производственной мощности), который представляет собой отношение количества фактически выработанной в год электроэнергии к теоретически возможной годовой выработке

.

Число часов использования установленной на станции мощности находят так:

 .

Для тепловых электростанций характерно высокое значение этого показателя, лежащее в пределах 6000-6200 час.

Современные мощные паротурбинные агрегаты с высокими параметрами пара и максимальной экономичностью используются, естественно, для работы в базисе графика и производства наибольшего объема электроэнергии. Для покрытия пиков нагрузки наряду с гидростанциями используются устарелые паротурбинные агрегаты с низкими технико-экономическими показателями.

6.5 Себестоимость энергии, вырабатываемой на ТЭС

Под себестоимостью электрической или тепловой энергии, вырабатываемой на тепловой электростанции, понимают совокупность всех годовых затрат на ее эксплуатацию, приходящихся на единицу вырабатываемой энергии.

Основные статьи этих затрат следующие: затраты на сжигаемое топливо в котлах ТЭС; амортизационные отчисления; затраты на производство текущих ремонтов оборудования, зданий и сооружений станции; заработная плата обслуживающего персонала; общестанционные (затраты на управленческий персонал, пожарной и сторожевой охраны, хознужды) и прочие расходы (приобретение смазочных материалов, масла, химикатов, стоимость воды, спецодежды).

Для тепловых электростанций основной составляющей себестоимости электрической и тепловой энергии является стоимость топлива (примерно 50-75%).

Эксплуатационные расходы электростанции принято делить на постоянные (не зависящие от количества произведенной энергии) и переменные (зависящие от выработки энергии).

К постоянным расходам относят: амортизационные отчисления, заработную плату, административно-хозяйственные расходы, налоги и сборы и др.; к переменным - стоимость израсходованного топлива и электроэнергии, стоимость эксплуатационных материалов, стоимость воды. Удельный вес переменных расходов достигает 60-80% от суммарных затрат тепловой электростанции.

Так, на одной и той же электростанции себестоимость электроэнергии (при прочих равных условиях) будет наиболее высокой в пиковом режиме и наиболее низкой при работе станции в качестве базовой.

Одной из основных составляющих себестоимости является заработная плата постоянного производственного персонала (заработная плата персонала, занятого ремонтными работами, учитывается соответственно в амортизационных отчислениях и издержках на текущий ремонт).

Назначение амортизационных отчислений сводится к восстановлению основных фондов, которые постепенно утрачивают свою ценность (под влиянием физического и морального износа) в процессе эксплуатации ТЭС; эти отчисления включают затраты на капитальный и средний ремонты и на модернизацию оборудования.

Для теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), вырабатывающих электрическую и тепловую энергию, необходимо определять себестоимость каждого из этих видов энергии. Распределение затрат по указанному методу производится следующим образом:

- затраты на топливо распределяются пропорционально расходам топлива, отнесенным на производство электроэнергии и отпуск тепла. Это соотношение характеризуется коэффициентом b_Т:

,

где В - суммарный расход топлива (за год, месяц);

В_э - расход топлива на производство электроэнергии за тот же период;

- соответственно затраты на топливо, отнесенные на производство электроэнергии:

,

где S_Т - сумма затрат на топливо, израсходованное ТЭЦ;

- тогда затраты на топливо, отнесенные на отпуск тепла:

,

или

.

Себестоимость единицы электроэнергии, отпускаемой ТЭЦ, определяется делением годовых затрат на производство электроэнергии S_э на отпуск электроэнергии с шин станции:

, коп/кВт·ч.

Себестоимость единицы тепловой энергии, отпускаемой ТЭЦ, определяется аналогично:

, грн/Гкал.

Вместе с этой лекцией читают "12 Аналептики".

6.6 Основные требования, предъявляемые к эксплуатации и управлению ТЭС

Важнейшими требованиями, которым должна отвечать эксплуатация тепловой электрической станции, являются следующие:

- выполнение плана выработки электрической и тепловой энергии и поддержание установленного режима нагрузок;

- обеспечение бесперебойного и надежного энергоснабжения потребителей;

- обеспечение требуемого качества электрической и тепловой энергии;

- соблюдение наиболее экономичных режимов работы основных и вспомогательных установок станции;