1598005413-fed7095c5cc635c55b82ef4e37ea2648 (811209), страница 25
Текст из файла (страница 25)
К основным особенностям децентрализованного энергоснаб„;ения с помощью ЭЭС можно отнести следующие: применение ЭЭУ и ЭЭС небольшой мощности, в основном 3,5-20 МВт; установка ЭЭУ и ЭЭС недалеко от потребителя; использование ЭЭУ и ЭЭС для снабжения электроэнергией и теплом; использование ЭЭУ и ЭЭС у потребителей, работающих в переменном режиме мощности; использование также ЭЭУ и ЭЭС для энергоснабжения небольших предприятий, особенно в случае потребности в постоянном токе и тепле. Использование ЭЭУ и ЭЭС в децентрализованной системе энергоснабжения не исключает возможности их применения в иантрализованном энергоснабжении, однако такая возможпссть появится на втором или третьем этапе разработки ЭЭС, когда существенно снизятся капитальные затраты на их изготовление.
Реальная возможность использования ЭЭУ и ЭЭС должна быть обоснована технико-экономическим расчетом. В связи с этим рассмотрим технико-экономические показатели примеиаиия ЭЭУ и ЭЭС. 210.2. Уравнения для расчета эксплуатационных и годовых 'пграт. При технико-экономическом сравнении различных ЭЭУ "спользовался системный подход, т.е.
рассчитывались годовые э"сплуатационные и приведенные затраты на энергосистему, сбеспечивающую потребителей электроэнергией и теплом. 135 Природный Мазут Уголь регион каменный бурый Годовые эксплуатационные затраты в системе З,к рассч вались по уравнению 1! Зэк г )9!' ((Кз з! бэк э!+ з с1бэк, ')+ т((зтп! ( тп,э(+ су Таблица 2.15. Заыыкаюппзо затраты натопливо,руб/т +бтп,т!)+0в сзвЛ! (2.74; 5зк ба + бэп + Впр! (2 75! и; где Х; — установленная мощность станции или знергоустановх, Р - ноРма амоРтизационных отчислений; !з, - вклад заРплауд в эксплуатационные расходы (доля от К,); б„р - вклад прови! расходов в эксплуатационные расходы (доля от К,); К, — удел, ные капитальные затраты на единицу установленной мощно сти(руб/кВт);з,„- замыкающие затраты на единицу массь условного топлива; з, — тариф на воду; т — годовое время испол!.
зования установленной мощности ЭУ или ЭС; Ь - удельный рэс. ход топлива или воды на единицу выработанной энергии. Индексы соответствуют: !'- типу энергоустановки или стан. цииН! — режиму работы энергоустановки или станции (базисныр, полупиковый, пиковый); индекс 3 — электрическая (энергиа мощность); эк — эксплуатационные (затраты); т — тепло (тепло вая); с - сети (электрические или тепловые); тп — топливо; ввода. Годовые приведенные затраты Зп рассчитывались по урез. нению (276) 3 =З,к + Х И! (К,;+ К,,;)Н, с) где НΠ— нормативный коэффициент или норма отчисленир (для старой техники — 0,12, для новой — 0,15).
В соответствии с нормативами и опытом эксплуатации элект ростанций и энергоустановок [111, 113, 115, 1401 принималис! следующие значения коэффициентов вклада капитальны" вложений в годовые Расходы бзк: длЯ ТЭС, ТЭЦ, ГТУ, ЭЭС У ЭЗУ вЂ” 0,1; тепловых сетей — 0,15; районных котельных — 0>14' дизель-генераторов — 0,15. Тариф на воду составлял 0,35 коп/ы' В табл. 2.15 приведены замыкающие затраты в пересчете из условное топливо в соответствии со справочником (1101 наших расчетах принимались средние значения величин, пр"' веденных в табл. 2.15. 136 55-65 65-75 здные и южные рп1 ноны европейской засти СССР урал, Поволжье СвбнРь 50-60 40-50 60-70 60-65 40-46 30-35 35-40 50-60 60-70 Средняя Аызя.
Хззззстан 15-20 (канс- ко-ачинский) 20-25 (экибастуз- ский) 45-55 70-75 в Срок окупаемости т „в годах рассчитывался по уравнению ~! (1(э з !+~~э с!)нов .~ (У(з э!+У(з с!)трал (2.77) зэк, нов бэк, град где - индексы итрадв и внове означают традиционную и новую системы ЭЗС и ЭЭУ. К настоящему времени наметилось (7; 9; 11; 12; 18; 19; 35; 42; 121; 124; 159) пять основных областей применения ЭЭУ и ЗЭС: автономные энергоустановки малой мощности (0,01-10 МВт) лля снабжения электроэнергией и теплом отдельных зданий, небольших промышленных и сельскохозяйственных предприя.
тий, удаленных островов и т.дб промышленные ЭЭС мощностью 10-300 МВт, снабжающие предприятия электроэнергией и теплом; знергоустановки мощностью 10-300 МВт для слежения за нагрузкой в энергосетях; аварийные установки для АЭС и ТЭС, химических заводов, телефонных подстанций, газоперекачивающих станций и других областей; транспортные энергоустановки. В данной главе будут рассмотрены первые три области применения ЭЭУ и ЭЭС. 2 10.3. Автономные установки малой мощности (0,04-10 МВт) бля снабжения электроэнергией и теплом. У большого числа потребителей электрической энергии имеются установки и 137 приборы небольшой суммарной мощности (до 10 МВт) для которых необходимы горячая вода для отопления и техноло.
гических нужд и природный газ для технологических нужд. К таким потребителям относятся больницы, предприятия пита. ния и торговли, гостиницы и мотели, спорткомплексы, вузы, детские сады, общежитиЯ, жилые дома, небольшие пРедпРия. тия, например прачечные, пекарни, кондитерские фабрики, животноводческие фермы, села, поселки и т.д. Соотношения тепловой и электрической мощностей у различных потребите. лей и их значения — в течение суток, недели и года могут коле. баться в широких пределах. Энергоснабжение таких объектов может быть обеспечено от ЭЭУ на основе ТЭ«рКЭ. К достоинствам этих ЭЭУ можно отнести высокий КПД, слабую зависимость от установленной мощности и нагрузки, отсутствие тепловых и электрических сетей, экологическую чистоту и малый уровень шума. Технико-экономические характеристики системы энергоснаб. жения зависят от типа потребителей, применяемого топлива, характера изменения нагрузки во времени и других факторов, поэтому каждый вариант требует самостоятельного расчета.
Проблема энергоснабжения различных объектов выходит за пределы книги. Рассмотрим для примера обеспечение электро. энергией и теплотой рассредоточенных объектов электрической мощностью 1 МВт и тепловой мощностью 3,6 ГДж/ч (соог ношение электрической и тепловой мощностей 1: 1). Принимаем, что потребление энергии в течение суток изменяется от 50 до 100%. Принимаем, что в регионе имеется 300 рассредото.
ченных объектов с общей электрической мощностью 300 МВт, суммарное годовое потребление энергии составляет 1650 ГВт ° ч(электрическая) и 5,94 10ь ГДж (тепловая) и эксер. гии 1750 ГВт ° ч. Принимаем в качестве топлива природный газ. Рассмотрим три варианта энергоснабжения: А — от ТЭП, Б — от ЭЭУ,  — от конденсационной ТЭС (КЭС) и районной котельной Как известно, вариант с ТЭП обычно экономически выгоднее варианта: КЭС и районная котельная [111; 113; 115; 140), поэтому вариант В нами не рассматривался. В а р и а н т А. Потребители получают электрическую энергию от ТЭЦ по электрическим сетям и тепло по тепловым сетяМ.
Принимаем, что потери энергии в электрических сетях и сиота мэх распределения энергии составляют 10% [110, 113), поэтому электрическая мощность ТЭС должна быть 300 х 1/0,9 = 330 МВт. 13з Потери тепла в тепловых сетях также принимаем 10'Х. С учетом этих потерь годовая выработка электрической и тепловой энергии на ТЭП составит 1833 ГВт ° ч и 7 ° 10 ГДж. С учетом оотношения электрической и тепловой мощностей и колебав„я нагрузок в течение суток принимаем удельный расход условного топлива на единИцу энергии у потребителя 264 г/(кВт ч) и 40 кг/ГДж, расход воды 160 мз/(МВт ° ч). Капитальные затраты на электрические сети и систему распределения энергии в условияхторрда принимаем 15%, а на тепловые сети — 25% от стоимости электростанции [110, 111, 113, 115, 140).
Вариант В. Потребитель получает природный газ и' имеет автономную ЭЭУ, обеспечивающую его электрической и тепловой энергией; удельный расход условного топлива 310 г/(кВт.ч). Тепло является побочным продуктом ЭЭУ, поэтому на его получение не требуется дополнительного топлива.
Принимаем, что потери газа в распределительных сетях составляют 4% [14), поэтому удельный расход топлива оцениваем в 323 г/(кВт ч). Рассматриваем вариант с ЭЭУ в условиях их массового производства, когда капитальные затраты будут составлять 350 руб/кВт. Результаты расчетов сведены в табл. 2.16. Как следует из табл.
2.16, годовая экономия топлива в системе децентрализованного энергоснабжения с помощью ЭЭУ составляет 230 тыс. т (в пересчете на условное топливо). Экономия воды равна 162 млн. мз. Экономия приведенных затрат составит 18 млн. руб/г, срок окупаемости ЭЭУ - 1 г. Оценки показывают, что вредные выбросы на ЭЭУ будут меньше, чем на ТЭП, примерно на: 25 (БОз), 360 (1чО„) и 350 т/г (углеводородов). При изменении соотношения между потреблением электри.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
