
- •Введение.
- •Тема 1 : Основные производственные фонды.
- •Структура основных производственных фондов.(опф.).
- •Стоимостная оценка опф.
- •1.3. Амортизация опф.
- •1.4 Динамика капиталовложений в энергосистему и их определение.
- •Тема 2: Оборотные фонды и эксплуатационные расходы в электроэнергетике.
- •2.1. Структура оборотных средств в электроэнергетике.
- •. Показатели и пути экономического использования оборотных средств (ос).
- •2.3. Особенности формирования и способы классификации себестоимости электроэнергии.
- •2.4. Себестоимость электроэнергии на кэс.
- •2.5. Себестоимость электроэнергии на тэц.
- •2.6. Эксплуатационная экономическая характеристика тэц.
- •2.7. Энергетические характеристики теплофикационных турбоагрегатов.
- •2.8. Себестоимость электроэнергии на гэс.
- •2.9. Себестоимость на аэс.
- •2.10. Стоимость на передачу и распределение электроэнергии.
- •Тема 3: Ценообразование. Прибыль и рентабельность в энергетике.
- •3.1. Особенности ценообразования в энергетике. Понятие о прибыли и рентабельности.
- •3.2 Система тарифов на электроэнергию.
- •3.3 Учет уровня компенсации реактивной мощности в тарифах на э/э.
- •Тема 4: Основы методики технико-экономических расчетов в энергетике.
- •4.1. Требования к критерию оптимальности.
- •4.2. Метод срока окупаемости.
- •4.3. Условия соответствия локального и народно-хозяйственного оптимумов.
- •4.4. Учет фактора времени в технико-экономических расчетах.
- •4.5. Принципы формирования динамических критериев оптимальности.
- •4.6. Общая и сравнительная эффективность капвложений.
- •4.7. Методические основы определения экономической эффективности новой техники модернизации и реконструкции.
- •Тема 5: Энергетический баланс и энергетические ресурсы.
- •5.1. Основные сведения об энергоресурсах.
- •5.2.Запасы энергоресурсов мировые и в рб.
- •5.3. Энергетический баланс и основные принципы его разработки.
- •5.4. Принципы разработки энергобалансов.
- •5.5. Замыкающие затраты на топливо.
- •Тема 6: Потребление э/э и ее производство.
- •6.1. Динамика потребления э/э и ее структура.
- •6.2. Экономика потребления промышленностью.
- •6.3. Принципы формирования налоговой системы.
- •Тема 7: Экономика электростанций как основных элементов энергосистем.
- •7.1. Классификация электростанций.
- •7 .2. Экономика конденсационных электростанций и динамика их развития.
- •7.3. Показатели использования органического т-ва на кэс.
- •7.4 Определение капиталовложений в кэс.
- •7.5 Энергетические хар-ки компенсационных блоков.
- •7.6 Экономика тэц. Особенности тэц и теплофикационных агрегатов.
- •7.7. Основные показатели, используемые на тэц.
- •7 .8. Методика оценки эффективности газотурбинной надстройки.
- •7.9. Утилизация тепла отработанного пара в конденсаторе турбин.
- •7.10. Особенности экономики аэс.
- •7.11. Особенности гидроэлектростанций в энергосистеме.
- •7.12. Особенности газотурбинных станций и пгу тэц.
- •Тема 8: Экономика передачи и распределения электроэнергии.
- •8.1. Классификация электросетей.
- •37 Млн. Гкал – отпуск тепловой энергии.
- •5. Магистральных тепловых сетей ----- приблизительно 800 км.
- •8.2. Энергоэкономические характеристики лэп.
- •8.3. Выбор экономического сечения и расщепления проводов.
- •8.4. Выбор номинального напряжения электропередач.
- •8.5. Выбор оптимального числа цепей.
- •8.6. Экономическая оценка потерь энергии в электросетях.
- •8.7. Технико-экономическое сравнение передачи переменного и постоянного тока.
- •Тема 9: Основы централизации, концентрации и размещения энергетических мощностей.
- •9.1. Технико-экономическое обоснование выбора сис-м теплоснабжения в современных условиях.
- •Тема 10: Нетрадиционные источники энергии.
- •10.1. Ветроэнергетика.
- •10.2. Что несет развитие ветроэнергетики.
- •10.3. Гидроэнергетика.
- •10.3. Классификация малых гэс.
- •Тема 11: Экономика экологии энергетики.
- •11.1. Экономика энергетики.
- •11.2. Чистый дисконтированный доход (чдд - npv).
- •11.3. Внутренняя норма рентабельности, индекс доходности, срок окупаемости.
7 .8. Методика оценки эффективности газотурбинной надстройки.
КС- камера сгорания, К – компрессор, КУ – котел утилизатор, ПТ – паровая турбина.
мощ-ть, обеспечиваемая выхлопными газами из газовой турбины:
,
=0.32-0.35. Полезная мощ-ть выхлопных газов:
, где ηпп – КПД паропровода.
мощ-ть, необходимая для обеспечения номинальной работы ПТ, т.е. дополнительное сжигание т-ва в КУ (если дожигание т-ва необходимо).
дополнительная мощ-ть:
.
суммарная мощ-ть ПГУ:
.
энергия, подводимая к газовой турбине:
.
кол-во т-ва (условного), необходимое для получения необходимой мощ-ти, подводимой к газовой турбине:
, если Qн.р. =7000, то
.
удельный расход т-ва ГТУ на выработку 1 кВтч:
.
удельный расход парогазового блока на выработку 1 кВтч:
,
- удельный расход т-ва на выработку 1 кВтч паротурбинной установкой.
При газовой надстройки паровой части, экономия т-ва складывается из 2 частей:
1. эффект,
обусловленный снижением удельного
расхода т-ва с
до
.
2. ввод новой мощ-ти в энергосис-ме Nгту, с меньшим удельным расходом т-ва, чем на замещающей КЭС.
9. Принимая
потери в электросетях ΔЭэс,
полная величина экономии т-ва найдется:
.
Эффективность ПГУ, как показывает
выражение 9, зависит от числа часов
использования установленной мощ-ти.
7.9. Утилизация тепла отработанного пара в конденсаторе турбин.
Современные теплофикационные турбины позволяют на некоторых режимах полностью исключить потери тепла с охлаждающей водой, т.е. они становятся вровень с противодавленческими турбинами
Д
ля
этих целей пов-ть конденсаторов выделяют
в спец. теплофикационный пучок. Примерно
пов-ть встроенного пучка занимает около
15% от общей пов-ти конденсатора.
Теплофикационные пучки (ТП) рассчитаны
на утилизацию тепла, минимально-вентиляционного
расхода пара в конденсаторе, а так же
тепла, поступающего на теплообменники
(сальники, эжекторы). При этом расход
пара линии рециркуляции м.б. соизмерим
с расходом ДК- минимумов, в номинальном
режиме работы.
Таким образом, во встроенных пучках происходит подогрев сетевой воды, либо добавочной воды, при работе турбин по тепловому графику.
При таком режиме работы
достигается экономия тепла в цикле ТЭЦ
в размере равном:
,
где Дк
– величина минимального расхода пара
в конденсаторе,
- энтальпии отработавшего пара и его
конденсата, ΔQрец
– тепло, сбрасываемое
в конденсатор с рециркуляцией.
Использование теплофикационных пучков,
имеет недостатки: которые выявляются
в уменьшении вырабатываемой мощ-ти
цилиндром низкого давления (иногда и
ее потреблением). М.б. случай, когда
подогреваются большие потоки холодной
подпиточной воды в системе открытого
теплоснабжения. А так же при параллельном
подогреве сырой воды и сетевой воды.
Принято разделять работу теплофикационных
пучков на 3 режима:
зимний период, когда т-ра наружного воздуха, соответствует т-ре расчетной наружного воздуха.
зимне-весенний – переходный период.
осенне-зимний – период.
1. В
зимний период мощ-ть
турбины уменьшается по 2 причинам: 1. за
счет потребления мощ-ти в ступенях ЧНД,
2. за счет увеличения давления в
отопительных отборах:
.
2.
Изменение внутренней мощ-ти ЧНД м.б.
записана:
,
где ΔH – уменьшение использованного теплоперепада в ЧНД, с режима нормального вакуума на режим ухудшенного вакуума.
При переводе теплофикационных пучков на сетевую воду, т-ра последней по-высится на величину равную:
, где Gс.в. – расход сетевой воды, подаваемый в теплофикационный пучок.
4.
Уменьшение внутренней мощ-ти на потоках
пара в отопительные отборы находится:
.
Niт
– внутренняя теплофикационная мощ-ть
на исходном режиме,
- т-ра насыщения при давлениях свежего
пара и в отопительном отборе пара.
5.
Суммарное уменьшение мощ-ти турбины:
.
6. Для
возмещения мощ-ти ΔN, на замещающей КЭС,
потребуется расход т-ва равный:
,
где
=
0.32 кг.у.т./кВтч,
цента.
7. Полная
величина дополнительно используемого
в теплофикационной установке тепла на
нагрев сетевой воды составит:
8. За
счет уменьшения расхода т-ва на типовые
водогрейные котлы, определяются:
.
9. Мы
снижаем (или экономим) т0во по энергосис-ме
в целом, на величину равную:
.
1. Переходный период,
когда
,
здесь баланс тепла на турбину:
,
где
Qт т Ni – тепловая нагрузка отборов из турбин и внутренняя мощ-ть турбины.
2. При
переводе теплофикационных пучков на
сетевую воду, баланс будет иметь вид:
3.
Уменьшение расхода тепла на турбину
определяется:
.
4.
Уменьшение расхода т-ва найдется:
.
5. При
заданном суммарном нагреве сетевой
воды, принимая неизменным расход пара
в верхнем отопительном отборе, снижение
теплофикационной мощ-ти:
, где Wээ
– удельная внутренняя выработка э/э на
нижнем отборе, Qт
– кол-во тепла в нижнем отборе,
- мощ-ть на потоке пара в нижнем отборе.
6. Затраты
т-ва на замещающей КЭС:
.
7. Экономия
т-ва на энергосис-ме:
.
Расчеты показывают, что использование теплофикационных пучков в зимней период явл-ся достаточно эффективным, при этом удельная экономия 75 – 85% (относительная удельная эффектив- ность). Для переходного периода эффекты значительно снижается, и относительная эффективность составляет 25 – 35%.