Определение доли ГЭС в общей выработке ЭЭС

Порядок расчета. При определении доли ГЭС необходимо разместить в базовой части ГН ЭЭС вынужденную по условиям работы водохозяйственного комплекса (транспорт, водоснабжение и др.) мощность ГЭС ( ) и определить величину базовой выработки ГЭС:

= *24.

Для размещения оставшейся выработки ГЭС в летнем и зимнем графиках нагрузки ЭЭС следует использовать два следующих критерия:

· ГЭС обеспечивает максимальное покрытие пиковой части ГН;

· максимальное использование всего располагаемого энергетического ресурса водотока.

В зависимости от располагаемого энергетического ресурса можно выделить два крайних режима использования свободной энергии ГЭС: покрытие пика нагрузки при малом ресурсе по воде; работа в базовой части графика и наличии холостых сбросов при большом притоке. Холостые сбросы будут иметь место при условии:

> *24.

Для определения места размещения свободной мощности ГЭС можно использовать следующий метод:

1 . Построить прямоугольный треугольник, катеты которого равны:

[AB]=( - ), [BC]=( - ).

2. Перемещая треугольник ABC по ИКН, добиться такого его положения, когда катеты [АВ] и [ВС] параллельны осям абсцисс и ординат, соответственно.

На рисунке 5 приведены возможные варианты расположения АВС на ИКН: вариант 1 - соответствие располагаемой мощности ГЭС подведенному расходу воды; вариант 2 - определяет холостые сбросы воды, которые могут быть использованы для производства дополнительной энергии для торговли на ОРЭМ при наличии свободной мощности ГЭС; вариант 3 - отрезок [АE] - неиспользованная мощность ГЭС (отсутствует энергоресурс).

Положёние ABC на ИКН определяет место гидростанции в ГН системы.

Рис. 5. Определение места КЭС и ТЭЦ в общей выработке ЭЭС.

При решении задачи рекомендуется учитывать следующие факторы (в порядке значимости):

· Выработка ТЭЦ в теплофикационном режиме и базовая (вынужденная) мощность ГЭС располагаются в базовой части ГН.

· Принятие решения по загрузке КЭС и ТЭЦ в свободном конденсационном режиме.

· Наличие связи с оптовым рынком требует обоснования экономической целесообразности закупок на нем энергетической продукции. На начальном этапе разработки бизнес-плана экономические показатели собственного производства еще не определены, поэтому за основу формирования баланса может быть принята стратегия, когда баланс в первую очередь обеспечивается загрузкой собственных источников. При составлении приходной части баланса и возможности загрузки мощностей генераций необходимо учитывать минимальную резервную мощность ЭК.

Представление результатов. Итогом расчёта приходной части планового энергобаланса является оценка степени загрузки генерирующих мощностей энергокомпании и определение величины проданной и покупной мощности и энергии ЭЭС (таблица 5.2) и уточненный ГН =f(t) с указанием места и доли выработки каждой ЭС, резервов, ремонтов, доли оптового рынка для зимнего и летнего дня.

Таблица 5.2

Распределение станций в графике нагрузки (зимний/летний период)

	0 - 4	4 - 8	8 - 12	12 - 16	16 - 20	20 - 24	Сутки	Квартал
РГЭС база
РТЭЦ база
РКЭС
Р ТЭЦ доп.
РПОКУПКА
РГЭС пик
Резервы
NУ
РПРОДАЖА

Для разработки бизнес-плана студентам предлагается заполнить основные формы (упрощенный вариант) в соответствии с рекомендациями по составлению бизнес-планов и программ развития энергосистем.

Форма №1 (таблица 5.3) заполняется по кварталам (1, 4 квартал рассчитываются по ГН зимних месяцев, 2, 3 квартал – летних месяцев).

Объем поставок электрической энергии (полезный отпуск электрической энергии и отпуск в сеть) должны соответствовать приведенным ранее расчетным величинам.

Таблица 5.3

Форма 1. Баланс поставок электрической энергии, тепла и мощности (без ремонтной компании)

№ п/п	Наименование	Ед. изм.	Период	итого
1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
1.	Поставки электрической энергии
1.1	Полезный отпуск электроэнергии (Эпо)	млн.кВтч
1.2.1	Потери электроэнергии в сетях	млн.кВтч
1.2.2.	то же % к полезному отпуску	%
1.4	Отпуск в сеть - всего	млн.кВтч
1.5.	Отпуск электроэнергии в сеть от собственных источников (Эош)	млн.кВтч
1.5.1	КЭС	млн.кВтч
1.5.2	ГЭС	млн.кВтч
1.5.3	ТЭЦ	млн.кВтч
1.6.	Покупная электроэнергия, всего	млн.кВтч
1.7.	Продажа электрической энергии на ОРЭМ	млн.кВтч
2.	Поставки тепловой энергии
2.1.	Отпуск тепловой энергии с коллекторов	тыс. Гкал
2.2.	Потери в тепловых сетях	тыс. Гкал
2.3.	Полезный отпуск тепловой энергии	тыс. Гкал
3.	Поставки мощности	МВт
3.1		МВт
3.1.1.	Установленная мощность электростанций	МВт
3.1.2.	Покупка мощности с рынка	МВт
3.1.3	Продажа мощности на рынок	МВт

Ремонтная программа

Порядок расчета. Целью данного раздела является упрощенный расчёт планового графика капитальных ремонтов основного оборудования электростанций (турбо- и гидроагрегатов) на базе системы планово-предупредительных ремонтов. В рамках курсового проекта не рассматривается задача анализа результатов диагностики оборудования электрических станций и сетевых предприятий, которая позволяет уточнить план-график организации ремонтной компании.

При планировании ремонтов используются следующие основные нормативы, разработанные для различного типа и параметров оборудования:

· периодичность и очерёдность проведения ремонтов;

· нормы простоя в различных видах ремонтов.

Периодичность ремонтов определяется длительностью ремонтного цикла, представляющего собой время эксплуатации между двумя капитальными ремонтами, а очерёдность проведения различных видов ремонта (капитального - КР, среднего - СР, текущего - ТР) задаётся структурой ремонтного цикла.

Время простоя энергооборудования в капитальном ремонте для упрощения расчётов может быть принято следующим образом: блоки КЭС – 2 месяца, блоки ТЭЦ – 1 месяц, агрегаты ГЭС – 1 месяц.

Для углублённой проработки плана ремонтов основного оборудования электростанций преподавателем могут быть заданы сроки проведения предшествующих ремонтов оборудования, т.е. ремонтный цикл каждого агрегата должен быть привязан к календарным годам эксплуатации.

Последовательность расчётов по месяцам планируемого года:

1. Определяется требуемая (диспетчерско-располагаемая) максимальная мощность ЭЭС на основе максимальной нагрузки потребителей энергосистемы с учетом потерь и величины необходимого резерва мощности по месяцам расчётного периода:

= +

Располагаемая ремонтная мощность энергосистемы определяется как разность между суммарной установленной мощностью энергосистемы и требуемой располагаемой мощностью :

= -

2. В пределах этой мощности для каждого месяца может планироваться вывод в ремонт энергетического оборудования, исходя из следующих принципов:

· располагаемая ремонтная площадь энергосистемы не должна быть меньше потребной ремонтной площади , т.е. ;

· при невыполнении предыдущего условия необходимо решать дополнительно вопросы следующего характера: возможно ли покрытие части максимальной нагрузки потребителей энергосистемы за счёт перетоков; допустимо ли изменение состава выводимого в ремонт оборудования в сторону уменьшения; возможно ли снижение резервной мощности в период ремонтов и др.;

· свободную мощность ГЭС рекомендуется использовать в качестве местного резерва этих электростанций, так как она не обеспечена энергоресурсом (наличие свободной мощности выявляется в процессе расчетов приходной части энергетического баланса энергосистемы); ремонт агрегатов ГЭС нецелесообразно проводить в период паводка;

· капитальные и средние ремонты агрегатов ТЭЦ следует планировать на летний период года, когда существенно снижаются тепловые нагрузки энергосистемы, при этом следует обратить внимание на перераспределение тепловой нагрузки между блоками, в результате которого загружаются агрегаты с большими расчетными отборами (остальные агрегаты в летний период, как правило, не работают);

· при выводе в ремонт блоков ТЭЦ возможно возникновение дефицита тепловой энергии, поэтому необходимо разработать мероприятия по снижению дефицита, либо дать обоснование очерёдности ввода ограничений по теплу для потребителей;

· для наиболее мощных энергоблоков КЭС ремонты предусматриваются в периоды наибольшего снижения максимальных нагрузок энергосистемы - это может быть летний и частично весенне-осенний периоды;

· свободная площадь энергосистемы должна быть представлена в виде отдельного графика =f(t), в который вписываются требуемые ремонтные площади;

· окончательный план-график ремонтов оборудования ЭК может быть составлен только после оптимизации энергетического баланса.

Представление результатов (табл. 6.1). План-график ремонтов оборудования энергосистемы должен быть представлен в виде таблицы или диаграммы для расчётного периода. После составления план-графика ремонтов необходимо откорректировать структуру баланса энергии и мощности и заполнить вторично форму №1 с пометкой «с учетом ремонтной компании».

Таблица6.1

План-график ремонтов основного оборудования ЭЭС

№	Наименование оборудования	Месяцы расчётного периода	Длительность, дни	Календарные даты ремонта
		3 и т.д.	начало	окончание
	ГА №1					15.01	14.02
	ГА №6					30.11	31.12
	БЛ. № 5 - КЭС					01.06	28.07
	ПТ-50-90 -ТЭЦ					29.07	28.08

Планирование топливного баланса ЭК

Топливный баланс разрабатывается по ЭК и отражает потребность в топливе отдельных ЭС на производство электрической энергии и тепла в интервалах: год и квартал. В топливном балансе отражается общая потребность в условном топливе (т.у.т) в соответствии с полученной в предыдущих расчетах загрузке блоков тепловых станций и структуре топлива, выраженной в натуральных единицах (т.н.т) с учетом видов топлива и их калорийности - газ, мазут, каменный или бурый уголь.

При составлении плана по твердому топливу (уголь) оценивается общая потребность в топливе, которая содержит и запасы топлива на складе. Переходящий остаток топлива на складе на начало и конец расчётного периода в работе учитывается следующим образом:

Запас на начало летнего периода – 25 % от объема периода.

Запас на начало зимнего периода – 10 % от объема периода.

Запас на конец периода равен запасу на начало следующего периода. Например, для расчета объема закупок 2 квартала необходимо знать:

· запас на начало 2 квартала - 25% от объема закупок во 2 квартале,

· запас на конец 2 квартала, который равен запасу на начало 3 квартала и равен 25% от объема закупок в 3 квартале.

Объем закупок = объем потребления + запасы на конец периода

– запасы на начало периода

Запас на начало года принимаем равным остатку на конец планируемого года, т.е. считаем, что количество топлива в планом году соответствует количеству топлива в прошлом и последующем годах.

Запас по газу и мазуту не формируется.

Распределение общего расхода топлива между отпускаемыми электроэнергией и теплом ТЭЦ. Задача разделения расхода топлива на отпускаемые от ТЭЦ электроэнергию и тепло связана с определенными трудностями при реализации различных условных приемов (физический, эксергетический, их аналоги и др.). По существу, рекомендуемые приемы имеют те или иные термодинамические ошибки, оказывающие различное влияние на распределение топлива по видам энергии (в сторону их завышения или занижения) и, соответственно, на распределение издержек электростанций. Так, физический метод (отменен в 1996 году), завышал расходы топлива на тепло. Эксергетический метод, разработанный ОАО «Фирма ОРГРЭС», существенно завышает затраты топлива на электрическую энергию. Доработка эксергетического метода фирмой ОРГРЭС позволила исключить ряд термодинамических ошибок в «новом методе» или «аналоге эксергетического метода», однако и в нем экономия от перераспределения топлива по видам энергии отнесена в значительной степени на тепло. Однако, в настоящее время наличие конкуренции на рынках как электрической, так и тепловой энергии обуславливает изменение подходов к выбору рыночных методов, позволяющих иначе перераспределять экономию от комбинированного производства между видами энергии.

В курсовом проекте предложен «энергетический метод», который позволяет, с одной стороны, существенно упростить процесс распределения топлива по видам энергии на стадии текущего планирования производственной программы энергокомпании и предприятий, а с другой - использовать среднеарифметическую пропорцию отнесения приоритетов на оба вида энергии. Таким образом, определяется:

1. Суммарный расход топлива (В), соответствующий загрузке блоков ТЭЦ; который разносится на тепловую и электрическую энергию ( и ) в соотношении 0.5 – 0.5.

2. Удельные расходы условного топлива на отпуск электроэнергии с шин и тепла с коллекторов ТЭЦ:

- электроэнергии = / * , гу. т/кВт*ч;

- тепла = / , кгу.т/Гкал.

3. Удельные расходы топлива на производство электрической энергии в теплофикационном и конденсационном режимах:

- теплофикационного режима , гу.т/кВт*ч,

где - удельный расход тепла теплофикационного режима – может быть принят равным 1000 ккал/кВт*ч;

- конденсационного режима ,

где э, - суммарный расход на производство электроэнергии и расход топлива конденсационного режима; Э_тф и Э_кн - производство электроэнергии в теплофикационном и конденсационном режимах.

В рамках курсового проекта для задачи текущего планирования приняты следующие допущения:

· тепловая энергия потребителю отбирается в виде пара и горячей воды только из отборов турбин (для упрощения расчетов принято, что отсутствует отбор горячей воды от ПВК и сетевых насосов ТЭЦ);

· не учитываются дополнительные расходы тепла при работе конденсаторов с ухудшенным вакуумом;

· ГН по пару не учитывает различия его по параметру - давлению в кгс/см²; расчет выполняется в пределах расчетных давлений отборного пара и горячей воды, определяемых характеристическими условиями нормативных энергетических характеристик турбоагрегатов ТЭЦ;

· не учитывается возможность отпуска редуцированного пара от котлов потребителям;

· коэффициент теплового потока может быть принят - = 97…98 %.

6. Коэффициенты полезного действия ТЭЦ по отпуску:

- электроэнергии = 123/ *100, %

- тепловой энергии = 143/ , %

В расчетах приняты следующие тепловые эквиваленты:

1 кгу.т 7000 ккал;

860 ккал 1 кВт*ч

Если в структуре топливного баланса используется газ, в приходной части его количество выражено тыс. м³ (приблизительно соответствует 1 тонне) (таблица 7.2).

При представлении результатов расчета плана по топливу в таблице 10 необходимо учитывать заданную по вариантам структуру топливного баланса, исключив виды топлива, не используемые на ТЭС.

Примечание: 1. Применение энергетического метода существенно упрощает расчеты по распределению топлива ТЭЦ по видам энергии. Однако применение этого приема может существенно повысить КПД ТЭЦ по производству тепловой энергии (свыше 100%). В этомслучае необходимо: задать его значение в пределах 95-98%; пересчитать удельный расход топлива на отпуск тепла с коллекторов и расход топлива на тепло; определить расход условного топлива и удельный расход, отнесенный на электрическую энергию.

2. При покрытии приходной части баланса энергии электростанции загружаются без учета собственных нужд, т.е. по их выработке, которой соответствует выполненный выше план топливообеспечения ТЭС. Однако, для учета расхода электроэнергии на СН необходимо уточнение отпуска электроэнергии с шин ТЭС (отпуск в сеть от собственных источников) в Форме 1.

Таблица 7.1

Форма 2.1. План по топливу (потребность в топливе (по видам) на электростанциях)

№ п/п	Наименование	Ед. изм.	Период	итого
1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
1.	Отпуск электроэнергии с шин ЭС	млн кВт.ч
1.1.	-по теплофикационному циклу	млн кВт.ч
1.1.	-по конденсационному циклу	млн кВт.ч
2.	Отпуск тепла с коллекторов источников	тыс. Гкал
3.	Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии	г у.т./кВт.ч
3.1.	ТЭЦ:	г у.т./кВт.ч
3.1.1.	по теплофикационному циклу	г у.т./кВт.ч
3.1.2.	по конденсационному циклу	г у.т./кВт.ч
3.2.	КЭС	г у.т./кВт.ч
4.	Удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии	кг у.т./Гкал
5.	Потребность в топливе для производства электроэнергии - всего	тыс. т у.т
5.1.	ТЭЦ	тыс. т у.т
5.2.	КЭС	тыс. т у.т
6.	Потребность в топливе для производства теплоэнергии	тыс. т у.т
7.	Суммарная потребность в топливе	тыс. т у.т
8.	Расход нефтетоплива – всего	тыс. т у.т
8.1.	ТЭЦ	тыс. т у.т
8.2.	КЭС	тыс. т у.т
9.	Расход угля - всего,	тыс. т у.т
9.2.	ТЭЦ	тыс. т у.т
9.1.	КЭС	тыс. т у.т
	из них по видам угля	тыс. т у.т
9.А.	Расход каменного угля - всего	тыс. т у.т
9.А.1.	ТЭЦ	тыс. т у.т
9.А.2.	КЭС	тыс. т у.т
9.Б.	Расход бурого угля - всего	тыс. т у.т
9.Б.1.	ТЭЦ	тыс. т у.т
9.Б.2.	КЭС	тыс. т у.т
10.	Расход прочих видов топлива – всего (газ)	тыс. т у.т
10.1.	ТЭЦ	тыс. т у.т
10.2.	КЭС	тыс. т у.т

Таблица 7.2

Форма 2.2. План по топливу (расчет стоимости топлива для ЭК)

№ п/п	Наименование	Единица измерения	Период	итого
1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
1.	Потребление прочих видов топлива - всего[2]	тыс. т н.т., млн. м3
2.	Закупка нефтетоплива и газа соответствует потреблению	тыс. т н.т., млн. м3
3.	Цена нефтетоплива, газа	руб/т, руб/ тыс. м3
4.	Стоимость нефтетоплива. газа	тыс. руб.
5.	Потребление угля - всего, в т.ч. по видам:	тыс. т н.т.
5.1.	каменный	тыс. т н.т.
5.2.	бурый	тыс. т н.т.
6.	Закупка угля - всего, в т.ч. по видам 3:	тыс. т н.т.
6.1.	каменный	тыс. т н.т.
6.2.	бурый	тыс. т н.т.
7.	Цена угля (по видам), в т.ч. по видам	руб/т
7.1.	каменный	руб/т
7.2.	бурый	руб/т
8.	Стоимость угля, в т.ч. по видам:	тыс. руб.
8.1.	каменный	тыс. руб.
8.2.	бурый	тыс. руб.
	Стоимость топлива всего	тыс. руб.

2 «Потребление топлива» - количество топлива в натуральных единицах, необходимое для производства энергии.

В курсовом проекте не учитывается потребность в нефтетопливе ТЭС для розжига котлов.

³ Запасы топлива формируются только по твердому топливу (уголь).