Партнерский проект с компанией Руспроектэксперт

Тел.: 8-495-771-14-07

Проектирование


МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ

Определение годового расхода тепла и топлива. Расход тепла на ТЭЦ в i-м году равен, ГДж (Гкал):




При определении ДКэц (1) по выражению (2-47) учитываются следующие условия: при вводе в году или раньше первого энергетического, парового или водогрейного котла, первой турбины соответственно принимаются в t-м году равными нулю.

Как видно из (2-47), при определении капиталовложений на ТЭЦ принято, что в каждом году учитываются лишь капиталовложения в объекты, введенные в данном году в нормальную эксплуатацию. Таким образом, предполагается, что капиталовложения по каждому объекту приведены к году его сдачи в эксплуатацию с учетом разновременности затрат. Полный объем капиталовложений по всем введенным в эксплуатацию к t-му году объектам ТЭЦ составит, руб.:



Разработанная методика позволяет учитывать особенности, характерные для разных типов теплофикационных турбин. Так, при установке на ТЭЦ турбин с противодавлением определяется в каждом году расчетного периода их располагаемая мощность, которая «жестко» зависит от технологической тепловой нагрузки. Для компенсации снижения их располагаемой мощности предусматривается ввод дублирующей мощности в электроэнергетической системе. Методика реализована в машинной программе, составленной на языке АЛГОЛ-60 для проведения расчетов с помощью ЭВМ. Блок-схема программы представлена на рис. 2-10.

Пример. Определить для условий Центра европейской части СССР оптимальный состав и сроки ввода основного оборудования ТЭЦ при следующих исходных данных: отопительно-бытовая нагрузка изменяется но годам десятилетнего периода от 1200(280) до 4200 (1000) ГДж/ч (Гкал/ч) (среднегодовой коэффициент прироста 15%); доля нагрузки горячего водоснабжения в суммарном часовом отпуске тепла от ТЭЦ 0,2; замыкающие затраты на топливо для энергетических kot.ioib (уголь) 22 руб/т и для пиковых котлов (газ)—24 руб/т (на т условного топлива), на электроэнергию — 12 руб/МВт-ч (при годовом числе часов использования электрической мощности (6000—7000); теплофикационные турбины Т-175-130 и Т-100-130; энергетические котлы производительностью 420 т/ч и водогрейные котлы мощностью 750 ГДж/ч (180 Гкал/ч).



Результаты расчетов, выполненных по нормативным данным проектных организаций, приведены на рис. 2-41 и в табл. 2-3. Построения рис. 2-11 иллюстрируют характер отклонения приведенных затрат на ТЭЦ от оптимума (АЗ) в зависимости от числа турбин типов Т-175-130 и Т-100-130. Из этих построений видно, что оптимальным является установка на ТЭЦ двух турбин Т-175-130. Перерасход суммарных приведенных затрат в ТЭЦ в случае установки турбин Т-100-130 (при оптимальном их числе) составляет около 2%.

Ввод по годам расчетного периода основного оборудования для оптимального и близких к нему вариантов развития ТЭ1Д показан в табл. 2-3. Из приведенных данных следует, что при оптимальном решении первая турбина должна вводиться в начале расчетного периода, а вторая — в шестом году, когда тепловая нагрузка достигает около 2500 ГДж/ч (600 Гкал/ч), т. е. имеет место рассредоточенный ввод турбин Т-175-130. Однако варианты их сосредоточенного ввода от оптимального отличаются незначительно (Д3<1%). Если учесть некоторые преимущества этих вариантов с точки зрения организации строительства ТЭЦ (сокращение периода строительства, достигаемое при этом лучшее использование строительной базы и механизмов), то не исключено, что при конкретном проектировании ТЭЦ 2ХТ-175-130 предпочтение может быть отдано вариантам с концентрированным вводом турбин и первоочередным пуском на площадке ТЭЦ или отдельной площадке котельной, которая после установки турбин может быть переведена на работу в пиковом режиме.

Хрилев Л. С., Смирнов И. А./Оптимизация систем теплофикации и централизованного теплоснабжения/Под ред. Е. Я. Соколова.— М.: Энергия, 1978.

Экспертиза

на главную