ekonomika_promishlennosti / Uchebnoe posobie Ekonomika energetiki NDRogalev MEI 2005.pdf / Учебное пособие Экономика энергетики Н.Д.Рогалёв МЭИ 2005

Выразив производные через относительные приросты, перепишем уравнения (9.23) в виде

rст 1 + λ t (1 – σ1) = 0, …, rст n + λ t (1 – σn) = 0;

λп + 1 rст (п +1) + λ t (1 – σп+1) = 0, …, λ т rст т + λ t (1 – σт) = 0;

λг 1 rг 1 + λ t (1 – σг 1) = 0, …, λ г п rг п + λ t (1 – σг п) = 0;

λа1 rа 1 + λ t (1 – σа 1) = 0, …, λ а п rа п + λ t (1 – σа п) = 0.

Отсюда

Следовательно, для обеспечения распределения электрической нагрузки между отдельными электростанциями (конденсационными, ТЭЦ, гидроэлектростанциями, атомными электростанциями) на минимум суммарного расхода топлива энергообъединением необходимо, чтобы в каждый момент времени выполнялось следующее условие:

где rст1, rст2, …, rст п — относительные приросты расхода условного топлива на 1, 2, …, п-й тепловой электростанции (нетто), т у.т/(МВт·ч); rст (п+1), …, rст т — относительные приросты расхода условного топлива на п + 1, …, т-й тепловых электростанциях, которые должны израсходовать определенное количество топлива (нетранспортабельные горючие отходы промышленного предприятия) или теплоты вторичных энергоресурсов, т у.т/(МВт·ч); rг1, …, rгп — относительные приросты расхода воды на 1, 2, …, п-й гидростанции, (м3/с)/МВт; rа 1, …, rа п — относительные приросты расхода ядерного топлива на 1, 2, …, п-й атомной электростанции, выраженные в тоннах условного топлива, т у.т/(МВт·ч); λ п + 1, …, λ т — безразмерные коэффициенты, используемые для обеспечения режимов на (п + 1), …, т-й тепловых электростанциях, при которых ими расходуется за-

191

данное количество топлива или теплоты вторичных энергоресурсов; λг1, …, λгп — коэффициенты, характеризующие изменение расхода условного топлива в энергосистеме под влиянием изменения расхода воды на 1, 2, …, п-й ГЭС, (т у.т/ч)/(м3/с); λа1,…, λап — безразмерные коэффициенты, необходимые для обеспечения определенного (наибольшего) использования 1, 2, …, п-й атомной электростанции (с учетом ограничения по минимальной мощности реактора, вызываемого эффектом «отравления»);

σа1, …, σа п Изменение режима работы отдельных электростанций сказывается

главным образом на топливной составляющей себестоимости электроэнергии в энергосистеме. Поэтому достижение минимума затрат на топливо означает и минимум затрат на производство электроэнергии. При одинаковых удельных затратах на одну тонну условного топлива на всех тепловых электростанциях оптимальный режим работы электростанций энергосистемы соответствует минимальным затратам на это топливо.

При различных удельных затратах на топливо, присущих отдельным электростанциям данной энергосистемы, для достижения минимума себестоимости электроэнергии необходимо, чтобы в каждый момент времени существовало равенство:

где Цт1, …, Цтп, Цт(п+1), …, Цтт — удельные затраты (цены) на условное топливо на 1, 2, ..., п, (п+1), …, т-й тепловой электростан-

ции, руб/т у.т.; Цт.ср — средние удельные затраты на условное топливо на тепловых электростанциях, нагрузка которых меняется с изменением нагрузки гидростанций, руб/т у.т.; Ца1, …, Цап — удельные затраты на ядерное горючее, выраженное в тоннах условного топлива, руб/т у.т.

Если принять удельные затраты на топливо одной из электростанций за базисные, то, разделив равенство (9.26) на Цт i, получим:

192

Таким образом, для перехода от критерия минимума расхода топлива к критерию минимума себестоимости электроэнергии в энергосистеме или объединении энергосистем необходимо значения относительных приростов расхода топлива умножить на отношение удельных затрат на топливо на данной станции к аналогичному показателю на базовой электростанции. Причем если (Цт/Цт i) > 1, то на данной электростанции для обеспечения минимума себестоимости электроэнергии необходимо снизить нагрузку сравнительно с ее режимом на минимум расхода топлива. Если (Цт/Цт i) < 1, то на данной станции необходимо повысить нагрузку по сравнению с режимом, обеспечивающим минимум расхода топлива. Коэффициенты λг, λт, λа устанавливаются итеративным или иным методом исходя из условия полного использования заданного суточного расхода воды на ГЭС, определенного количества топлива на ТЭС, имеющей ограничения по расходу топлива, обеспечения определенного (наибольшего) использования ядерного топлива атомной электростанции.

Перераспределение электрической нагрузки между электростанциями ведет к изменению потерь электроэнергии в электрических сетях, связывающих эти станции между собой, и, следовательно, к изменению расхода топлива (затрат на топливо) в энергосистеме. Учет изменения потерь в электрических сетях приводит к необходимости умножения относительных приростов расхода топлива электростанций на поправочный коэффициент 1/ (1 – σ).

Суммируя нагрузки отдельных станций при одинаковых значениях относительных приростов расхода топлива, найдем электрические нагрузки энергосистемы, соответствующие этим относительным приростам. Так устанавливается связь между нагрузкой энергосистемы и нагрузкой каждой станции.

Сложность оптимизации использования производственных мощностей электростанций и потребность в учете меняющихся условий и ограничений приводят к необходимости применения ЭВМ. Определение оптимальных режимов использования производственных мощностей выполняется не только в эксплуатационных условиях, но и при проектировании развития энергетики.

193

Вопросы для повторения

1.Раскройте содержание энергетической характеристики и характеристики относительных приростов расхода топлива тепловой электростанцией.

2.Укажите исходные материалы для разработки характеристик тепловых электростанций.

3.Сформулируйте условие использования котельных агрегатов, при котором достигаются минимум расхода топлива и минимум затрат на топливо.

4.Изложите способы построения характеристик машинного зала ТЭС и ее назначение.

5.Изложите способы построения энергетической расходной характеристики и характеристики относительного приростов расхода воды ГЭС (АЭС).

6.Изложите принцип изменения потерь мощности в электрической сети.

7.Изложите основные положения по рациональному использованию производственных мощностей электростанции в энергообъединении.

194

Г л а в а 1 0

ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ РЕМОНТНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ В ЭНЕРГЕТИКЕ

10.1. Организация ремонтного обслуживания энергетических предприятий

Машины подвергаются физическому и моральному износу, вследствие чего они перестают соответствовать предъявляемым к ним требованиям и выполнять заданные функции.

Средством устранения физического износа является ремонт или замена детали или узла, а средством устранения морального износа — реконструкция, модернизация, замена оборудования на более совершенное. Модернизация позволяет увеличить сроки службы действующего оборудования, при этом затраты на устранение морального износа в таком случае несравненно ниже затрат на его замену, нередко при достижении тех же результатов.

Модернизации могут быть подвергнуты как отдельные устройства, так и агрегаты и электростанции в целом. Комплексная модернизация оборудования позволяет получить практически новую станцию при затратах в несколько раз меньших, чем это потребовалось при полной замене оборудования, поскольку при модернизации большая часть узлов и деталей, как правило более дорогих (базовых), остаются прежними.

В энергетике поддержание оборудования в работоспособном состоянии, восстановление его наиболее важных характеристик, улучшение эксплуатационных качеств и повышение экономической эффективности его использования достигаются за счет применения системы планово-предупредительного ремонта (ППР). Планово-преду- предительный ремонт оборудования электростанций, подстанций, электрических и тепловых сетей представляет собой комплекс работ, включающих осмотр, проверки и испытания оборудования, ремонт и замену отдельных узлов и деталей, в результате которого значения технических и экономических показателей оборудования становятся близкими к проектным, что обеспечивает длительную надежную и экономичную работу оборудования.

Основной принцип ППР — ремонт оборудования до начала его интенсивного износа и соответственно предупреждение аварий, а не

195

ликвидация ее последствий. Это не исключает необходимости в аварийном ремонте, если авария все же имела место.

Ремонт по системе ППР включает текущий ремонт и капитальный. Потребность в текущем ремонте выявляется при контрольноосмотровых операциях и в процессе эксплуатации машины. Цель текущего ремонта — обеспечить надежную работу оборудования до очередного ремонта (текущего или капитального).

При текущем ремонте производят несложные ремонтные операции с разборкой или без разборки узлов, различного рода регулировки, замену отдельных частей.

Расширенный текущий ремонт (средний ремонт) отличается от текущего ремонта несколько большим объемом работ. При этом виде ремонта производятся:

•ремонт и замена деталей и узлов, которые не смогут нормально работать до очередного капитального ремонта;

•проверка устройств и при необходимости наладка систем управления, регулирования и автоматики.

Цель капитального ремонта — восстановление первоначальных качеств непригодной к дальнейшей эксплуатации с заданными параметрами машины. Капитальный ремонт должен гарантировать бесперебойную службу машины в течение установленного межремонтного периода при условии ее надлежащего технического обслуживания, проведения текущих ремонтов и эксплуатации в соответствии с утвержденными инструкциями и эксплуатационными характеристиками. Оборудование может быть выведено в капитальный ремонт, если большая часть основных узлов нуждается в восстановлении, а техническое состояние машины ухудшается в связи со снижением надежности большинства ее узлов.

Капитальный ремонт включает: полную разборку оборудования, чистку и промывку деталей, контроль и замену неисправных деталей или их восстановление, сборку машины с необходимой наладкой узлов и машины в целом.

Капитальный ремонт оборудования при необходимости сочетается с его модернизацией, в результате которой технические и эксплуатационные качества оборудования доводятся до уровня лучших образцов.

Периодичность проведения капитальных и текущих ремонтов оборудования электростанций и сетей устанавливается для каждого вида оборудования исходя из требований надежности и экономичности его работы.

196

Период времени между двумя капитальными ремонтами агрегата называют межремонтным периодом (МРП), а период между началом одного капитального ремонта агрегата и началом следующего за ним капитального ремонта — ремонтным циклом агрегата.

Ремонтные циклы оборудования различных типов, как правило, нормируются. Для примера приведем структуру ремонтного цикла котла энергоблока 300 МВт:

В течение этого времени проводятся:

капитальные ремонты трех категорий (Кр1, Кр2, Кр3), различающиеся по объему и сложности работ, связанных с заменой поверхностей нагрева (трубных элементов), соответственно до 70 т, от 77 до 150 т и до 230 т труб, и продолжительности простоя — 55, 60 и 70 календарных дней;

средние ремонты (Ср) — один раз в три года продолжительностью 28 календарных дней;

текущие ремонты (Тр) продолжительностью 20 календарных дней

—в годы, когда не проводятся средние и капитальные ремонты. Кроме того, нормативами предусматривается техническое обслу-

живание остановленной установки (ТОО) общей продолжительностью 12 календарных дней в год в период планируемых кратковременных остановов (как правило, в выходные дни) в целях устранения отдельных неисправностей, а также техническое обслуживание на действующем оборудовании (ТОД) для поддержания его работоспособности.

Средняя продолжительность межремонтного периода различного энергетического оборудования зависит от типа оборудования, год:

Длительность МРП для энергосистемы имеет большое значение. При увеличении длительности МРП и сохранении продолжительности простоя в ремонте в заданных пределах возрастает степень готовности агрегата к работе, уменьшается численность персонала, необходимого для ремонта, повышается эксплуатационный резерв энергосистемы.

Степень готовности электростанции к работе характеризуется так называемым коэффициентом готовности агрегата:

197

где Траб — время оборудования в работе, ч; Тк — календарное время, равное 8760 ч; Трем — продолжительность ремонта, ч/год; tк.р — продолжительность капитального ремонта, ч; tр.т.р — продолжительность расширенного текущего ремонта, ч; nр.т.р — число расширенных текущих ремонтов за время ремонтного цикла; tт.р — продолжительность текущего ремонта; nт.р — число текущих ремонтов за время ремонтного цикла; tр.ц — продолжительность ремонтного цикла, лет.

Коэффициенты готовности тепловых станций не превышают, как правило, 80 %; коэффициент готовности ГЭС находится на уровне 92…96 %. Ряд ГЭС работают с коэффициентом готовности 97…99 %, т.е. среднее время простоя в ремонте в году составляет для них 1…3 %.

10.2. Основные принципы организации планово-предупредительного ремонта

Основные принципы организации планово-предупредительного ремонта энергетического оборудования следующие:

1. Предварительная планово-организационная и материальнотехническая подготовка к ремонту. За два-три месяца до начала ремонта разрабатывается проект организации ремонтных работ. Он включает:

•объем и сроки выполнения работ;

•необходимые трудовые затраты;

•состав ремонтных бригад и схемы расстановки персонала на рабочих местах;

•мероприятия по механизации ремонтных работ;

•указания о необходимом ремонтном оборудовании, запасных частях и ремонтных материалах;

•инструкции по технологическим операциям в их последовательности;

•пооперационные нормы времени и нормы расхода ремонтных материалов.

198

На основе проекта организации ремонтных работ разрабатываются сетевые и линейные графики ремонта и технологические карты ремонтных работ по объектам ремонта.

2.Внедрение прогрессивной организации и технологии ремонтных работ. Ремонт каждого агрегата на станции должен производиться как единый технологический процесс с максимальной поточностью операций. В технологии ремонтных работ должны применяться передовые методы. Максимально механизируются трудоемкие ремонтные работы, подъем грузов к рабочим местам, горизонтальный транспорт грузов. Монтируются кислородные, ацетиленовые и электросварочные посты у рабочих мест сварщиков и т.д.

3.Замена в процессе ремонта целых узлов оборудования заранее собранными комплектами. Поузловой ремонт ускоряет процесс, так как в этом случае нет необходимости разбирать узел и ремонтировать отдельные дефектные детали.

4.Раздельный ремонт основного и вспомогательного оборудования (при наличии резервных агрегатов собственных нужд). При раздельном ремонте основного и вспомогательного оборудования один из комплектов последнего ремонтируется до останова основного агрегата. Это позволяет значительно сократить простой основных агрегатов в ремонте и снизить потребность в ремонтном персонале.

Прием основного оборудования из капитального ремонта электростанций производится комиссией под руководством главного инженера станции. После предварительного приема оборудования из ремонта оно проверяется в работе под нагрузкой в течение 24 ч. При отсутствии дефектов в работе в течение этого срока дается предварительная оценка качества ремонта и оборудование принимается в эксплуатацию. Если при опробовании под нагрузкой обнаруживаются дефекты, то капитальный ремонт считается неоконченным до их устранения и вторичной проверки агрегатов под нагрузкой в течение 24 ч. Окончательная оценка качества ремонта дается после месяца его работы под нагрузкой, когда производятся необходимые эксплуатационные испытания и измерения.

Основные эксплуатационные показатели, характеризующие качество ремонта:

• для котлов — паропроизводительность, давление и температура перегретого пара, температура уходящих газов, потери тепла с уходящими газами, КПД агрегата брутто, расход электроэнергии на тягу и дутье и на помол топлива;

199

• для турбоагрегатов — расход свежего пара, давление и температура свежего пара, вакуум в конденсаторе, температура питательной воды за подогревателями высокого давления, измерение вибрации опорных узлов.

Если по истечении одного месяца работы агрегата после капитального ремонта предварительная оценка качества ремонта не изменяется, она утверждается в качестве окончательной.

Используют три способа ремонтного обслуживания: хозяйственный, подрядный и смешанный.

Хозяйственный способ. При этой форме ремонта все ремонтное обслуживание осуществляется силами и средствами самих станций.

В случае хозяйственного способа может быть использована цеховая форма (децентрализованная форма) ремонтного обслуживания, централизованная внутри станции (применительно к тепловым станциям) или в пределах каскада (применительно к ГЭС), а также смешанная, когда часть ремонтов выполняется соответствующими цехами станции, а часть — общестанционным персоналом тепловой станции или общекаскадным персоналом при объединении ГЭС в каскады.

При цеховой форме ремонтного обслуживания капитальные и текущие ремонты оборудования рассредоточены по основным цехам станции и производятся ремонтным персоналом соответствующего цеха на закрепленном за ним оборудовании. В обязанности ремонтного персонала цехов входит также межремонтное обслуживание оборудования. Изготовление необходимых для ремонта запасных частей и приспособлений сосредотачивается в этом случае в мастерских станции.

Цеховая форма имеет как преимущества, так и недостатки.

Содной стороны, имеется ремонтный персонал, который может быть использован при проведении как плановых, так и внеплановых, аварийных ремонтов. Высокая ответственность и квалификация ремонтного персонала и повторяемость работ не требуют особого контроля при ремонте со стороны руководящего инженерно-техническо- го персонала. Высокая производительность труда и относительно низкие затраты на содержание цехового ремонтного персонала приводят к тому, что ремонты обходятся относительно недорого по сравнению с подрядным способом.

Сдругой стороны, цеховая форма не всегда экономически целесообразна. Эта форма экономически оправдана только для крупных станций, имеющих сравнительно большой объем ремонтных работ,

200