WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 | 9 |   ...   | 17 |

Оптимальное унифицированное значение искомого параметра должно находиться из условия равенства нулю суммы произведений относительного ввода оборудования блоков в каждом районе страны на величину частной производной по оптимизируемому параметру Хi от расчётных затрат на один блок в этом же районе:

j З = 0, nj i i=где j - количество районов ввода блоков;

n - относительное количество вводимых блоков в j - м районе.

На ТЭС с учётом требований унификации должны выбираться характеристики регенеративных подогревателей блоков, конденсаторов, ЦНД турбин, турбинных приводов питательных насосов и др.

Зачастую условия заводского изготовления "естественным" путём диктуют требования по унификации и вводят ограничения на возможные оптимальные решения. Например, существует отработанный ряд лопаток последних ступеней турбин определяющий дискретность площадей выхлопа ЦНД, типоразмерный ряд теплообменников с фиксированными площадями нагрева, ограничение по числу регенеративных отборов из турбины и т.д.

Контрольные вопросы 1. Какие показатели используются как критерии технико-экономической оптимизации 2. При каких условиях могут быть оправданы дополнительные капиталовложения в электростанцию 3. Какие показатели или зависимости могут быть использованы для определения капитальных вложений в энергооборудование 4. Перечислите составляющие годовых издержек производства на электростанции.

5. Дайте определение понятию "срок окупаемости" капиталовложений.

6. Расскажите о способе приведения разновременных затрат и влиянии нормы дисконта на сопоставление вариантов.

7. Назовите условия технико-экономической сопоставимости сравниваемых вариантов.

8. Как режимные факторы влияют на технико-экономические показатели работы электростанции 9. Сформулируйте понятия замыкающих затрат на топливо и электроэнергию.

10.Расскажите об особенностях решения оптимизационных задач при выборе термодинамических и конструктивных параметров энергоустановки.

11. Как может быть учтено требование унификации оборудования в оптимизационных задачах 4. Выбор основного оборудования ТЭС и АЭС Влияние энергетической эффективности теплофикации на состав оборудования ТЭЦ 4.1. Выбор единичной мощности и резерва мощности Выбор оборудования является важнейшим этапом в проектировании электростанции, способствующим надежному и экономичному энергоснабжению.

Выбор мощности электростанции зависит от совокупности внутренних и внешних факторов. К внутренним относятся параметры ТЭС, ее надежность и экономичность. Внешние факторы характеризуют дефицит мощности в энергосистеме, условия водо- и топливоснабжения, режим использования электростанции и ее влияние на окружающую среду. При укрупнении блоков КЭС и увеличении их единичной мощности снижаются удельные капиталовложения в электростанции.

Ориентировочная зависимость удельных капиталовложений в КЭС одинаковой мощности от единичной мощности блоков представлена на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Зависимость удельных капиталовложений в КЭС одинаковой мощности от единичной мощности блоков.

Приведенная зависимость обусловлена рядом причин: с укрупнением агрегата его размеры и стоимость увеличиваются в меньшей степени, чем рабо чий объем и мощность; стоимость контрольно-измерительных приборов, автоматических и регулирующих устройств, а также стоимость зданий тоже изменяются медленнее, чем мощность агрегатов; снижается трудоемкость изготовления меньшего числа более крупных агрегатов; упрощается проектирование и монтаж меньшего числа более мощных энергоблоков.

Укрупнение агрегатов способствует также снижению затрат на заработную плату, и в ряде случаев упрощению эксплуатации меньшего числа агрегатов.

Ранее рост единичной мощности энергоблоков сопровождался повышением их начальных параметров, а следовательно и КПД. В настоящее время практически все энергоблоки на органическом топливе мощностью 300 МВт и выше имеют начальные параметры пара 23,5 МПа и 540/540 С. Удельные расходы топлива для таких энергоблоков на I отпущенный кВт час электроэнергии составляют 0,315 0,335 кг у.т./кВт-час.

Укрупнение агрегатов требует повышения резерва в энергосистеме. В ряде случаев принимается, что суммарная мощность резервных агрегатов должна быть не менее мощности самого крупного рабочего агрегата системы. Обычно резервное оборудование рассредоточено на разных электростанциях, т.к. в резерв выводят прежде всего старое и менее экономичное оборудование.

Резерв мощности подразделяется на ремонтный и аварийный.

Ремонтный резерв служит для обеспечения возможности проведения плановых, текущих и капитальных ремонтов. Ремонтный резерв зависит от числа и мощности агрегатов выводимых ежегодно в плановый ремонт, от его продолжительности и от вида годового графика максимальных нагрузок. В таблице 4.1., 4.2. приведены ориентировочные величины резерва для текущих ремонтов в % от располагаемой мощности оборудования, и продолжительность простоя оборудования в ремонте.

Величина резерва для текущих ремонтов Nр.т.р.

Таблица 4.1.

Тип ТЭС Nр.т.р., % ТЭС с поперечными связями (без резервных котлов) 3,ТЭЦ с турбинами Т-250-240 5,КЭС с блоками 100-300 МВт 5,0 – 5,КЭС с блоками 500-1200 МВт 6,0 – 7,АЭС 6,Продолжительность простоя оборудования в ремонте Таблица 4.2.

Среднегодовой простой в Оборудование капитальном ремонте, сут.

Агрегаты ТЭС с поперечными связями Энергоблоки мощностью, МВт:

50 – 200 300 500 – 800 1200 АЭС Величина необходимого резерва мощности для проведения капитального ремонта определяется по выражению n tк.p.i - Fпрkпр Ni i=Nр.к.р. = где Ni – мощность i-го агрегата, МВт; tк.р.i – длительность простоя этого агрегата в ремонте, сут; Fпр – площадь провала годового графика месячных максимумов нагрузки энергосистемы, МВт-сут; kпр - коэффициент использования площади провала, равный 0,85-0,90.

Величина Fпр определяется по формуле NI + N XII Fпр = (0,1- 0,2) 365, где NI, NXII - максимумы нагрузки I и XII месяцев данного года.

Обеспечение заданной степени надежности энергоснабжения достигается наличием аварийного резерва. Оптимальная степень надежности определяется из сопоставлении затрат на ввод и эксплуатацию резерва мощности и достигаемого при этом уменьшении ущерба от перебоев в энергоснабжении.

Уровень надежности принято определять равным 0,999, что условно характеризуется однократным аварийным перерывом в энергоснабжении длительностью в одни сутки за 2,74 года.

Величина требуемого аварийного резерва при заданной степени надежности энергоснабжения зависит от состава генерирующего оборудования энергосистемы, средней аварийности агрегатов и режимов энергопотребления. Определение её в реальных энергосистемах является сложной техникоэкономической задачей решаемой с помощью специальных математических моделей.

Рассмотрим основные принципы упрощенной методики применимой к случаю, если система состоит из агрегатов существенно не отличающихся по мощности. Для системы мощностью Nсист определяется удельная величина единичной мощности агрегатов различных типов проектируемой электростанции.

Ni N = 100%, уд.i Nсист где Ni – номинальная мощность агрегата данного типа.

Для дальнейшего расчета используются номограммы взаимосвязывающие удельные величины единичной мощности (Nуд), удельные резервы мощности (r) и среднюю аварийность оборудования (q).

Такие номограммы рассчитываются в виде универсальных характеристик применительно к агрегатам различной единичной мощности и различной аварийности.

Аварии принято считать случайным событием, причиной которого может быть несоответствие материала предъявляемым требованиям; дефекты конструкции и монтажа оборудования, режимы эксплуатации, ошибки персонала и др.

Оценку и прогноз надежности (аварийности) оборудования основывают на статистических данных эксплуатации данного или аналогичного оборудования и математической теории вероятности. Ориентировочные значения коэффициентов аварийности (q) получены на основе обработки статистики и приведены в % в табл 4.3.

Средние значения коэффициента аварийности агрегатов Таблица 4.3.

Тип станции и блоков Коэффициент аварийности ТЭС с поперечными связями КЭС с блоками 150-200 МВт 4-КЭС и ТЭЦ с блоками 250-300 МВт 5-КЭС с блоками 500-800 МВт 6-АЭС 6-Экономическая величина удельного резерва (r) представленная в номограмме в % (рис. 4.2) в общем случае зависит от числа агрегатов в системе, их мощности, аварийности, графика и максимума нагрузки, годовых затрат на резерв мощности, удельного ущерба от недоотпуска электроэнергии.

Рис. 4.2 Экономическая величина удельного резерва мощности в энергосистемах Определив по номограмме величину удельного резерва мощности в зависимости от найденных значений Nуд и средней аварийности оборудования q, находится необходимый аварийный резерв для каждого вида оборудования:

Naвi=Nirini, где ni, Ni - число и номинальная мощность агрегатов I-го вида.

Общий аварийный резерв определяется как сумма резервов отдельных видов оборудования:

m Naв = Naвi, i=где m - число разновидностей генерирующего оборудования проектируемой ТЭС Суммарная величина необходимого резерва:

NP = NPP + Naв где Npp - общая мощность ремонтного резерва.

В понятие общего аварийного резерва принято включать, так называемый, скрытый или вращающийся резерв, определяемый тем, что энергоблоки работают не с полной своей мощностью. Это наиболее удобный в оперативном отношении «мобильный» резерв, позволяющий без задержки покрыть непредвиденный дефицит электрической нагрузки. Однако скрытого резерва большей частью недостаточно для компенсации мощности выходящей из работы из-за аварии.

4.2. Основное оборудование электростанций Основным оборудованием TЭС и АЭС являются паровые котлы, парогенераторы (ПГ), реакторы, турбины, генераторы. Серийно выпускаемые агрегаты стандартизированы по соответствующим показателем: мощности, параметрам пара, производительности, напряжению и силе тока и т.д.

На выбор агрегатов существенное влияние оказывает тепловая схема электростанции.

Серийные блоки ТЭС, эксплуатируемые в нашей стране мощностью 150, 200, 300, 500, 800, и 1200 МВт выполнены с одним промежуточным перегревом пара. На блоках мощностью 150 и 200 МВт давление пара перед турбиной принято равным 12,5 МПа, на более мощных блоках – 23,5 МПа. Температура первичного и вторичного пара на всех блоках равна 540 оС.

Серийными блоками АЭС являются двухконтурные блоки с реакторам типа ВВЭР мощностью 440 и 1000 МВт и одноконтурные с уран- графитовым реактором мощностью 1000 МВт.

Тип и количество основного оборудования должны соответствовать заданной мощности электростанции и предусмотренному режиму её работы.

Возможные варианты по значениям мощности блоков, параметрам пара, сопоставляются по технико-экономическим показателям, таким как удельные капитальные затраты, себестоимость энергии, штатный коэффициент, удельный. расход условного топлива. Предпочтение отдается варианту имеющему лучшие показатели.

Ограничения по мощности выбираемых блоков накладываются мощностью энергосистемы. Для того, чтобы система была устойчива при аварийном отключении самого крупного блока, мощность вновь coopужаемого блока не должна превышать аварийного резерва мощности энергосистемы.

К блокам, предназначенным для регулирования нагрузки системы, предъявляются дополнительные ограничения по мощности и параметрам пара.

По условиям работы эти блоки должны иметь небольшое время пуска и быстро набирать нагрузку в часы наступления максимума. Это, в свою очередь, вызывает быстрые изменения температуры в стенках элементов водопарового тракта. Для предотвращения больших температурных напряжений стенки не должны быть слишком толстыми, а параметры пара слишком высокими.

Паровые котлы. Основными характеристиками по которым выбираются паровые котлы, являются вид топлива, параметры пapa, производительность, компоновочная и технологическая схема, способ удаления шлака, габаритные размеры.

Тип котла должен соответствовать виду топлива, выделенному для проектируемой электростанции. Для топлив с легкоплавкой золой (Тз1250 оС) целесообразно выбирать котлы с жидким шлакоудалением. При этом достигается высокое (до 90%) улавливание золы в топке и снижается абразивный износ поверхностей нагрева.

Параметры пара на выходе из котла должны быть больше, чем перед турбиной, на потери в паропроводе: по давлению на 4-9%, а по температуре на 1-2%. Меньшие значения потерь принимаются для блочных систем.

На ТЭС устанавливаются барабанные или прямоточные котлы. Если давление пара проектируемой ТЭС приняло не выше 17 МПа, то устанавливаются барабанные котлы с естественной циркуляцией, при более высоком давлении устанавливаются прямоточные котлы. Барабанные котлы менее требовательны к качеству питательной воды, чем прямоточные. Поэтому их целесообразно устанавливать при морском водоснабжении и на ТЭЦ с большими потерями конденсата.

Производительность парового котла блока ТЭС выбирается такой, чтобы обеспечивался номинальный расход пара на турбину вместе с расходом на собственные нужды и запасом, равным 3%.

Dк=(Dт+Dсн)·1,03.

Расход пара на собственные нужды (уплотнение турбин, пусковые эжекторы и др.) составляет около 2,5% расхода пара на турбину. Резервные котлы на блочных ТЭС не устанавливаются.

Реакторы АЭС. В мире накоплен опыт строительства и эксплуатации различных типов реакторов, позволивший из всего многообразия выбрать наиболее перспективные конструкции. В России и странах бывшего СССР применяются в основном реакторы двух типов: водо-водяные ( с водой под давлением ) и уран- графитовые- кипящие.

Водо-водяные энергетические реакторы ( ВВЭР ) отличаются компактностью и простотой конструкции активной зоны. В качестве теплоносителя используется вода. Реакторы этого типа - корпусные.

Высокие требования к надежности корпуса обеспечиваются только при условии заводского изготовления с последующей доставкой его к месту установки. Допустимый габарит железнодорожных перевозок накладывает ограничения по размерам корпусов, а следовательно и на мощность реакторов. В Poccии предельная тепловая мощность ВВЭР составляет МВт (~1000 МВт эл).

Уран-графитовые реакторы могут быть созданы практически на любую мощность. Теплоносителем является вода, замедлителем –графит. Прочный и дорогостоящий корпус на требуется, поскольку.давление теплоносителя воспринимается технологическими каналами, высокая прочность которых позволяет повышать параметры теплоносителя до режима кипения и перегрева пара.

Конструкция каналов допускает их отключение и замену без останова реактора.

В эксплуатации находятся уран-графитовые реакторы типа РБМК-1000 и РБМК-1500.

Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 | 9 |   ...   | 17 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.