1598005413-fed7095c5cc635c55b82ef4e37ea2648 (811209), страница 26
Текст из файла (страница 26)
ческой и тепловой энергии, а также при замене топлива, показатели вариантов А и В изменяются. Как свидетельствует анализ, наибольшая выгода при замене ТЗП на ЭЭУ достигается в случае применения дорогого топлива и соотношвния электри* ческой и тепловой мощностей как 1: 1 и выше. Возможно также автономное энергоснабжение потребителей от дизель-генератора. Однако вследствие высокого удельного Расхода дизельного топлива и высоких замыкающих затрат на него этот вариант еще менее выгоден, чем вариант с ТЭП (табл. 2.16).
1зэ Таблица 2.16. Технико-экономическое сравнение систем знерюснабнензвг распредеденньц потребителей электрической энергззей и теплом ТЭП дизель-ге. нератор ЭЭУ Позиция Показатель 300 300 Молхность (электрическая), МВт Удельные капитальные затраты,руб/кВт Капитальные затраты, млн.рубл ЭУиЭС электрические сети тепловые сети полные ОтчислениЯКзНСВ млн.
руб/г Расход топлива 1услов- ного), тыс. т/г Эксплуатационные расходы, млн.руб/г: отчисления от ЭС и ЭУ отчисления ат сетей затраты на воду затраты на топливо полные Приведенные затраты, млн. руб/г 105 74,5 11,17 10,62 104,29 12,0 21 2,52 105 12,6 742,5 532,9 763,9 10,4 10,5 3,46 1 45,83 60,69 73,19 0,3 32,27 43,07 55,67 76,65 79,17 Расчеты аргентинских ученых [175, с. 7-12] показали, что применение ЭЭУ вместо дизель-генераторов для энергообеспечения отдаленных поселков экономически выгодно даже при стоимости ЭЭУ 2500 долл/кВт.
При этом вдвое снижается расход топлива и существенно улучшается экологическая обста. новка. 2,10.4. Промышленные электростанции. Знергоснабжение мно гих промышленных предприятий обеспечивается промышлею ными электростанциями (ПЭС) [1401, котоыре служат не толь' ко источниками электроэнергии и тепла для промышленных предприятий, но и потребителями отходов и побочных продух' тов предприятий. Паровые турбины ПЗС обеспечивают привод нагнетателев воздуха и других газов. При наличии ПЭС создается едина~ система снабжения предприятий и ПЭС топливом, водой и т д 140 П„лближение ПЭС к пред.
риятиям уменьшает потери знер„„и в тепловых и электрических сетях. Мощность ПЭС состав- более 15% мощности ТЗС на ПЗС выраба „е 509о тепла, отпускаемого ТЭБ в стране [1403. Так как условия работы ПЭС изменяются в широких пределах (различные исходное топливо, соотношения тепловой и электрической мощностей, наличие побочных продуктов предприятий в т.д.), то общий технико-экономический анализ промышленных электрохимических электростанций (ПЭЭС) затруднен. Его следует проводить применительно к определенному типу предприятий. Поэтому ограничимся рассмотрением типов предприятий, для которых применение ПЭЭС имеют определенные выгоды, а также приведем пример технико-экономического анализа электроснабжения, для конкретного предприятия. Суммарный КПД ПЗЭС на основе высокотемпературных ТЭ примерно на 5-10% выше КПД ПЭС.
Кроме того, для ПЭС более благоприятно соотношение тепловой и электрической мощностей, т.е. 2: 1, а для ПЗЭС 1: 1 и ниже. С уменьшением установленной электрической мощности и при резко выраженной неравномерности (во времени) потребления энергии КПД ПЭС существенно уменьшается, в то время как КПД ПЭЭС изменяется относительно мало. К достоинствам ПЗЭС также относятся экологическая чистота и небольшой расход охлаждающей воды. Некоторые предприятия, например заводы по производству хлора, цветных металлов, электроплавильные печи, гальванические цеха нуждаются в постоянном токе. В случае ПЭЭС зто позволяет отказываться как от инверторов, так и выпрями. телей тока: Таким образом, ПЭЭС имеют преимущества для энергоснабжения предприятий небольшой мощности (25-300 МВт) при соотношениях тепловой и электрической мощностей 1: 1 и ниже, при неравномерном (во времени) потреблении энергии.
Дополнительные преимущества у ПЭЭС появляются в случае потребности предприятий в постоянном токе. Рассмотрим в качестве примера технико-экономического анализа энергоснабжение завода по производству хлора производительностью 65 т/ч. При расходе электроэнергии на электролиз 2720 кВт ч/т с12 [16Ц мощность электролизеров будет составлять 176 МВт (постоянный ток) или 185 МВт (переменный 141 ток). Кроме того„необходим переменный ток для компресса. ров, насосов и другого оборудования мощностью 15 МВт (95 с. 1195-1204).
ДлЯ выпаРиваниЯ щелочи и подготовки Рассола необходим пар давлением 1 МПа при температуре 200'С с расхо. дом 174 т/ч или 480 ГДж/ч (95, с. 1195-1204). Принимаем коэффициент среднегодовой загрузки аборуло. ваиия равным 0,8, т.е. эффективное число часов рабаты саста. вит 7000 ч. Первичным энергоносителем служит природный газ Суммарное годовое потребление электрической энергии состав. ляет 1337 ГВт ° ч, тепла 3,36 ° 10а ГДж, эксергии 1761 ГВт ° ч. Энергоснабжение возможно по трем вариантам (рис. 2.26).
По первому варианту электрическая энергия генерируется на КЭС, а тепло — в промышленной котельной. Расход условного топли. ва иа единицу потребляемой энергии принимаем с учетам потерь энергии в сетях и в выпрямителе 367 г/(кВт ч) (113, 140] и 4,2 кг/ГДж — в котельной. С учетом потерь в электрических сетях и в выпрямителе, мощность энергосистемы, необходимая для энергообеспечения завода, составит 220 МВт. По второму варианту электроэнергия и тепло генерируются иа промышленной ТЭП. С учетом потерь энергии в выпрямите н Рис, 2.2б.
Варианты энергоснабжения завода по производству алора мощность ТЭП 200 МВт, расход условного топлива 264 г/(кВт ° ч) и 45 5 кг/ГДж По третьему варианту электрическая энергия и тепло гене„руются в ЭЭС на основе высокотемпературных ТЭ, в состав ЭЗС входит газотурбинная установка (15 МВт), обеспечивающая предпРиЯтие пеРеменным током. Удельный Расход Условного топлива принимаем 280 г/(кВт ч).
Принимаем удельные капитальные затраты на ЭЭС выше капитальных затрат иа ТЭП в 1,5 раза, а иа КЭС вЂ” в 1,83 раза. расчеты показали, что суммарный расход условного топлива при использовании промышленной ЭЭС меньше иа 135 тыс. т по сравнению с ТЭП и на 330 тыс. т по сравнению с КЭС и котель. иай. Экономия приведенных затрат составит 4,3 млн. руб. по сравнению с ТЗ1Л и 15,7 мли. руб. по сравнению с КЭС и котельной. Срок окупаемости составит при замене ТЭБ - 2,5 г., при замене КЗС и котельной — 1 г. В хлорном электролизере выделяется водород. Например, производительность по водороду (в условных единицах) рассматриваемого электролизера равна 7,52 т/ч, или 52,7 тыс.
т/г. Этот водород можно использовать в ЭЭС, что приведет к сокрашению расхода природного газа (иа 14%) и приведенных затрат иа 7%. В других вариантах водород можно сжигать в котельной и на ТЭ1Л, что менее экономично, чем его окисление в ТЗ. 2.10.5. Электрохимические электростанции для децентрализованного энергоснабжения и слежения зо нагрузкой Как известно (111-114), электроэнергия в течение суток, недели и по сезонам потребляется неравномерно (рис. 2.27), поэтому энергосистемы имеют базисные электростанции, работающие при постоянной нагрузке (область А иа рис. 2.27), полупиковые электростанции (маневренные ТЗС), работающие в режиме переменной нагрузки(область Б на рис.
2.27)', и пиковые установки, например ГТУ, покрывающие пиковые нагрузки (область В иа рис. 2.27). Кроме того, энергосистемы имеют резервные мощности. Неравномерность нагрузки приводит к снижению КПД генерации и удорожанию электроэнергии по системе в целом. Имеется несколько путей выравнивания графика нагрузок в энергосистемах, которые будут рассмотрены позднее. В данной главе рассматривается возможность использования ЭЭС для этих целей. Коэффициент полезного действия ЭЭС слабо зази. сит от нагрузки, ЭЭС обладает маневренностью, поэтому может ИЗ т Рис. 2.27. Типичный график нагрузк„ так на зимние сутки (а) и летнвв непал (б): А — базисная нагрузка; Б — полупн.
ковая нагрузка; В - пиковая нагрузка. ЬГ Г - резерв сдт д 47 долл г )нтЕл П 6 72 78 7Ч Часы суток а) )г )в 100 г' до н 70 р енье дуИота Четдерг у) нак Вторник эффективно работать в режиме переменной нагрузки, т.е в режиме снижения за нагрузкой потребителя. Учитывая малую зависимость КПД ЭЭС от установленной мошности и экологическую чистоту ЭЭС, ее целесообразно строить около потребителей электроэнергии. В этом случае сокращаются линии электропередач, уменьшаются расходы на электрические сети, что приведет к снижению приведенны~ затрат и экономии земли и цветных металлов, Децентрализованное энергоснабжение электрохимическими электростанциями, работаюшими в режиме переменной нагруэ' ки, обеспечивает потребителям базисную, полупиковую и пиковую энергии.
Кроме экономии топлива, улучшения эколо гической обстановки, уменьшения приведенных затрат эта 144 700 ~,% уб 100 у,% 0 Чоао даоп проделки тель ность радоты д году, ч а) 0 4000 оооо Продолтательность раЕонгт д годуг ч ) Рис. 2.28. Годовое распределение мощности в энергосистеме: а -интегральная кривая; б- дискретная кривая; А Г -см. рис. 2 27 142 тема энергоснабжения повысит качество отпускаемой энерсист и надежность энергосистемы и безопасность в энергетике. гии, Проведем технико-экономическое сравнение двух концепций ргоснабжения: традиционной, централизованной и децентзиер рьл изованной. В качестве примера рассмотрим электрогенерирув вщую систему с суммарной мошностью у потребителя 10 ООО МВт, в том числе базисной 5600, полупиковой 3000, пикорой 1400 МВт, причем установленная мошность используется в году в 7000 ч в базисном режиме, 4000 ч в полупнковом режиме и )000 ч в пиковом режиме [14, 112).
Для упрошения годовое аслределение нагрузки (рис. 2.28,а) представим в дискретном сиде(рис. 2.28,б). Принимаем, что потери энергии в электроселх и системах распределения энергии составляют 10% [111, 113), поэтому суммарная установленная мошность системы будет составлять 11 ООО МВт, в том числе базисная б200, полупиковая 3300 и пиковая 1500. Принимаем, что доля капитальных затрат на электросети и системы распределения энергии составляет 20% от капитальных затрат на электростанцию [110, 115). В традиционной системе базисную нагрузку обеспечивают блочные ТЭС при расходе условного топлива 320 г/(кВт * ч) при использовании природного газа и 340 г/(кВт ч) при использовании угля.
Полупиковую нагрузку обеспечивают ТЭС при расходе условного топлива 380 г/(кВт ° ч) при использоании природного 04 газа и 410 г/(кВт ч) при использовании угля. Пиковую иагруь ку обеспечивают ГТУ, работающие на природиом газе 14 Расха дующие 500 г/(кВт ° ч) условного топлива. В децентрализованной системе базисную, полупиковууб й пиковую нагрузки обеспечивают ЗЗС на основе высокотемв ратурных ТЭ относительно небольшой мощности (10-'300 8(В ) расположенных около потребителя энергии и поэтому не требу.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
