Оценка эффективности работы ТЭС
Реферат выполнил: студент группы ТЭ-62 Звонарев Л.А.
Новосибирск, 2010
Новосибирский государственный технический университет
Введение
Оценкатехнико-экономической эффективности энергоблоков ТЭС и выбор наивыгоднейшеговарианта является одним из необходимых этапов технико-экономическогообоснования проекта ТЭС.
Проектирование(и даже модернизация) ТЭС в новых экономических условиях, с новыми экологическиперспективными технологиями, с современным технологическим профилем, сосложными взаимосвязями в топливно-экономическом комплексе является процессом, учитывающимвсю совокупность влияющих системных факторов. В этих условиях обоснованиенаивыгоднейшего технологического решения (варианта) имеет решающее значение.
Оценка эффективности работы ТЭС
Впрактике проектирования тепловых электростанций и при проектировании агрегатови теплообменных аппаратов тепловых электростанций (ТЭС) приходится сравниватьварианты решения технических задач, характеризующиеся различными капитальнымизатратами и последующими издержками. Это относится, в частности, к выборуначальных параметров пара, типа и мощности агрегатов, температуры питательнойводы, недогрева воды в поверхностных регенеративных подогревателях, количестваотборов на регенерацию и к решению многих других вопросов. Цельтехнико-экономических расчетов—выбор наиболее экономичного варианта.
Экономичностьварианта должна оцениваться с учетом как первоначальных капитальных вложений, таки текущих затрат. Поэтому для сравнительно стоимостной оценки вариантов внастоящее время пользуются методом срока окупаемости, соизмеряющим капиталовложенияс будущими издержками производства (себестоимостью продукции).
Приоценке сравнительной экономичности вариантов каждый из них должен быть выбранисходя из условия его наибольшей экономичности. Сравниваемые варианты следуетсопоставлять при одинаковых ценах, энергетическом эффекте (одинаковой выработкеэлектроэнергии, одинаковом отпуске теплоты), при равной надежности, приодинаковых санитарно-гигиенических условиях и при оптимальном использованииагрегатов. При сопоставлении вариантов обычно пользуются понятием годовыхрасчетных (приведенных) затрат, руб/год,
/>,
где/>= 0, 12год-1 —нормативныйкоэффициент эффективности дополнительных капиталовложений, год-1; />нормативный срок окупаемости (дляэнергетики 8 лет); /> исоответсвенно капиталовложения, руб., и годовые издержки производства(эксплуатационные расходы), руб/год. Лучшим считается вариант, для которогогодовые расчетные затраты минимальны.[1]
Притехнико-экономическом сравнении вариантов по методу срока окупаемости можно нерассматривать капиталовложения в узлы, стоимость которых сохраняется неизменнойв сравниваемых вариантах. Можно также не учитывать неизменные составляющиеиздержек производства. Прием исключения одинаковых затрат, сокращающийвычисления, широко используется на практике.[1]
Применительнок экономическим расчетам в энергетике следует кратко остановиться наопределении капиталовложений и годовых издержек производства для ТЭС. Полнаястоимость строительства ТЭС Кскладывается из стоимости строительных работ, монтажа(40-45%) и установленного оборудования. В составе капиталовложений должныучитываться: стоимость основного проектируемого объекта, оборотные фонды(запасы топлива, материалов) и, иногда, смежные капиталовложения для отраслей, продукциякоторых вносит значительный вклад в капиталовложения или себестоимостьэлектроэнергии. Для энергетики смежные капиталовложения, как правило, надоучитывать в топливодобывающей промышленности и при транспорте топлива. Есликапитальные затраты в вариантах осуществляются в разные сроки, их следуетсравнивать по капиталовложениям, приведенным к моменту сравнения по формулампростых или сложных процентов.
Годовыеиздержки на отпуск электроэнергии, руб/год, определяются по формуле:
И=10-2∙сэ∙Эо=10-2∙сэ∙Ny∙τy∙(1-эсн).
Здесьсэ—себестоимость отпущенной электроэнергии за годовой период, коп/(кВт∙ч);Эо=Эгод(1-эсн)—годовой отпуск электроэнергии, кВт∙ч/год; Эгод—годоваявыработка электроэнергии, кВт∙ч/год. Себестоимость электроэнергии можновыразить следующим образом:
сэ=сэт+(аk+eП)/τy,
гдесэт=byЦт—топливная составляющая себестоимости электроэнергии, равнаяпроизведению удельного расхода by на цену 1 кг условного топлива Цт; а и е—постоянные коэффициенты, характеризующие нормы амортизационных отчислений, текущихремонтов и зарплаты; k=K/Ny—удельные капиталовложения или стоимость 1 кВтустановленной мощности, составляющая 0, 7—4 руб/кВт; П—штатный коэффициент, характеризующийчисленность обслуживающего персонала станции, чел/МВт.[1]
Удельныекапиталовложения уменьшаются с повышением мощности блоков и с увеличением ихчисла, зависят от вида топлива, а также от местных условий, т.е. системыводоснабжения, топливного хозяйства, очистки дымовых газов, особенностейплощадки электростанции и др.
Себестоимостьотпущенной электроэнергии в итоге составляется из затрат на топливо сэ.т, амортизационныхотчислений на капитальные вложения са, включающих стоимость капитальногоремонта, модернизации оборудования и сооружений электростанций, а также прочихэксплуатационных расходов се, определяемых стоимостью текущего ремонта, зарплатойперсонала и разными расходами (смазочные, обтирочные и другие материалы, транспорти т.д.).
Затратына топливо следует вычислять по действующим ценам с учетом особенностей ихустановления. Цены должны базироваться на общественно необходимых затратах, новместе с тем должны отражать экономически обоснованные стоимостные соотношенияаналогичных и взаимозаменяемых видов продукции. Если, например, цены наразличные виды топлива устанавливать только на базе затрат по их добыче, тоцены на газ и мазут (на тонну условного) топлива оказались бы в несколько разниже, чем на уголь. В этих условиях стремились бы использовать наиболее дешевоетопливо, отказываясь от угля. Это учтено в ценах на топливо, и цены на газ имазут установлены на уровне ценна уголь. Поэтому в цене на уголь прибыльсоставляет 9% себестоимости, а на газ около 50%. Кроме ого, цена на газвключает рентные платежи и налог с оборота. Цены, установленные вышеобщественных затрат реализуют чистый доход, перераспределяемый между отраслямии производствами.[2]
Втехнико-экономических расчетах приходится пользоваться понятием замыкающих затрат.Основной составляющей ежегодных издержек по производству электроэнергии на ТЭСявляется затрата на топливо. Разницу в расходах топлива в сравниваемыхвариантах учитывают замыкающими затратами на дополнительно потребляемоетопливо.[2]
ПосколькуКЭС выступает в качестве замещающей установки практически во всех экономическихрасчетах, приходится определять затраты на топливо. В условиях единоготопливно-энергетического хозяйства нашей страны ограниченность размероввозможной добычи наиболее экономичных топлив приводит к тому, что изменениерасхода топлива на любом участке народного хозяйства в конечном счетесказывается на масштабах добычи топлива тех месторождений, которые вовлекаютсяв топливно-энергетический баланс в последнюю очередь, т.е. замыкают его. Каждыйэкономический район страны характеризуется своим видом (или двумя видами)дополнительно вовлекаемого топлива.[2]
Посколькуизменение расхода топлива, вызываемое осуществлением того или иного варианта, приводитк изменению объема добычи и транспорта замыкающего топлива, втехнико-экономических расчетах разность в расходе топлива оценивается поприведенным затратам на замыкающее топливо.
Впоследнее время наряду с приведенными затратами по замыкающему топливу вэнергоэкономических расчетах начинает применяться экономический показательзамыкающих затрат на топливо, который характеризует приведенные затраты потопливно-энергетическому хозяйству в целом, необходимые для увеличения размеровпотребления на одну массовую единицу топлива данного вида в определенном районена данном расчетном уровне.[1]
Нарядус показателем замыкающих затрат на топливо в технико-экономических расчетахиспользуются также показатели замыкающих затрат на электроэнергию и тепло, которыев совокупности составляют систему взаимосвязанных удельных экономическихпоказателей, характеризующих приведенные затраты по всему народному хозяйствуна обеспечение дополнительной потребности в различных видах топлива и энергиипо районам страны в разные интервалы времени.
Замыкающиезатраты на электроэнергию определяются по результатам оптимизации развитияобъединенных энергосистем и включают топливную составляющую, оцененную позамыкающим затратам на топливо, условно постоянные затраты от капиталовложений(по «замыкающим» электростанциям—наиболее совершенным КЭС) и затраты нараспределение электроэнергии, зависящие от размещения потребителей.[1]
Показательзамыкающих затрат на тепловую энергию имеет локальный характер и формируется позамыкающим затратам на топливо и по собственным затратам соответствующихтеплоснабжающих установок.
Капиталовложениядля ТЭС можно разделить условно:
наобщестанционные(водоснабжение, топливное, масляное, зольное и транспортное хозяйство, связь, инженерныесети, мастерские, лаборатории, складские, административные и временныесооружения);
наоборудование главного корпуса (турбоагрегаты и котлоагрегаты со вспомогательнымоборудованием и трубопроводами, здание главного корпуса);
наобщее оборудование главного корпуса (грузоподъемные механизмы, устройствапромывки котлоагрегатов, часть здания главного корпуса, включающая монтажныеплощадки, химводоочистка);
наосновную электрическую часть ТЭС (повышающие трансформаторы, главноеэлектрическое распределительное устройство).[1]
ДляКЭС с блоками К-300-240 стоимость общестационарной части составляет 40% (в томчисле техническое водоснабжение 12% и топливное хозяйство 4%); стоимостьоборудования главного корпуса 52 % и общего оборудования главного корпуса 4, 5%,а основной электрической части 7%.[1]
Общаястоимость теплотехнического оборудования пылеугольного энергоблока на 23, 5 МПаи 565/565оС распределяется примерно так: теплотехническое оборудование 65-70%, электротехническое10%, строительная часть, включая теплоизоляцию и обмуровку, 20-25%, котел 35%, вспомогательноеоборудование котельной установки 10%, турбоагрегат с конденсатором, регенеративнойсистемой, масляным хозяйством, трубопроводами 25%, питательные насосы, деаэраторы,обессоливание конденсата 6%, трубопроводы включаяпускосбросныередукционно-охладительные установки (РОУ) и быстродействующиередукционно-охладительные установки (БРОУ), 12%, автоматика иконтрольно-измерительные приборы 12%.[1]
Припроектировании централизованного теплоснабжения городов приходится решатьвопрос об эффективности сооружения ТЭЦ. В этом случае вариант теплоснабжения отТЭЦ сопоставляется на основе технико-экономических расчетов с вариантомраздельного снабжения района тепловой и электрической энергией от районнойкотельной и КЭС (так называемой «раздельной установкой»). Выполненные в Сибирскомотделении АН СССР расчеты показали, что при отопительной нагрузке района менее40-110 МВт экономически целесообразна раздельная установка; при нагрузке выше85-170 МВт преимущество на стороне комбинированной установки типа П, а принагрузках выше 250-450 МВт предпочтительны КО-установки. Верхние значенияотносятся дешевому, а нижние—к дорогому топливу.[1]
Заключение
Вданной работе были рассмотрены технико-экономические показатели, которыеследует учитывать при сравнении экономичности вариантов проектирования ТЭС. Список литературы
ЕлизаровД.П., Теплоэнергетические установки электростанций: Учебник для вузов.—2-е изд.,перераб. и доп.—М.: Энергоиздат, 1982. —264с.
РыжкинВ. Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В. Я.Гиршфельда. —3-е изд., перераб. и доп. —М.: Энергоатомиздат, 1987. —328с.