Технико–экономическая эффективность МТ определена по критериям: интегральный эффект (чистый дисконтированный доход), индекс доходности, внутренняя норма доходности и срок окупаемости капиталовложений. Интегральный эффект рассчитан по выражению:
(2)
где 
, 
, 
– соответственно тарифы на электрическую, тепловую энергию и топливо, руб/кВт*ч, руб/ГДж, руб/кг; 
, 
– соответственно количество отпускаемой электрической и тепловой энергии, кВт*ч/год, ГДж/год; 
– расход топлива на МТ, кг/год; 
- расход топлива на один пуск ГТУ, кг; n – количество пусков ГТУ за год; 
– условно - постоянные затраты (амортизация, ремонты, оплата труда) на МТ, руб/год; н – коэффициент, учитывающий налоги; Е – норма дисконта; 
– капиталовложения в МТ, руб; Зн, Зос – дисконтированные затраты на обеспечение заданного уровня надежности энергоснабжения, сокращение и оплату вредных выбросов, руб; Т – срок службы МТ, год.
Переменный характер электрических и тепловых нагрузок, как в течение суток, так и в годовом периоде, изменение температуры наружного воздуха оказывают существенное влияние на показатели энергетического оборудования МТ. Для газотурбинной установки изменяются степень повышения давления воздуха в компрессоре, температуры рабочего тела, расход топлива, оказывая влияние на электрический КПД установки, количество утилизируемой теплоты. Расчет параметров термодинамического цикла ГТУ на переменном режиме выполнен с учетом характеристики совместной работы компрессора и газовой турбины. Количественные показатели работы малой ТЭЦ за годовой период работы рассчитывались путем разбиения графиков энергопотребления на отдельные интервалы в течение суток и по температуре наружного воздуха за годовой период. При работе по тепловому и электрическому графикам нагрузки годовая выработка электроэнергии, теплоты, расход топлива рассчитываются по выражениям:
тепловой график работы МТ 
; (3)
электрический график работы МТ 
, (4)
где Хi – расходная характеристика установки на i-м режиме работы при заданной величине тепловой нагрузки и температуры наружного воздуха; 
– продолжительность i-го режима, ч/год; Хi j – расходная характеристика установки на i-м режиме по тепловому и j-м – по электрическому графикам нагрузки; 
– продолжительность i-го режима по тепловому и j-го – по электрическому графикам нагрузки; n, m – количество рассматриваемых режимов.
Обеспечение заданного уровня надежности энергоснабжения требует учета дополнительных эксплуатационных и капитальных затрат в резервные установки. Эти затраты рассчитаны по следующим зависимостям, руб:
(5)
(6)
где 
– коэффициенты обеспечения заданного отпуска электрической и тепловой энергией основным оборудованием ТЭЦ; 
– удельные расходы топлива резервными установками на отпуск тепловой и электрической энергии, кг/(кВт*ч), кг/ГДж; 
– стоимость топлива, сжигаемого резервными установками, руб/кг; Зрем, Зпуск – затраты на проведение аварийно-восстановительных работ и пуски–остановы основного оборудования, руб/год; ррез – коэффициент, учитывающий отчисления от капиталовложений на амортизацию, ремонт, заработную плату и прочие расходы резервной установки, 1/год; u – коэффициент резерва электрической мощности в системе; 
- удельные капиталовложения в резервные установки по выработке электрической и тепловой мощности, руб/кВт; Qрез – тепловая мощность резервных котлов, МВт.
Затраты, связанные с уменьшением вредных выбросов и компенсацией негативных последствий от загрязнения окружающей среды (при условии обеспечения предельно допустимых выбросов), рассчитаны по выражению, руб:
, (7)
где Зос, t,l – затраты на подавление в t-й год l-го выброса, руб/год; Вит – годовой расход натурального топлива источником теплоснабжения, м3/год (кг/год); Vит – суммарный удельный объем продуктов сгорания, м3/м3 (м3/кг); nt, l – плата в t-й год за выброс l-го ингредиента, руб/кг; Ct, l – концентрация в t-й год вредного ингредиента l в продуктах сгорания, мг/м3.
Расчеты изменения относительной экономии топлива в зависимости от температуры наружного воздуха, количества устанавливаемых на МТ ГТУ по тепловому графику работы выполнены на примере двух ГТУ НК – 14Э и ГТУ – 6,5. В расчетах принято: КПД котельной – 0,93, КПД тепловых сетей – 0,98, электрический КПД КЭС – 0,36, КПД электрических сетей – 0,92. Количество устанавливаемых агрегатов варьировалось в пределах 1÷4.
Влияние температуры наружного воздуха в отопительный период на величину достигаемой относительной экономии топлива показано на рис.1. Снижение 
для 2-4 агрегатов вызвано потерями теплоты из-за выпуска части продуктов сгорания без утилизации. С целью минимизации указанных потерь и увеличения возможно последовательное отключение агрегатов по мере снижения тепловой нагрузки. На рис.1 моменты включения (отключения) агрегатов показаны точками а, б и в. В этом случае для НК-14Э – 21,5-22,5 %, для ГТД-6,5 – 26-30%.
Изменение годовой относительной экономии топлива от количества ГТУ на малой ТЭЦ показано на рис.2. Здесь рассмотрены три варианта работы энергоагрегатов: 1 – при работе всех установленных ГТУ; 2 – работе в неотопительный период одного агрегата; 3 – последовательном отключе-
нии агрегатов по мере снижения тепловой нагрузки. Наибольшая экономия топлива получается при установке на малой ТЭЦ 2–3 ГТУ в условиях последовательного их отключения по мере снижения теплопотребления и сохранения в работе в неотопительный период одного агрегата с максимальной утилизацией продуктов сгорания (варианты 2, 3). Для НК-14Э относительная экономия топлива в этих условиях составляет 23-26 %, для ГТУ-6,5 – 28-31 %.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4
|
