ПОКАЗАТЕЛИ ОБЩЕЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ТЭС

ПОКАЗАТЕЛИ ОБЩЕЙ
ЭКОНОМИЧНОСТИ ТЭС
Общая экономичность ТЭС характеризуется:
1.
Капитальными затратами на сооружение ТЭС
(удельные капитальные затраты);
2.
Себестоимостью электрической и тепловой
энергии;
3.
Приведенными затратами.
1
1. Удельные капитальные затраты
вычисляются как отношение полных затрат на сооружение
ТЭС К3, руб., к установленной электрической мощности
ТЭС Nэ, кВт:
Куд = Кз/Nэ , руб/кВт,
и называются удельной стоимостью 1 кВт
установленной мощности
Удельная стоимость 1 кВт установленной
мощности
Куд
зависит от:
 типа электростанции,
 параметров рабочего тела,

типа теплоносителя и его параметров,

электрической мощности ТЭС и единичной мощности
составляющего ее основного оборудования
(котлоагрегата, турбоэлектрогенератора и т.п.).
Зависимость удельных капитальных затрат от
мощности электростанции
1 - блочные
электростанции с
турбинами К-300-240;
2 - то же с турбинами
К-500-240;
3 - то же с турбинами
К-800-240;
4 - то же с турбинами
К-1200-240
Удельные затраты на различные виды
электрогенерирующего оборудования в мире 2000–
2010 гг , долл. США/кВт
АЭС
ГТУ, дизельные электростанции
Комбинированный цикл (ПГУ)
ТЭС
Усовершенствованные ТЭС
Котлы с циркулирующим
кипящим слоем под давлением
ГЭС большой мощности
ГЭС малой мощности
Приливные электростанции
Волновые установки берегового типа
Геотермальные ТЭС обычного типа
Геотермальные ТЭС бинарного типа
Ветровые электростанции берегового типа
Солнечные электростанции (СЭС)
Установки на биомассе
Когенерационные установки
1500–2500
325
535
1150–1470
1350–1600
1340–1370
1840–2760
1150–3450
1840–3680
4800
1150–1720
1440–1720
1200
3220
1700–2760
400–800
2. Удельная себестоимость электрической или
тепловой энергии
вычисляется как отношение издержек производства С,
руб., за определенный период времени к количеству
произведенной за этот период электрической Э, кВт · ч,
или тепловой Q, кДж, энергий:
сэ = Сэ/Э
и
ст = Ст/Q
Составляющие полных затрат на производство
электроэнергии Сэ
Сэ = Стопл + Скап + Сэкспл
Стопл - стоимость топлива
Скап - затраты, связанные с амортизацией, ремонтами,
модернизацией оборудования и т.п.;
Сэкспл - эксплуатационные расходы
(оплата труда персонала, налоги, отчисления на социальное
страхование, затраты на расходные материалы, услуги
производственных подразделений, обеспечивающих эксплуатацию и
другие общестанционные расходы)
Составляющие удельной себестоимости
сэ = Сэ/Э =
=Стопл/Э + Скап/Э + Сэкспл/Э =
=стопл + ск + сэкспл
Себестоимость отпуска электроэнергии в
мире, цент/(кВт·ч)
Угольная ТЭС
2,4–3,3
Парогазовая установка (ПГУ)
на природном газе
1,6–2,55
АЭС с реакторами ВВЭР-1000
1,8–3,24
Когенерационные установки
1,2–2,8
Значения удельной себестоимости
электроэнергии сэ (или теплоты ст) зависят
от
количества электроэнергии или теплоты,
произведенных на электростанции при
рассматриваемом уровне затрат.
Коэффициент использования установленной
мощности
Показателем интенсивности работы электростанции
является коэффициент использования
установленной мощности (КИУМ), который чаще
всего исчисляется за год, %:
КИУМ = 100·Эгод/(Nустгод), %
Коэффициент использования установленной
мощности
КИУМ = 100·Эгод/(Nуст  год) =
= 100· Эгод/Эгод.уст =
= 100· Nср/Nуст, %
КИУМ атомных электростанций
Годовое число часов использования
установленной мощности электростанции
уст =Эгод/Nуст
= Ncpгод/Nуст=
= КИУМ·год.
=
Классификация электростанций по
продолжительности использования установленной
мощности в течение года
•1) при уст до 1500 ч – пиковый режим работы
•2) при 3000 ч < уст < 4000 ч – полупиковый режим работы
•3) при уст > 5000 ч работы – базовый режим работы
РАСХОДЫ ПАРА, ТЕПЛОТЫ
И ТОПЛИВА НА КЭС
Принципиальная схема КЭС
2
3
1
4
5
1 - паровой котел;
2 - паровая турбина;
3 - электрогенератор;
4 - конденсатор ;
5 - конденсатный насос
Процесс расширения пара в турбине КЭС в
h-s диаграмме
p0
h0
t0
H0
Hi
h
pк
hкt
hк
s
Расходы пара
Расход пара на турбину:
 кг 
D0  DК   DОТБ i ,  
с
 кг 
DК ,   - расход пара в конденсатор
с
 кг 
 DОТБ i ,  с 
- расходы пара в отборы
турбины
Расходы пара
Расход пара на турбину (отборов нет):
 кг 
D0 
,  
H i  М  Г  с 
NЭ
QТР
hПe  f  PПe , tПe 
DПе
h0  f  P0 , t0 
D0
DУт
DПР
hПР  f  PБАР 
PБАР  1,2  P0
DПВ
hПВ  f  PПВ , tПВ 
Расходы пара
Расход перегретого пара на выходе из котла:
 кг 
DПe  D0  DУт ,  
с
Расход питательной воды на входе в котел:
DПВ
 кг 
 DПе  DПР ,  
с
РАСХОДЫ ТЕПЛА
QПе
QСТ
QТУ
QКА
QТР
24
РАСХОДЫ ТЕПЛА
Тепло сгоревшего топлива на станции (блоке):
QСТ  QБЛ
 кг кДж   кДж 
 BQ ,  

  кВт


 с кг   с 
Р
Н
Тепло, воспринятое рабочим телом в котле
(тепло перегретого пара):
QПe  QСТ КА ,  кВт
QПe  QСТ  QКА ,  кВт
25
РАСХОДЫ ТЕПЛА
6
QКА   Qi ,  кВт
- потери тепла в котле
2
QПe  D0   hПe  hПВ   DПР   hПР  hПВ  ,  кВт
26
РАСХОДЫ ТЕПЛА
Тепло рабочего тела (перегретого пара),
поступившее в турбоустановку:
QТУ  D0   h0  hПВ  ,  кВт
Потери тепла при его транспортировке от
котла до турбины:
QТР  QПe  QТУ ,  кВт
27
РАСХОДЫ ТЕПЛА
КПД транспорта тепла:
ТР
QТУ

QПe
28
РАСХОД ТОПЛИВА
Расход топлива:
QСТ
QПe
 кг 
B Р  Р
, 
QН QН  КА  с 
29
ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ
ЭКОНОМИЧНОСТИ КЭС
ТЕПЛОВАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ КЭС
характеризуется:
КПД
 удельным расходом теплоты
 удельным расходом пара
 удельным расходом топлива

31
Схема простейшей идеальной
паротурбинной установки
p0,t0,h0
3
2
Lт
4
q1
рпв,hпв
pк,hк
q2
t2в
5
рк,h’к
t1в
1
Lн
6
Цикл простейшей идеальной
паротурбинной установки
T
d
T0
K
b
T0s
Tпв
Tкs
c
a
f
1
e
2
s
ТЕРМИЧЕСКИЙ КПД
С помощью термического КПД оценивается
эффективность идеального цикла
t
H 0  h0  hкt
H Н  hпв  hк
q0  h0  hпв

H0  H Н 

q0
располагаемый теплоперепад турбоустановки
работа сжатия в насосе
тепло, подводимое к рабочему телу в котле
ОТНОСИТЕЛЬНЫЙ ВНУТРЕННИЙ КПД
С помощью относительного внутреннего
КПД оценивается эффективность реальной
турбины с учетом внутренних потерь в ней
Hi
oi 
H0
H i  h0  hк
действительный теплоперепад турбоустановки
АБСОЛЮТНЫЙ ВНУТРЕННИЙ КПД
С помощью абсолютного внутреннего КПД
оценивается эффективность реальной
установки с учетом внутренних потерь в
турбине
Hi
i 
0i t
q0
АБСОЛЮТНЫЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ КПД
(КПД ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ)
С помощью абсолютного электрического КПД
оценивается эффективность ПТУ с учетом
потерь в турбине и генераторе электрического
тока
э
Э   0i  t  М  Г
q0
Характерные значения КПД
современных турбоагрегатов

0i относит. внутренний 85 – 90 %

 М механический 98 – 99 %

 Г генератора
97 – 98 % (при воздуш. охлаждении)
98 – 99 % (при водор. охлаждении)
КПД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (БЛОКА)
С помощью КПД электростанции (блока)
оценивается эффективность всего процесса
преобразования энергии топлива в
электрическую энергию.
ηСТ
Nэ

Qст
РАСЧЕТ КПД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
При определении КПД ТЭС учитываются
следующие потери теплоты и энергии:

в котлоагрегате;

в трубопроводах;

в турбоустановке
СТ  э тр КА
КПД котлоагрегата
КА
QПЕ

Р
BQН
В расчетах принимают
КА  0,85  0,93
41
КПД трубопроводов
учитывает потери теплоты в трубопроводах в
окружающую среду
QТУ
 тр 
QПЕ
ηтр  0,98  0,99
КПД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Существуют два вида КПД электростанции
(блока):

КПД станции БРУТТО
КПД
станции НЕТТО
КПД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Если КПД станции (блока) не учитывает расхода
электроэнергии на собственные нужды
электростанции, то он носит название
КПД брутто («грязный»)

бр
СТ
 СТ
Расход электроэнергии на
собственные нужды электростанции

привод питательного и других насосов
(конденсатные, дренажны и др.)

общестанционные механизмы (дымососы,
вентиляторы и пр.)

электронагреватели, контрольноизмерительные приборы и аппараты (КИПиА),
приводы арматуры и т.п.
КПД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ нетто
н
ст
η
N э  N сн

Qст
  η (1  βсн )
н
ст
бр
ст
Доля электрической мощности, расходуемая на
собственные нужды станции,
Nсн
сн 
 0,05  0,10
Nэ
Удельный расход теплоты на ТЭС
В системе СИ удельный
измеряется в единицах:
расход
теплоты
кВт теплоты сгоревшего топлива кВт

1
кВт электрической мощности
кВт
бр
ст
q

1

бр
ст
Удельный расход пара на ТЭС
В системе СИ удельный расход пара измеряется
в единицах:
кг пара
кг

кВт электрической мощности кВт
D0
d0 
Nэ
Удельный расход топлива
По выработке электроэнергии
b b
бр
Э
выр
Э
B
B



бр
N э Qcт  ηст
B
1
 кг 
 р

,
бр
р
бр 

Qн  B  ηст Qн  ηст  кДж 
Удельный расход топлива
выр
Э
b
3600
 р бр ,
Qн  ηст
кг


 кВт  час 
Удельный расход топлива
По отпуску электроэнергии
нетто
Э
b
b
отп
Э
3600
 р нетто ,
Qн  ηст
кг


 кВт  час 
Условное топливо
Это некое топливо с теплотворной
способностью 7000 ккал/кг (29308 кДж/кг).
Термин вводится для сравнения между
собой по показателям тепловой
экономичности различных
электростанций.
р
р
усл
н усл
нат
н нат
B
Q
B
Q
Удельный расход условного топлива
По выработке электроэнергии
3600
3600
0,123
кг


выр
bЭ усл  р

 бр , 
бр
бр

Qн ут  ηст 29330  ηст
ηст
кВт

час


По отпуску электроэнергии
отп
Эу
b
0,123
 нетто ,
ηст
кг


 кВт  час 
Метод энергобалансов на примере КЭС
QПЕ
QТУ
N ЭВЫР
QТР ;
BQНР
ТР
6
QК   Q j ; КА 
2
QПЕ
BQНР
QТУ

QПЕ
N
N ЭОТП
NСН ; СН  ВЫР
NЭ
N ЭВЫР
QКОНД ; Э 
QТУ