Теплофикация и тепловые сети. И тепловые

• Название: И тепловые
• Анкор: Теплофикация и тепловые сети
• Дата: 27.03.2022
• Размер: 2.4 Mb.
• Имя файла: Теплофикация и тепловые сети.docx
• Тип: Учебник; #420164
• страница: 75 из 101

^ЭКЭС = (^{1 + с}э.у )%ЭЦ ■ 03.75)

где с_эу — коэффициент, учитывающий раз­ницу в расходе электроэнергии на собствен­ные нужды КЭС и ТЭЦ, расход электро­энергии на собственные нужды котельных и дополнительный технологический расход энергии в электрических сетях от КЭС до района энергоснабжения; Э_тэц — выра­ботка электроэнергии на ТЭЦ, кВт ■ ч/год.

Условием сопоставимости вариантов по отпуску тепловой энергии является равен­ство полезного отпуска тепловой энергии от ТЭЦ и котельных в течение года, т.е.

КОТ пол ’

Полезный отпуск тепловой энергии по­требителям от ТЭЦ определяется в виде

=Oi-"_T.c)« оз.7б)

„ГЭЦ

где е_кол — годовой отпуск теплоты с кол­лекторов ТЭЦ, ГДж/год или Гкал/год;

14 Зак.736

и_тс — коэффициент теплопотерь в тепло­вых сетях в варианте ТЭЦ.

С учетом меньших потерь в тепловых сетях в схеме раздельного энергоснабжения по сравнению с ТЭЦ эквивалентная выра­ботка тепловой энергии в котельных со­ставит

где — годовой отпуск тепловой

энергии с коллекторов ТЭЦ, Гкал/год, Гдж/ /год; с_тс —тоже,чтоив(13.73); п_хо^н_т —рас­ход тепловой энергии на собственные нужды котельных.

Для случая, когда выработка электро­энергии ТЭЦ заменяется ее покупкой, в ва­рианте раздельного энергоснабжения затра­ты на покупку электроэнергии на ФОРЭМ вычисляются по среднеотпускному тарифу на продажу электроэнергии с ФОРЭМ. При этом текущие и капитальные затраты по КЭС из схемы расчетов ЧДД исключаются, вместо них учитываются затраты на покуп­ку электроэнергии, т.е.

^пок ^_ 'Зпок^прод > (13.78)

где Э_пок — количество электроэнергии, по­купаемой в схеме раздельного энергоснаб­жения на ФОРЭМ, кВт ’ ч; т „р_0;1 — средне­отпускной тариф на продажу электроэнер­гии, с ФОРЭМ, коп/(кВт • ч).

В схеме раздельного энергоснабжения при определении притока реальных денег учитывается выручка от реализации потре­бителям электроэнергии, купленной иа ФОРЭМ,

ВР, = Э_по/1-<_хн)т^пХ_отр> (13.79)

где Л’_е — технологический расход элек­трод

троэнергии в электрических сетях; ,

— тариф на электроэнергию, продаваемую собственным потребителям энергосистемы.

Тариф на продажу электроэнергии соб­ственным потребителям больше тарифа на покупку электроэнергии с ФОРЭМ на раз­мер минимально необходимой прибыли, получаемой AO-энерго, который регули­руется региональной энергетической ко­миссией.

В случае, когда замещающими для ТЭЦ являются варианты покупки электроэнер­гии на ФОРЭМ, а тепловой энергии на по­требительском рынке тепловой энергии, за­траты на покупку электроэнергии и выруч­ка от реализации рассчитываются как в пре­дыдущем случае, а затраты на покупку теп­ловой энергии на потребительском рынке определяются как

H^q = О т^пок, (13.80)

пок *-пок q '

где (?_)10К — количество тепловой энергии, покупаемой на потребительском рынке, ГДж или Г кал; т^'°^к — тариф на покупку те­пловой энергии на потребительском рынке у независимых производителей, руб/ГДж или руб/Гкал.

Выручка от реализации тепловой энер­гии потребителям рассчитывается как

^ = Спок(’-М^ТГ^Л’ <¹³-⁸’)

где k_q — технологический расход тепловой

энергии в тепловых сетях; т^дрод— тариф на продажу тепловой энергии потребите­лям, руб/ГДж или руб/Гкал.

4. 
   ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
   

В числе задач в области теплофикации и централизованного теплоснабжения мож­но выделить группу задач, для которых трудно или невозможно установить анали­тическую зависимость затрат и результатов от искомого параметра. Такие задачи реша­ются сопоставлением альтернативных ва­риантов.

Классической задачей такого типа явля­ется задача выбора схемы энергоснабжения района или числа и мощности агрегатов, ус­танавливаемых на ТЭЦ или в котельных.

Если затраты и результаты связаны ана­литически с искомым параметром, то зада­ча может быть решена чисто аналитически по правилу нахождения максимума или ми­нимума функции.

Задача оптимизации систем теплоснаб­жения представляет большую методиче­скую сложность в связи с тем, что эти сис­темы непрерывно развиваются во времени и характеризуются многофакторной зави­симостью экономических показателей как от схемы, типа оборудования и режима ра­боты системы централизованного тепло­снабжения, так и от структуры оборудова­ния и режима работы энергетической систе­мы в целом.

Изменение основных исходных показате­лей по годам расчетного периода еще больше усложняет задачу и делает необходимым проведение многовариантных расчетов, что практически возможно только при примене­нии методов математического моделирова­ния с помощью компьютерных программ.

При решении этих задач необходимо учиты­вать следующие особенности [140, 141]:

1. 
   дискретность и целочисленность резуль­татов оптимизационного расчета, поскольку число и единичная мощность турбин, котлов и другого оборудования могут выражаться только целыми числами;
   
2. 
   нелинейность, вызываемою наличием многих нелинейных зависимостей, например, значения капиталовложений в тепловые сети от тепловой мощности источника теплоты и плот­ности тепловой нагрузки;
   
3. 
   динамику, т.е. развитие системы тепло­снабжения с учетом роста тепловых нагрузок.
   

Для оптимизации теплофикационных систем в отечественной практике разработан комплекс математических методов и моделей, основные из которых:

а) модель развития ТЭЦ, позволяющая опре­делить оптимальную единичную мощность ТЭЦ, состав и сроки ввода основного оборудо­вания;

б) модель развития котельных, позволяющая находить оптимальное число и единичную мощ­ность котлов по срокам ввода с учетом постепен­ности роста тепловой нагрузки;

в) модель оптимизации магистральных теп­ловых сетей, позволяющая определять опти­мальный вариант развития тепловых сетей с уче­том динамики роста тепловых нагрузок.

Наряду с развитием компьютерных ме­тодов оптимизационных расчетов непре­рывно развиваются и совершенствуются более простые методы, весьма полезные для предварительной оценки ожидаемых результатов и для осмысливания характера влияния взаимодействующих факторов.

Как для компьютерного, так и для упро­щенного расчета весьма важно проводить анализ результатов комплексных технико­экономических расчетов, что позволяет сформулировать некоторые общие выводы и во многих случаях уменьшить объем оп­тимизационных расчетов теплофикацион­ных систем без ущерба для принимаемых решений.

К числу таких общих выводов, базирующих­ся на широком круге проведенных оптимизаци­онных расчетов теплофикационных систем, от­носятся следующие:

1. 
   несущественное влияние фактора динами­ки, т.е. постепенного роста тепловой нагрузки на выбор количества и оптимальных типоразмеров турбин Т и ПТ, и сильное влияние этого фактора на выбор количества и оптимальной единичной мощности турбин Р;
   
2. 
   зависимость оптимальной структуры обо­рудования ТЭЦ от доли технологической нагруз­ки 5_техн; целесообразность применения в различ­ных сочетаниях турбин Т и ПТ при 5_техн < 0,6 и турбин Т и Р при 5_техн > 0,6;
   
3. 
   зависимость экономических показателей ТЭЦ, в первую очередь приведенных затрат или чистого дисконтированного дохода, от сроков ввода в эксплуатацию основного энергетическо­го оборудования; целесообразность концентри­рованного ввода в работу турбин Т и П'Г и рас­средоточенного ввода турбин Р:
   
4. 
   целесообразность опережающего ввода в работу пиковых водогрейных котлов на вновь сооружаемых ТЭЦ, используемых в базисном ре­жиме в первые годы развития ТЭЦ.
   

Критериями выбора оптимального вари­анта при решении задач оптимизации пара­метров теплоснабжающих систем могут выступать максимум ЧДД или минимум приведенных затрат.

Использование «доходных» критериев применяют для решения задач по опти­мизации параметров теплоснабжающих систем, таких как расчетная температура воды в подающей линии тепловой сети, удельное падение давления, уровень теплопотерь в теплосети.

Однако при расчете ЧДД следует рас­считывать не только затраты по вариантам, но и выручку от реализации продукции и прочие составляющие притока реальных денег, что осложняет расчеты, так как опре­делить, как изменится поток реальных де­нег при изменении, например, удельного падения давления в тепловой сети, доста­точно трудно.

В настоящее время нельзя игнорировать и тот факт, что система математических мо­делей оптимизации теплофикационных систем, разработанная российскими учены­ми [140, 141], базируется на использовании критериев минимума приведенных затрат или минимума удельных приведенных за­трат и модернизация ее на использование доходных методов, что, безусловно, в боль­шей степени отвечает интересам инвесто­ров, требует времени.

В качестве экономических критериев вы­бора оптимальных параметров теплофика­ционных систем в этих условиях выступают затратные критерии:

минимальные годовые расчетные затра­ты, руб/год,

3-ЕК + И, (13.82)

где Е — уровень эффективности затрат, приемлемый для инвесторов; в общем слу­чае Е должен быть не меньше процента по депозитным вкладам в банках;

минимальные удельные расчетные за­траты з, т.е. затраты, отнесенные к единице отпускаемой тепловой энергии или единице тепловой производительности, единице ус­тановленной мощности (для ТЭЦ) и т.п.

Оптимизационные расчеты упрощаются, если критерием избраны удельные расчет­ные затраты, так как в этом случае условие достижения равного полезного отпуска энер­гии потребителям выполняется авто­матически.

4. 
   ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО
   

КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОФИКАЦИИ ТЭЦ

Выбор оптимального значения коэффи­циента теплофикации как на стадии проек­тирования теплоэлектроцентралей, так и на отдельных этапах развития теплофикацион­ной системы — задача технико-экономиче­ского расчета.

В зависимости от конкретных условий встречаются две разновидности этой задачи.

1. 
   Задана расчетная тепловая нагрузка ТЭЦ Qy, искомыми величинами служат ее оптимальная электрическая мощность N и тепловая мощность отборов теплофикаци­онных турбин <2отб-
   
2. 
   Заданы установленная электрическая мощность ТЭЦ и тепловая мощность отбо­ров турбин Qqtq. Искомая величина — теп­ловая нагрузка Q', которую целесообразно присоединить к данной ТЭЦ. Тепловая на­грузка, не присоединенная к ТЭЦ, должна удовлетворяться от котельных.
   

Первая задача обычно возникает при разработке схем теплоснабжения вновь за- 420 страиваемых районов, когда определяется оптимальная мощность вновь проектируе­мой ТЭЦ. Вторая задача представляет инте­рес при разработке схем теплоснабжения сложившихся районов, когда по условиям планировки территории увеличение элек­трической мощности действующей ТЭЦ не­возможно или сильно ограничено.

Ввиду того что теплофикационные тур­бины изготовляются стандартных типораз­меров, цель первой задачи — выбор опти­мального количества теплофикационных турбин, а цель второй задачи — определе­ние оптимальной тепловой нагрузки для ТЭЦ с заданным количеством и типом уста­новленных турбин.

Проведенные исследования [108] пока­зывают, что для каждого типа теплофикаци­онных турбин зависимость удельной эконо­мии годовых расчетных затрат от присоеди­ненной тепловой нагрузки Дз = /(<2'_т) может быть описана экономическими характери­стиками (рис. 13.2). В верхней части графи­ка по оси ординат отложена удельная эконо­мия годовых расчетных затрат при теплофи­кации (с учетом как ТЭЦ, так и тепловых се­тей) по сравнению с удельными расчетными затратами в варианте раздельного энерго­снабжения, руб/год, отнесенная к единице (МДж/с или Гкал/ч) тепловой нагрузки, при­соединенной к данной турбинной установке (включая соответствующую мощность пи­ковых котлов). По оси абсцисс отложено аб­солютное значение присоединенной тепло­вой нагрузки Q\ (МДж/с или Гкал/ч). В нижней части графика показаны значения коэффициента теплофикации а_т = е₀;_б/^-

Экономическая характеристика показы­вает зависимость удельной экономии годо­вых расчетных затрат от присоединенной тепловой нагрузки к теплофикационной турбинной установке заданного типоразме­ра в условиях данной энергосистемы.

Приведенная для иллюстрации на рис. 13.2 экономическая характеристика отно­сится к теплофикационной турбине Т-250-240



Рис. 13.2. Зависимость удельной экономии расчетных затрат от присоединенной тепловой нагрузки

номинальной электрической мощностью 250 МВт и тепловой мощностью теплофика­ционных отборов 384 МДж/с (ЗЗОГкал/ч) при установке ее в энергосистеме с конденса­ционными турбинами К-300-240.

При некотором значении присоединен­ной тепловой нагрузки Q'_t удельная эконо­мия расчетных затрат Дз_т достигает макси­мума Дз₍. Оптимальное значение коэффи­циента теплофикации при установке на ТЭЦ одной турбины Т-250-240 равно в рассматриваемых условиях а °^пт = 0,66.

Дальнейшее увеличение присоединен­ной к ТЭЦ тепловой нагрузки приводит к уменьшению Дз_т, и при некотором значе­нии удельная экономия Дз_т становится равной нулю. Для обеспечения высокой экономии удельных расчетных затрат необходимо по мере роста присоединен­ной к ТЭЦ расчетной тепловой нагрузки вводить в работу новые теплофикацион­ные агрегаты.

Каждому этапу развития ТЭЦ соответст­вует своя экономическая характеристика. Так, на рис. 13.2 кривая / — экономическая характеристика ТЭЦ с одним теплофикаци­онным блоком Т-250-240; кривая // — эко­номическая характеристика ТЭЦ с двумя блоками Т-250-240. Переход от характери­стики / к характеристике И соответствует дискретному изменению электрической и тепловой мощности ТЭЦ.

Если условно принять, что удельные ка­питальные затраты на сооружение ТЭЦ по­стоянны независимо от числа устанавливае­мых турбоагрегатов, то характеристика II может быть построена путем простого уд­воения абсцисс характеристики / при одних и тех же ординатах.

Расчетная тепловая нагрузка ТЭЦ, при которой экономически целесообразен ввод в работу нового турбоагрегата при развитии тепловой нагрузки района, определяется пересечением двух смежных характери­стик. В данном случае ввод в работу второ­го турбоагрегата целесообразен при Q'₂. При этой тепловой нагрузке и работе одно­го турбоагрегата коэффициент теплофика­ции ТЭЦ а_т = 0,44. После ввода в работу второго турбоагрегата коэффициент тепло­фикации возрастает вдвое и составляет 0,88. Дальнейшее увеличение присоединен­ной тепловой нагрузки приводит к умень­шению коэффициента теплофикации.

Оптимальный коэффициент теплофика­ции зависит в основном от технического со­вершенства оборудования ТЭЦ, КЭС и ко­тельных, удельных капиталовложений в их сооружение, вида и стоимости сжигаемого топлива.

Как показывают проведенные исследо­вания, при работе КЭС, ТЭЦ и котельных на органическом топливе примерно одина­ковой стоимости и при современных типо­размерах теплофикационных турбин опти­мальное значение а_т при первой формули­ровке задачи лежит обычно в пределах 0,35—0,7. Нижний предел относится к усло­виям, когда начальные параметры ТЭЦ су­щественно ниже, чем на КЭС, работающих в той же энергетической системе. Верхний предел относится к одинаковым начальным параметрам ТЭЦ и КЭС.

В том случае, когда ТЭЦ и КЭС работа­ют на разных видах топлива, причем ТЭЦ на более дорогом топливе, а КЭС на более дешевом, оптимальное значение а_т снижа­ется. Для ориентировочного определения а °^пт при первой формулировке задачи мо­жет быть использован метод, предложен­ный Б.В. Сазановым [90], Идея метода за­ключается в том, что при оптимальном ко­эффициенте теплофикации производная прироста удельной экономии годовых рас­четных затрат по приросту электрической мощности ТЭЦ равна нулю:

ЦДз_э/сЬУ = 0. (13.83)

В данном случае Дз_э в отличие от Дз_т представляет собой удельную экономию го­довых расчетных затрат на единицу элек­трической мощности ТЭЦ.

При замене бесконечно малых величин конечными, что значительно удобнее для практических расчетов, условие экстре­мума можно сформулировать следующим образом: при оптимальном коэффициенте теплофикации прирост годовой стоимости сэкономленного топлива на единицу увели­чения электрической мощности ТЭЦ равен приросту постоянных затрат, вызванных указанным увеличением электрической мощности ТЭЦ.

Это условие может быть записано так:

К*к" *>_т.м -(^.т - - «т.м^топл =

= ДЛ(£_Л+П, (13.84)

где b*, Ь^_г, — удельные расходы ус­ловного топлива на выработку электриче­ской энергии соответственно комбиниро­ванным методом на ТЭЦ, конденсаци­онным на ТЭЦ, на КЭС, кг/(кВт • ч) [см. (1.38)]; л_тм — годовое число часов ра­боты турбины с максимальной тепловой мощностью теплофикационных отборов, или, что то же, годовое число часов работы пиковой котельной, ч/год; п — годовое чис- 422 ло часов использования максимума уста­новленной электрической мощности ТЭЦ, ч/год; //_топл — иена топлива, руб/т (в услов­ном исполнении); Д£ — дополнительные удельные капитальные вложения в энерго­генерирующие установки на ТЭЦ и в тепло­вые сети по сравнению с раздельным вари­антом энергоснабжения, руб/кВт; Е_пн f — коэффициент эффективности капитальных затрат и доля ежегодных отчислений на амортизацию, текущий ремонт и прочие расходы.

Из (13.84) следует

М _^Z>k.t^Z>k

Л /ОПТ Д^Э Д^Э ^К.Т

Чем больше (л_тм/л)_опт, тем меньше при прочих условиях а°^пт.

По найденному значению л°‘^^т и за­данному годовому графику продолжитель­ности тепловой нагрузки находится опти­мальная тепловая нагрузка отборов турбин 0'°^. Например (см. рис. 4.34, а), по значе­нию «_тм , равному отрезку г/, легко найти

Q _отб, равному отрезку or.

На основе найденного по экономиче­ской характеристике или аналитическим методом значения а °^пт при первой форму­лировке задачи может быть определена так­же оптимальная удельная электрическая мощность ТЭЦ, отнесенная к единице при­соединенной тепловой нагрузки

= vcc_T э_т, (13.86)

где э_т — удельная комбинированная выра­ботка электрической энергии [см. (1.7)]; V — коэффициент, учитывающий так назы­ваемую привязанную конденсационную мощность; N является электрической мощ­ностью ТЭЦ, МВт на 1 МДж/с присоеди­ненной к ТЭЦ тепловой нагрузки, т.е. сум-