Базовая ресурсная модель

Базовая ресурсная модель ТЭС приведена на рис. 10.2. В её основу положены БТМ и БСЭ, структура которого дана в табл. 10.4. Параметры БРМ необходимы в качестве исходных данных для БФЭМ, а также для уточнения БТМ и для разработки технической модели II уровня.

В модели присутствуют три группы величин:

• 1) входные — собственно ресурсы, такие как земля, груд (численность персонала или расходы на зарплату в течение года), сырье (топливо, техническая вода, масло в случае газопоршневых или дизельных электростанций), затраты на эксплуатацию (ремонт, техническое обслуживание);
• 2) объемы продаж электроэнергии, тепла (в том числе электрической, тепловой мощностей), системных услуг на рынках электроэнергии;
• 3) отходы — выбросы вредных веществ в составе газов, сбросы воды (водоотведение) — загрязненных (засоленных) стоков, ливневых стоков, в случае строительства угольных станций ЗШО (с учетом их утилизации).

Объемы ресурсов в базовых моделях определяются укрупненно с той или иной степенью приближения в зависимости от степени проработки моделей и качества исходных данных. Для применения в БФЭМ некоторые параметры БРМ могут носить не физический, а стоимостный характер, что допустимо на этапе разработки концепции. Тем не менее всегда следует стремиться рассчитать потребность в ресурсах и сырье именно в физических величинах.

Необходимая площадь земельного участка определяется в соответствии с площадью объектов-аналогов или по предварительной «посадке» на площадку основных зданий и сооружений, исходя из опыта проектировщика. Большую роль, особенно на селитебных территориях, играет фактор необходимости учета санитарно-защитной зоны, о чем уже упоминалось в § 9.3. Часто перед инжиниринговой компанией ставится задача «посадить» станцию на уже «выделенный» (или отведенный) участок, исходя из предварительных договоренностей между инвестором и региональной (муниципальной) администрацией. Бизнес-процессы и проблемы землеотвода в настоящей книге не рассматриваются, они подробно отражены, например, в [ 11 ].

Необходимая площадь определяется в зависимости не только от размеров главного корпуса станции, административно-бытового корпуса (АБК), объединенного вспомогательного корпуса (ОВК) [19], но и при наличии конденсационной части от типа применяемых градирен.

«Сухие» градирни (в которых охлаждение происходит без прямого теплообмена между водой и воздухом) всегда имеют большую площадь, чем «мокрые», в которых вода разбрызгивается в воздушных потоках и частично испаряется. Принудительная циркуляция охлаждающего воздуха увеличивает интенсивность теплообмена и приводит к сокращению размеров градирен.

На угольных станциях значительные площади занимает топливное хозяйство, включая железнодорожные подъездные пути, размораживающие устройства, вагоноопрокидыватели, транспортеры, склады угля, устройства пылеприготовления и т.п. Отдельная тематика — хранилища ЗШО, включая золоотвалы в составе гидравлической системы золошлакоудаления.

При новом строительстве на данном этапе моделирования в ряде случаев в принципе возможно применение таких укрупненных удельных показателей, как площадь земельного участка в расчете на 1 кВт установленной электрической мощности для ГТУ ТЭС, ПГУ ТЭС, угольных станций. Однако автору неизвестны представительные статистические данные по этим показателям, за исключением тех, что приведены в гл. 13 настоящей книги. Кроме того, часто инвесторы требуют выполнить первоначальный землеотвод «с запасом», в расчете на будущее расширение станции.

Пример 10.5. Площади земельных участков под строительство новых электростанций составляют:

для Адлерской ПГУ ТЭС (ТЭЦ) электрической мощностью 360 МВт — 9,89 га (0,275 м²/кВт);

для Курганской (Северной) ПГУ ТЭЦ электрической мощностью 229,5 МВт — 15,6183 га (0,679 м²/кВт);

для Ноябрьской парогазовой электростанции — ПГЭ (ПГУ ТЭЦ) электрической мощностью 124 МВт — 9 га (0,726 м²/кВт).

Потребность в трудовых ресурсах может быть определена по отраслевым нормативам, экспертным оценкам или нормативам, принятым инвестором, инжиниринговой компанией, проектной организацией. Обычно используются следующие отраслевые нормативы:

• • «Нормативы численности промышленно-производственного персонала электростанции с газотурбинными стационарными установками мощностью 12—150 МВт» (разработаны ОАО «ЦОТэнерго», утверждены: зам. председателя правления ОАО «РАО “ЕЭС России”» Я.М. Уринсоном 03.12.2004 г.);
• • «Нормативы численности промышленно-производственного персонала тепловых электростанций» (разработаны ОАО «ЦОТэнерго», утверждены зам. председателя правления ОАО «РАО “ЕЭС России”» Я.М. Уринсоном 03.12.2004 г.);
• • «Рекомендации по нормированию труда работников энергетического хозяйства^[1]» [разработаны Центром нормирования и информационных систем (ЦНИС) в жилищно-коммунальном хозяйстве (ЖКХ) при участии Российского акционерного общества «Роскоммунэнерго» и республиканского производственного объединения «Таткоммунэнерго», утверждены приказом Госстроя России от 22.03.1999 г. № 65].

При определении затрат на оплату труда учитываются средняя заработная плата в регионе и отчисления на социальные нужды (на момент написания книги — в размере 26 % фонда оплаты труда).

Пример 10.6. Рассмотрим проект штатного расписания ГТУ-ТЭЦ мощностью 25 МВт (табл. 10.5). Статус — филиал сбытовой компании. При этом используется основной методический документ «Нормативы численности промышленно-производственного персонала электростанций с газотурбинными стационарными установками мощностью 12—150 МВт».

Проект штатного расписания ГТУ-Т'ЭЦ

Таблица 10.5

Возможные пути уменьшения численности персонала состоят в следующем:

• 1) совмещение должности НСС с должностью начальника смены тепломеханического цеха (минус 5 чел.);
• 2) исключение из смены цеха АСУ ТП дежурного по КИП и А (при неисправности вызов слесарей и инженера, осуществляющего дежурство на дому) (минус 4 чел.);
• 3) сокращение числа оперативно-ремонтного персонала цехов и лаборантов на единицу по каждому цеху (минус 4 чел.);
• 4) сокращение по одному инженеру из каждого цеха (минус 4 чел.);
• 5) ликвидация группы обслуживания зданий, сооружений и инженерных систем (привлечение со стороны) (минус 2 чел.).

Таким образом, наименьшая возможная численность ТЭЦ составит 59 чел.

В БРМ учитываются только наиболее значимые составляющие сырья для производственного процесса, такие как топливо, техническая вода в основном охлаждающем цикле, в том числе и для ГТУ ТЭС, масло — при строительстве газопоршневых или дизельных электростанций.

Расчетная потребность в топливе определяется: в случае газовой станции так же, как в примере 7.1; в случае сжигания угля в соответствии с алгоритмом, приведенным в примере 7.2. На последующих этапах моделирования потребность в топливе будет скорректирована при уточнении электрического КПД и КИТ на основе УТМ и ДТМ (и соответствующих тепловых схем — принципиальной (ПТС) и развернутой (РТС)). При этом наиболее важное значение имеет максимальный часовой расход топлива, который необходим при проектировании систем топливоснабжения.

Величины, входящие в энергетические соотношения, являющиеся наиболее важными в БТМ, в различных источниках (особенно в зарубежных) могут даваться в разных единицах измерения. В табл. 10.6 приведены соотношения между внесистемными единицами и единицами для наиболее часто встречающихся случаев.

Основным потребителем технической воды на ТЭС с конденсационной частью являются конденсаторы паровых турбин. Расход охлаждающей воды для конденсации отработанного пара определяют из уравнения теплового баланса конденсатора [18]. В БТМ допустимо не учитывать поступления в конденсатор добавочной воды, дренажной воды охладителей уплотнений и эжекторов, а пар, подающийся от питательных турбонасосов (при их нали-

Таблица 10.6

Соотношения между внесистемными единицами и единицами СИ

’ Британская тепловая единица BTU (от англ. British thermal unit) — единица измерения энергии, используемая в США. В настоящее время она применяется в основном как единица мощности тепловых установок, в других сферах её заменила единица СИ джоуль; BTU определяется как количество теплоты, необходимое для того, чтобы поднять температуру 1 фунта воды на 1 °Ф. Существует несколько альтернативных определений BTU, различающихся по температуре воды, из-за чего значения BTU в разных определениях могут отличаться на 0,5 % и менее.

чии), следует учитывать в потоке конденсируемого пара самой турбины. Тогда уравнение теплового баланса будет иметь вид:

где Q_K — количество теплоты, передаваемой конденсирующимся паром охлаждающей воде, МДж; D_K и G_{0 в} — расходы конденсирующегося пара и

охлаждающей воды, т/ч; /?_к и h'_K — энтальпии отработанного пара и его конденсата; h_B| и Н_в2 — энтальпии охлаждающей воды до конденсатора и после него; с_в = 4,19 кДж/(кг' К) — удельная теплоемкость воды; Д/_в — нагрев воды в конденсаторе, °С.

Номинальный расход G_a в, м³/ч, приводится в документации для каждого типа паровой турбины. Некоторые производители (в частности, ОАО «КТЗ») дают суммарный расход охлаждающей воды в конденсаторе и маслоохладителях. Расходы воды для зимнего и летнего режимов различаются из-за разной температуры входящей охлаждающей воды и, возможно, из-за меньшей нагрузки турбин в летнее время. Однако на данной стадии следует принимать максимально возможные нагрузки оборотных систем охлаждения.

Помимо затрат технической воды на конденсацию отработанного пара турбин существуют и иные её затраты:

• • на снижение температуры охлаждающих сред генераторов и двигателей (воздуха, водорода, воды, масла);
• • на охлаждение масла турбоагрегатов и питательных турбонасосов;
• • на охлаждение подшипников вспомогательных механизмов;
• • на гидротранспортировку золы и шлака в системе гидрозолоудаления (ГЗУ) угольных ТЭС;
• • на подпитку котлов (в том числе КУ) ТЭС.

Общее потребление воды на эти цели обычно не превышает 7 % расхода технической воды на конденсацию отработанного пара [18], поэтому общую потребность в технической воде для ТЭС с конденсационной частью на этапе БТМ можно рассчитать по формуле

где п — число конденсационных агрегатов.

Однако в случае применения ГТ (ГТУ ТЭС, ПГУ ТЭС) необходимо учитывать особенности технологического процесса именно газотурбинной части. Для ПГУ приближенно можно принять в формуле (10.2) коэффициент, равный 1,1. В случае ГТУ ТЭС при разработке документации вплоть до стадии ОН расход охлаждающей воды допустимо не учитывать.

Теоретически для определения потребности в технической воде можно использовать и удельные показатели, полученные для однородных групп технологического оборудования, однако, во-первых, эти данные отсутствуют в технической литературе, а во-вторых, к ним надо относиться с осторожностью из-за большого числа вариантов набора основного оборудования и соотношений мощностей газотурбинной и паротурбинной частей. Поэтому рекомендуется каждый раз рассчитывать потребность в технической воде, исходя из данных производителей.

Пример 10.7. Согласно предложениям группы российских компаний по ПГУ мощностью 325 МВт на базе газовой турбины ГТЭ мощностью ПО МВт расход охлаждающей воды должен составить 14 850 т/ч, или 0,0457 т/(ч • кВт) [45,7 т/(ч • МВт)].

Для Курганской (Северной) ТЭЦ на один блок ПГУ мощностью ПО МВт и один котел КВГМ-100 по расчетам на стадии ОИ необходим расход 7250 м³/ч охлаждающей воды для летнего режима, или 0,0659 т/(ч • кВт) [65,9 т/(ч • МВт)].

Объемы продаж электроэнергии и тепла определяются выбранной моделью предложения, которая обсуждалась в гл. 8.

Стоки водоотведения включают в себя:

• 1) промышленно-ливневые стоки, которые сбрасываются либо неочищенными в городскую ливневую канализацию (согласно договору), либо очищенными на станции в поверхностные водоемы. Они рассчитываются по СНиП 2.04.03-85 «Канализация. Наружные сети и сооружения»;
• 2) бытовые стоки, которые рассчитываются по СНиП 2.04.01-85^[2] «Внутренний водопровод и канализация зданий»;
• 3) производственные, замасленые и засоленные стоки, которые должны очищаться в станционных очистных сооружениях, их объем определяется принятой схемой утилизации. При бессточной или малосточной технологи этот объем в БРМ принимается равным нулю.

В БРМ подлежат оценке количества выбросов загрязнителей (SO,, NO_v и СО,) в составе дымовых газов. Выбросы SO,, NO_Y, образующиеся при сжигании топлива в котлах ТЭС^[2], рассчитываются по общепринятым отраслевым методикам [20.22—20.25], вредные выбросы в дизельных агрегатах — по [20.26]. Методы расчета и измерения выбросов оксидов азота и серы при сжигании топлива в ГТУ нормируются в настоящее время РД 34.02.305-98 [20.22]. На ранних стадиях разработки моделей выбросы SO,, NO_r, г/с, можно оценить по следующим формулам [18]:

^гД^е — удельная низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, МДж/кг;

В — расход топлива, кг/с; S^p — содержание серы в расчете на рабочую массу, %; г — доля оксидов серы, не связанных с золой уноса (для углей в среднем е = 0,9, для мазута е = 0,98); р, =0,8 — коэффициент для газа и мазута, р, = 0,7-ь 1,4 — коэффициент для различных видов твердого топлива в зависимости от содержания азота в горючей массе; к = 12/9/(200 + + D_n) — коэффициент, зависящий от номинальной D_u и фактической D

нагрузок котла, т/ч; ср — коэффициент, учитывающий мероприятия но подавлению оксидов азота в топке (принимается равным 0,5—0,9).

Суммарное количество твердых частиц (летучей золы и несгоревшего топлива) М_тв, поступающих в атмосферу с дымовыми газами котлов, г/с или т, вычисляют по одной из двух формул [20.22, 18]:

или

где А^р — зольность топлива в расчете на рабочую массу, %; а_уи — доля золы, уносимой газами из котла (доля золы топлива в уносе); г|₃ — доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях, с учетом залповых выбросов; Г — содержание горючих в уносе, %; q₄ — потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива, %; Q^p — низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг; 32,68 МДж/кг — теплота сгорания углерода.

В условиях особого внимания общественности к так называемому парниковому эффекту в БРМ следует определять количество выбросов СО,, что является необходимым условием получения банковского финансирования от международных кредитных организаций. Эти выбросы можно рассчитывать по установленной методике [20.24] или при их определении пользоваться упрощенными подходами, которые широко применяются в международных популярных документах по экологии.

Наиболее часто пользуются методологией, основанной на положениях «базового подхода» и «хорошей практики инвентаризации», изложенных в «Пересмотренном руководстве по национальной инвентаризации парниковых газов 1996 г. Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК)» и «Руководстве МГЭИК по хорошей практике и управлению неопределенностью (2000 г.)». В процессе инвентаризации выбросов парниковых газов ОАО «РАО “ЕЭС России”», применив указанные подходы, разработало следующие усредненные коэффициенты эмиссии СО,, которые были одобрены в ходе независимой экспертизы Центром подготовки и реализации проектов технического содействия в области окружающей среды (ЦПРП):

Вид топлива Коэффициент эмиссии, т/т у.т

Уголь......................................................2,75

Газ.......................................................... 1,62

Мазут высокосернистый.......................2,28

Этими коэффициентами пересчета рекомендуется пользоваться при определении выбросов СО, на всех стадиях разработки предпроектной документации, включая ОИ.

Золошлаковые отходы состоят из золы, уловленной в золоулавливающих устройствах ТЭС, и шлака, выпадающего на под топочной камеры. Шлак в зависимости от типа топочного устройства может быть твердым или жидким, стекающим в шлаковую ванну в расплавленном состоянии. Эти отходы в зависимости от элементного состава подразделяют на два типа: кислые, содержащие до 15 % (по массе) оксида кальция; основные, содержащие 15 % и более оксида кальция.

Шлак из тонок с твердым шлакоудалением представляет собой спекшиеся частицы золы и включает в себя те же компоненты, что и зола. Доля шлака в золошлаковых отходах составляет около 5 % (по массе), и при оценке компонентного состава ЗШО, образующихся в топках с твердым шлакоудалением, состав отходов определяется по составу золы [20.28].

Шлак из топок с жидким шлакоудалением представляет собой однородную проплавленную массу, и содержание в нем вредных веществ определяется отдельно от компонентов золы. Доля шлака в золошлаковых отходах в зависимости от типа топочного устройства составляет 15— 40 % и уточняется в каждом конкретном случае в результате теплового расчета котла.

В состав шлаков и золы входят следующие химические соединения, определяющие их свойства: Si0₂, А1,0₃, FeO, Fe₇0₃, CaO, Na-,0, К,О, V₂0₅, сульфаты CaS0₄, MgS0₄. Содержание минеральных примесей в топливе изменяется от 1 (у древесины) до 75 % (в горючих сланцах).

Количество ЗШО можно определить с использованием такой характеристики топлива, как зольность, которая представляет собой содержание, %, негорючего (в расчете на безводную массу) остатка, который получается из минеральных примесей топлива при его полном сгорании. Зольность обозначается символом А.

Для практических целей значение зольности, определённое по аналитической пробе А^а, обычно пересчитывается на сухую А^с1 или рабочую А^р массу топлива. Для всех видов твёрдого топлива зольность — один из основных учётных, балансных и расчётных показателей в практике его добычи, переработки и потребления. В международной геологической статистике запасы углей рассчитываются только до значения зольности, равной 50 %.

В БРМ количество ЗШО определяется, исходя из расчетной массы топлива В_и, найденной в примере 7.2 , и зольности топлива в расчете на рабочую массу А^р:

Следует отметить, что содержание золы в топливе не является достаточным показателем его энергетической ценности, так как разные марки одного и того же топлива с одинаковым содержанием золы часто имеют различную теплоту сгорания.

Для сравнительной оценки количества золы используется приведенная зольность топлива, %, отнесенная к 1 МДж/кг низшей рабочей теплоты сгорания топлива, кг • %/МДж:

• [1] Применяются как методический материал в основном для энергоисточников малой мощности.
• [2] Объемы выбросов бензапирена рассчитываются согласно [20.27].
• [3] Объемы выбросов бензапирена рассчитываются согласно [20.27].