Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновация энергетики в экономике. Теория, тенденции и перспективы. Монография
.pdf
-регулировочный диапазон мощности при условии остановки аг-
регатов на ночь составляет 100%;
-высокая скорость набора и сброса нагрузки. Для набора агрега-
том полной нагрузки из остановленного состояния требуется 1-2
минуты;
-в готовом к работе состоянии агрегат не расходует энергоре-
сурс.
Эффективность использования энергоресурса гидростанциями
самая высокая, КПД ГЭС составляет 80-90%.
Для ГЭС
характерен незначительный расход электрической
энергии на собственные нужды (1-2%).
Удельные капитальные затраты в строительство ГЭС самые
большие из всех типов электростанций, работающих на традиционных энергоресурсах. Высокая капиталоёмкость гидростанций объясняется высокой стоимостью основных гидросооружений: плотин,
водоводов, здания ГЭС, судопропускных сооружений. В частности
проектная стоимость 1 кВт установленной мощности ГЭС, строительство которых
намечается в период с 2020 до 2030 года, составляет для ГЭС в ОЭС Северо-Запада 1740-2430 долл\кВт, ОЭС Северного Кавказа 1740-2080 долл\кВт, ОЭС Сибири 870-2430
долл\кВт, ОЭС Востока 1215-2430 долл\кВт [ 3].
Производство электроэнергии на ГЭС без затрат топлива, низкая
удельная численность персонала, сравнительно небольшие нормы
амортизации обеспечивают гидроэлектростанциям самую низкую
себестоимость
электроэнергии даже при условии введения в по-
следние годы водного налога для ГЭС.
Отсутствие у гидростанций вредных выбросов и сбросов в биосферу обеспечивает им сравнительно высокую экологическую чистоту, но при этом затопление огромных площадей хозяйственных
земель под водохранилища, изменяющее региональный климат,
позволяет называть ГЭС экологически чистыми с большой степе
-
нью условности.
121
8. МЕТОДИКА РАСЧ ЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ В СИСТЕМЕ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
8.1 Экономические показатели энергии в энергоснабжении
В общем случае под надежностью понимается свойство объекта
выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных
условиях функционирования.
Применительно к электроэнергетической системе под надежностью понимается способность обеспечить поставку заявленной потребителем в соответствии с договором энергоснабжения
электрической энергии (мощности), при выполнении потребителем всех договорных технических (условия присоединения к сети и торговой
системе) и коммерческих (оплата) обязательств, а также при соблюдении поставщиком установленных договором с потребителем технических условий поставки в отношении качественных и количественных показателей надежности и качества поставляемой электроэнергии (мощности).
Различают два основных состояния объекта: работоспособность
и отказ. Работоспособность – это состояние объекта, при котором
он способен выполнять заданные функции с параметрами, установленными требованиями технической документации. Отказ – нарушение работоспособности. Следствием отказа является существенный экономический ущерб.
Отказы, сопровождающиеся крупными нарушениями режима
работы объекта, приводящими к частичному или полному разруше-
, создающими опасность для жизни людей и окружающей сре-
нию
ды, называют авариями.
Надежность энергоснабжения потребителей характеризуется:
-непрерывностью энергоснабжения в любой ситуации;
-исполнением требований по количеству и качеству поставляе-
мых энергоносителей.
Совпадение во времени процессов производства, передачи и потребления энергии и, вытекающая отсюда невозможность работы на
склад, являются важнейшими особенностями
энергетической отрас-
ли.
В этих условиях надежность энергоснабжения обеспечивается
созданием в сфере генерации резервной мощности в энергосистемах
122
(а не запасом продукции, как в других отраслях), созданием запасов
топлива на тепловых электрических станциях и запасов воды в водохранилищах ГЭС и ГАЭС. Бесперебойность топливоснабжения
ТЭС и обеспечение его качественных параметров достигаются путем диверсификации источников и поставщиков энергоресурсов.
Резерв генерирующей мощности – это дополнительная генери-
рующая мощность, которая может
быть реализована за определен-
ный период времени.
Коэффициент резерва генерирующей мощности энергосистемы
определяется из следующего выражения:
К
рез
= (N
max дост
- P
max
)\ P
max,
(20)
где N
P
max дост
max
– максимально доступная мощность энергосистемы;
– максимальная нагрузка энергосистемы.
В энергосистемах создается единый диспетчерский резерв мощности, который в зависимости от функционального назначения и
маневренности группируется по назначению и степени мобильности.
Классификация резервных мощностей по маневренности
Единый диспетчерский резерв мощности рассматривается как
совокупность резервов различных назначений и подразделяется
лишь по степени маневренности.
Маневренность оборудования характеризуется
техническим минимумом нагрузки агрегата, временем пуска агрегата в эксплуатацию из холодного состояния, скоростью набора/сброса нагрузки.
По степени маневренности выделяются холодный, горячий и
вращающийся резервы мощности.
Холодным называется резерв, сосредоточенный на ТЭС в виде
потушенных парогенераторов и непрогретых турбин.
Данный вид резерва требует длительного времени для приведе-
оборудования в рабочее состояние, т.е. растопки парогенерато-
ния
ров, прогрева турбоагрегатов, набора оборотов ротора турбины до
номинальной величины 1500 или 3000 об/мин, набора нагрузки (как
правило, для ТЭС скорость набора и сброса нагрузки не должна
превышать 3-5 МВт/мин). Холодный резерв имеет самую низкую
маневренность, для его реализации требуется от 4 до 8 часов.
123
Холодный резерв сосредоточен, как правило, на низко экономичных агрегатах ТЭС, которые по причине неудовлетворительных
технико-экономических показателей не используются в графике
нагрузки в данный период.
Горячий резерв размещается на неработающих, но растопленных
парогенераторах и разогретых турбоагрегатах, на которых поддерживаются номинальные параметры. Данный вид резерва требует
дополнительного расхода топлива на
содержание агрегатов в режиме холостого хода, при этом его маневренность значительно выше
по сравнению с холодным резервом и измеряется десятками минут
или минутами.
Вращающийся резерв – это резерв в виде работающих и частично недогруженных агрегатов, на которых время загрузки до полной
мощности измеряется минутами. Это самый маневренный резерв
мощности.
С позиции затрат времени на ввод агрегатов в работу выделяется
оперативный диспетчерский резерв мощности, размещаемый на агрегатах, находящихся во вращающемся и горячем резерве, в состав
которого входят:
Резерв 1-ой очереди (мгновенный) предназначен для мгновенной
компенсации небаланса мощности энергосистемы и сосредоточен
на агрегатах, находящихся во вращающемся резерве или на ГЭС.
Резерв
2-ой очереди размещается на оборудовании, которое может обеспечить увеличение мощности системы через 1 – 3 минуты
после появления дефицита мощности. Как правило, это горячий резерв мощности, сосредоточенный на ТЭС, резерв мощности на ГЭС,
ГТУ или дизельных электростанциях.
Резерв 3-ей очереди сосредоточен на оборудовании, которое
может принять нагрузку через 10 минут и более
после возникнове-
ния дефицита.
Классификация резервных мощностей по назначению
Резервирование мощности в энергосистеме решает ряд задач, в
соответствии с которыми различают следующие виды резерва по
назначению
Ремонтный резерв мощности предназначен для замены рабочих
агрегатов, находящихся в планово-предупредительных ремонтах.
Он обеспечивает возможность проведения в течение календарного
года планово-предупредительных ремонтов оборудования
124
: теку-
щих, средних, капитальных. Величина мощности ремонтного резерва составляет 7–8% от максимальной нагрузки энергосистемы.
Аварийный резерв мощности служит для компенсации снижения
мощности системы, вызываемого аварийным простоем оборудования станций или ЛЭП. Величина данного резерва определяется исходя из общей мощности системы и числа агрегатов, работающих в
системе. Чем больше число агрегатов, работающих
в системе, тем
меньше вероятность их одновременного выхода в аварию и выше
надежность энергоснабжения. Мощность аварийного резерва в
энергосистеме должна составлять около 4% от ее максимальной
нагрузки.
Нагрузочный (частотный) резерв предназначен для компенсации
возможных превышений фактического суточного максимума
нагрузки системы от его расчетной величины, возникающих в результате случайных нерегулярных колебаний
нагрузки. Колебания
нагрузки вызывают изменение частоты переменного тока в энергосистеме и в значительной мере воспринимаются станциями, регулирующими (ведущими) частоту, поэтому нагрузочный резерв мощности так же называют частотным. В энергосистемах создается
трехуровневая система регулирования частоты – первый уровень, на
котором в регулировании частоты принимают участие все работающие в системе
электростанции, второй, в котором участвуют
станции регулирующие частоту (как правило, это ГЭС), третий уровень на котором к регулированию частоты привлекаются потребители – регуляторы.
Согласно Федеральному закону "О государственных материальных резервах" государственный (стратегический) резерв мощности
предназначен для обеспечения мобилизационных нужд Российской
Федерации, обеспечения первоочередных работ при ликвидации
последствий чрезвычайных
ситуаций, оказания государственной
поддержки предприятиям, субъектам Российской Федерации при
временных нарушениях снабжения важнейшими видами сырья и
топливно-энергетическими ресурсами является особым федеральным запасом материальных ценностей.
Совокупность всех видов резервов по назначению представляет
единый диспетчерский резерв мощности, составляющий для ЕЭС
России 15–18% от максимальной нагрузки Единой Энергосистемы
России.
125
Единый диспетчерский резерв мощности в данный момент вре-
мени определяется как разность между максимально доступной
t
мощностью станций энергосистемы (∑N
бителей в данный момент времени (∑N
потр
max дост
t
).
) и нагрузкой потре-
N
дисп резерв
t=∑ N
max достt
– ∑N
потрt
(21)
Поскольку нагрузка потребителей во времени непрерывно меняется, в соответствии с ее колебаниями изменяется диспетчерский
резерв мощности.
В составе единого диспетчерского резерва выделяется эксплуатационный резерв мощности, определяемый как разность между ра-
t
бочей мощностью энергосистемы (N
мент времени (∑N
потр
t
).
) и нагрузкой в данный мо-
раб
N
экспл рез
t = N
t - ∑N
раб
потрt
(22)
8.2 Экономическое
обоснование резервной мощности в энергосистеме
Величина резервной мощности любого вида требует техникоэкономического обоснования, которое в общем виде сводится к соизмерению ущерба и дополнительных затрат, связанных с созданием резервной мощности и упущенной выгоды, возникающей при
его отсутствии или недостатке.
Мощность ремонтного резерва зависит от организации ремонтных работ, технически обоснованных сроков проведения ремонтов,
нормативных простоев оборудования в ремонте и, в общем случае,
определяется на основе сопоставления свободной и необходимой
ремонтной площадки.
Нагрузочный резерв предназначен для покрытия отклонений
нагрузок, когда фактический максимум нагрузки системы превышает расчетный (прогнозный). Данный вид резервной мощности зависит от режима энергопотребления и
технических условий эксплуатации агрегатов.
В практике проектирования нагрузочный резерв определяется как
разность между нерегулярным (N
нерег.max
) и регулярным (N
рег.max
)
максимумами нагрузки энергосистемы:
126
N
нагр. рез
= N
нерег.max
–N
рег.max
(23)
Указанные отклонения возможны в результате воздействия неучтенных факторов или неточности прогнозирования спроса, имеют
случайный характер, как по величине, так и по повторяемости. С
увеличением мощности энергосистемы величина колебаний нагрузок в результате их взаимокомпенсации уменьшается, что приводит
к снижению необходимой величины нагрузочного резерва. Учитывая вышесказанное при проектировании
энергосистем, нагрузочный
резерв не подлежит технико-экономическому обоснованию, а принимается в пределах 3 – 4% от максимальной нагрузки энергосистемы.
Государственный резерв мощности предназначен для обеспечения нормального энергоснабжения регионов страны в чрезвычайных ситуациях. Величина государственного резерва устанавливается при разработке планов социального и экономического развития
Российской Федерации и не может быть
объектом технико-
экономического обоснования.
Следовательно, технико-экономическому обоснованию в первую
очередь подлежит величина мощности ремонтного и аварийного резерва.
Обоснование мощности ремонтного резерва
При определенном уровне физического и морального износа основных средств их эксплуатация по техническим и экономическим
причинам становится нецелесообразной, ввиду повышения вероятности возникновения аварии, а так
же сопутствующих ей экономических потерь в результате нарушения производственного режима и
увеличения затрат на ремонт.
Ремонт представляет комплекс работ, направленных на поддержание оборудования в состоянии эксплуатационной готовности, сохранение нормативных эксплуатационных и производственных характеристик.
По характеру и объему производимых ремонтных работ различают текущий, средний и капитальный ремонт
основных средств.
Вывод агрегатов в ремонт предполагает наличие в энергосистеме резервных мощностей. Величина мощности ремонтного резерва
зависит от нормативного простоя оборудования в ремонте, числа и
мощности агрегатов, выводимых в ремонт и графика максимальных
127
нагрузок энергосистемы по месяцам года. Обоснование мощности
ремонтного резерва производится отдельно для текущих и капитальных ремонтов.
В процессе проведения текущего ремонта производятся ремонтные операции, с разборкой и без разборки узлов, связанные с чисткой, промывкой смазкой, заменой отдельных деталей или регулированием некоторых узлов оборудования. Целью проведения текуще-
ремонта является обеспечение надежной работы оборудования в
го
период до проведения очередного ремонта (текущего, среднего или
капитального). Необходимость проведения текущего ремонта выявляется в процессе эксплуатации и при проведении контрольноосмотровых операций. Текущий ремонт выполняется на остановленном оборудовании, и его стараются провести в праздничные,
выходные и примыкающие к ним дни.
Величина резерва для проведения текущего ремонта, проводимого в период максимальной нагрузки, принимается в процентах от
максимально доступной мощности станции с агрегатами определенной мощности:
КЭС и ТЭЦ с поперечными связями, с агрегатами мощностью
100 МВт (2%), 100 – 135 МВт (3,5%);
КЭС и ТЭЦ с энергоблоками 150 – 200 МВт (4 – 4,5%), 250 – 300
МВт (5%).
КЭС с энергоблоками 500 МВт и выше (5,5 – 7%);
АЭС
с реакторами 1000 МВт и выше (6% и более).
Текущий ремонт агрегатов ГЭС и ГАЭС, а так же ТЭС с параллельными связями проводится в период снижения их нагрузки, в
связи с этим резерв мощности для проведения текущего ремонта
оборудования ГЭС и ГАЭС в период прохождения зимнего максимума нагрузки не предусматривается.
Капитальный
ремонт включает полную разборку оборудования,
промывку и чистку, контроль и замену неисправных деталей и узлов или их восстановление с последующей сборкой и наладкой оборудования. Цель проведения капитального ремонта - восстановление первоначальных технических свойств агрегата и доведение технико-экономических показателей до проектных значений. Капитальный ремонт может сочетаться
с модернизацией объекта, в результате чего его технико-экономические показатели доводятся до
уровня лучших образцов.
128
Период времени между двумя капитальными ремонтами агрегата
носит название межремонтного периода.
Средняя продолжительность межремонтного периода для различного оборудования составляет: для парогенераторов 1-2 года,
гидроагрегатов 4-5 лет, силовых трансформаторов около 15 лет,
вспомогательного оборудования один год.
Период времени между началом одного капремонта агрегата и
началом следующего называется ремонтным циклом агрегата. Ремонтные циклы и
период простоя агрегатов в ремонте нормируются, и от их длительности зависит величина мощности ремонтного
резерва.
Капитальные ремонты, как правило, проводятся в весеннелетний период, для которого характерно существенное снижение
электрической нагрузки энергосистемы (Рисунок 15).
Рисунок 15. Свободная ремонтная площадка.
В результате снижения нагрузки в весенне-летний период имеет
место свободная мощность, используя которую, можно вывести
часть агрегатов в ремонт. Разность ординат графика максимально
доступной мощности и месячных максимумов электрической
нагрузки представляет совокупную резервную мощность энергосистемы. Минимальная разность между совокупной величиной резервной мощности
и расчетной величиной эксплуатационного резерва в каждом месяце составляет резерв мощности, который можно
использовать для проведения капитальных ремонтов агрегатов в
данном месяце. Сумма произведений мощности ремонтного резерва
129
рез
рем
) на длительность периода в течение которого данная мощ-
), представляет так называемую сво-
рез
св
рем
).
(N
ность находится в резерве (t
бодную (располагаемую) ремонтную площадку (F
F
св
рем
= N
рез
рем
· t
рез
(24)
Необходимая для проведения капитальных ремонтов ремонтная
площадка определяется исходя из мощности оборудования,
выводимого в ремонт и нормативной длительности простоя его в
капитальном ремонте:
F
необх
рем
=
i
i
·t
агр
рем,
(25)
где n – число выводимых в ремонт агрегатов;
i – вид агрегата;
N – установленная мощность агрегата, выводимого в ремонт
i
t
– нормативное время простоя в ремонте.
рем
Определение потребности энергосистемы в резервной мощности
для проведения ремонтной компании производится путем сопоставления свободной и необходимой ремонтной площадки.
В случае, если:
F
необх
рем
< F
св
- в энергосистеме не следует создавать специ-
рем
альный ремонтный резерв мощности. В этом случае ремонт оборудования можно провести за счет использования свободной мощности в весенне-летний период.
F
необх
рем
> F
св
- в энергосистеме необходимо предусмотреть
рем
специальную мощность ремонтного резерва, определяемую по
формуле:
N
рез
=( F
необх
рем
- F
св
рем
)/ t
рем I
(26)
Мощность ремонтного резерва зависит от ряда факторов:
-увеличивающих мощность ремонтного резерва: рост единичной
мощности блоков, повышение начальных параметров пара на ТЭС,
блочная компоновка основного оборудования, уплотнение суточных графиков нагрузки энергосистемы, увеличение времени простоя агрегата в ремонте;
130
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]