Лекции по организация производства: Энергетические расходные характеристики ГЭС

Энергетические расходные характеристики ГЭС

Для характеристики работы ГЭС анализируют несколько видов энергетических характеристик:

1. рабочая характеристика.

Показывает функциональную зависимость КПД от мощности ЭС

2. эксплуатационная характеристика.

Показывает зависимость мощности ЭС от напора воды Р= F2 (H), где Н – напор [М]

3. расходная энерг хар-ка

представляет собой зависимость расхода воды от мощности станции Q = F3 (P) [метр куб/ час]

4. зависимость относительного прироста расхода воды от нагрузки q’ = Fн (P)

5. групповая характеристика ГЭС

На ГЭС обычно устанавливаются агрегаты одинаковой единичной мощности, которые имеют одинаковые энерг. расх. характеристики. Их групповая характеристика строится путем сложения координат по оси абсцисс и ориднат.

ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ПРОГРАММА И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Произв программа энергосистем строится на базе энергетич баланса, расходной частью которого является потребление энергии в зоне действия энергосистемы, а приходной частью – производство энергии в семи ЭС энергосистемы в течение года.

В расходной части кроме количества энергии и мощности необходимо также знать режимы их потребления

В каждой энергосистеме разрабатываются типовые суточные графики нагрузки, которые могу быть трансформированы в недельные, месячные и годовые графики нагрузки.

Пример

Рассмотрим формирование произв программы ЭС на примере ЭС, обслуживающих район и имеющих в своем составе два агрегата ПТ и К

Рт = эл мощность, выработанная на тепловом потреблении.

Графики 1, 2, 3 представляют собой необходимый объем э/э и т/э, который нужен потребителям. Т. е. это расходная часть энергетического баланса.

В первую очередь распределяется тепловая энергия между агрегатами ЭС, которые в состоянии принять на себя соотв нагрузку. Загружаются сначала отборы турбин и определяется количество э/э, которая может быть выработана на тепловом потреблении с учетом величины у (удельной выработки на т.п.)

В агрегатах типа ПТ и Т необходимо предусмотреть обязательный пропуск пара через конденсатор турбин и выработку на этом паре привязанной конденсационной мощности, равной 0,1 Рном (графики 4, 5, 6)

Недостаток т/э, которая нужна потребителям, но не может быть получена их отборов турбин, покрывается засчет РОУ и ПВК (графики 7, 8)

Для полного обеспечения потребителей э/э подключают конд. агрегат, который принимает на себя оставшуюся часть графика нагрузки, которую не смог покрыть агрегат ПТ (график 9)

На основе суточных графиков нагрузки отдельных агрегатов можно по каждому из них определить:

1. Число часов работы агрегата в течение суток

2. Кол-во вырабатываемой энергии за сутки, в тч в конд режиме и теплофик режиме

Если характеристика агрегата с изломом, то можно определить кол-во энергии, вырабатываемой в зоне эл нагрузок и в зоне перегрузок

3. Плановое число пусков-остановок агрегатов в течение суток, а так же время нахождения агрегатов в горячем резерве.

Используя расходные энерг. характеристики, можно определить затраты первичной энергии сначала по турбинному цеху, затем по котельному цеху

Qч = Qxx + q’*Рэк + q’’ (P-Pэк)

При учете расхода тепла за какой-то промежуток времени t мы получаем характеристический расход тепла

Для перехода к эксплуатационному расходу тепла необходимо учесть отключения, связанные с эксплуатацией оборудования в режимах отличных от тех, при которых рассчитывалась расходная характеристика

Зная эксплуатационный расход тепла можно найти удельный расход тепла по каждому ТА и в целом по турбинному цеху:

q_уд= Q_эконом/W q_уд^тц= Q_эконом/W_тц

Используя эксплуатационный расход тепла определяют также КПБ брутто и КПД нетто турбинного цеха

Η^бр _тц= (W*0,86) / Q *100%

Для перехода к КПД нетто необходимо учесть расход э/э и т/э на собственные нужды турбинного цеха

Η^нетто _тц= [(W- W_тц^сн)*0,86]/ (Q_тц+ Q_тц^сн ) *100%

Т/э собственных нужд турбинного цеха расходуется на пуски-остановки оборудования. Э/э собственных нужд турбинного цеха расходуется на питание приводов циркуляционных насосов, конденсационных насосов и прочее электрооборудование.

Перейдем к определению количества т/э, которое необходимо произвести в котельном цехе.

Сюда входит тепло, которое поставляется в турбинных цех, тепло, которое идет напрямую к потребителям т/э, а так же потери тепла при парораспределении, а также некоторый расход тепла, который расходуется на собственные нужды котельного цеха.

Qкц = Qтц + Qт + ΔQто + ΔQ парораспр + Q кц сн

Расходная характеристика котельного цеха:

Br= Bxx + b’*Q

Bхар = Bxx * t + b’ * Qкц

Учитывая отклонения, которые существуют в реальных условиях эксплуатации котельных агрегатов в отличие от характеристических условий определяем эксплуатационный расход топлива

Общий расход топлива будет учитывать доп его расходы при работе котельных агрегатов в неустановившихся режимах (пуски-остановки агрегатов и работы агрегатов в гор резерве)

Для определения КПД нетто котельного цеха необходимо учесть расход э/э и т/э на собственные нужды котельного цеха. Э/э собственных нужд котельного цеха расходуется на привод питания насосов, на тягу и дутье и на помол топлива. Т/э собственных нужд расходуется на пуски-остановки.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

При совместной работе ЭС в составе энергосистемы ставится задача достижения наибольшей экономичности в целом по энергосистеме.

Эконом оптимизация режимов работы ЭС может быть достигнута при использовании 2 методов:

- графического

- табличного

Нагрузка станции, МВт

b’	№1	№2	№3	№4	№5	ΣР
0.26	300	500	100	800	200	1900	ΣР = 2200
0.28	300	500	600	800	200	2400
0.3	300	500	600	800	500	2700
…
0.4

Зная величины относительных приростов расхода топлива, можем составить энергетическую расходную характеристику в целом по энергосистеме:

Использование расходной энергетической характеристики в целом по энергосистеме связано с наличием ряда ограничивающих условий:

1. Необходимо учитывать при распределении нагрузки между ЭС не только величину относительного прироста расхода топлива, которое расходуется на каждой ЭС. Поэтому распределение нагрузки осуществляется по минимуму b’ скорректированному
b’скорр = b’*Цт

2. Необходимо учитывать складывающийся топливно-энергетический баланс, в соответствии с которым на некоторый период отдельные ЭС вынуждены сжигать тот или иной вид топлива (попутный газ, доменный газ, коксовый газ, ферросплавный газ, сжигание бурых углей из старых запасов) b’₁<b’₂<b’₃<b’₄
*Ккорр < 1
= b’₃скорр

3. Необходимо учитывать наличие в электросистеме ГЭС наравне с ТЭС. Для этого вводится понятие топливной эффективности ГЭС.
λ=dB/dQ (т.у.т./м³/сек воды)
λ*q’= (dB/dQ) * (dQ/dP) = dB/dP = b’
b’ – относительный прирост ГЭС по условному топливу
λ предоставляют метеорологи в начале января на следующий год

ГЭС нагружаются в таком порядке, чтобы обеспечить общую экономию топлива в целом по энергосистеме.

4. Необходимо учитывать эффект у потребителей, т.е. прирост относительных потерь в сетях, приходящийся на каждый кВт передаваемой мощности
P’=dPпотерь/dPнагрузки Кпотерь = 1/(1-P’) b’скорр=b’*Кпотерь = b’/(1-P’)

5. Необходимо учитывать покрытие потерь реактивной нагрузки. Для этого используется компенсирующее устройство у потребителей (батареи статических конденсаторов) и генераторы на ЭС.
Распределение реактивной нагрузки осуществляется по максимуму относительных приростов, т.е. в 1ю очередь загружаются ЭС, в составе которых имеются малоэкономичные агрегаты, находящиеся в центре реактивной нагрузки.

6. Необходимо учитывать перетоки э/э и мощности из одной энергосистемы в другую.

I – экономичекий эффект, получаемый в целом по энергообъединению при перетоках э/э и мощности из более экономичной энергосистемы А в менее экономичную энергосистему Б

II – дополнительные потери, которые возникают при передаче э/э и мощности

III – результирующая кривая

С течением времени b’a*Цт будет увеличиваться, что в конечном счете будет приводить к выравниванию экономичности в энергосистеме.

Организация и планирование ремонта энергооборудования

Организация противоаварийной работы. Виды, содержание и формы ремонтного обслуживания.

В энергетике принято достигать обеспечения надежности работы оборудования путем проведения профилактических ремонтов. Это так называемая система планово-предупредительных ремонтов.

Система ППР – это комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на снижение износа оборудования, а также на предотвращение аварийного выхода его из строя, поддержание оборудованием нормальной эксплуатационной готовности.

Система ППР включает в себя 3 вида ремонта:

1) Послеосмотровый ППР: применяется для нового малоизученного оборудования; планируются только сроки проведения осмотров оборудования и сроки проведения ремонтов определяются по итогам осмотра

2) Периодический ППР: применяется в энергетике; используется для хорошо изученного оборудования; заранее планируются сроки проведения осмотров, ремонтов, однако объемы выполненных ремонтных работ уточняются в ходе осмотра

3) Принудительный ППР: в электроэнергетике; применяется для хорошо изученного оборудования, работа которого требует высокой степени надежности; заранее планируются все виды ремонтов с указанием сроков и объема проведения ремонтных работ.

Система ППР в электроэнергетике включает в себя осмотры, тех. Обслуживание, текущие, средние и капитальные ремонты.

Объемы капитального ремонта

1. Капитальным ремонтом считается ремонт с периодичностью более 1 года, при котором осуществляется полная разборка агрегатов, осмотр, измерение, исследование, испытание отдельных узлов деталей, проводится замена неисправных узлов деталей агрегата, а также проводятся мероприятия по повышению экономичности и надежности работы агрегатов.
Если капитальный ремонт сопровождался работами по модернизации и реконструкции оборудования, то нормативы технических показателей таких агрегатов пересматриваются.
Капитальный ремонт должен обеспечивать надежную работу оборудования с нормативными технико-экономическими показателями до следующего капитального ремонта.

2. Средний ремонт применяется только в исключительных случаях при достаточно высокой степени износа оборудования и вводится в структуру ремонтного цикла с разрешения главного инженера предприятия.
Производится с периодичностью более 1 года, но не чаще, чем 1 раз в период между двумя капитальными ремонтами.
При среднем ремонте производятся фактически те же работы, что и при капитальных ремонтах, но в меньших объемах.

3. Текущий ремонт производится в соответствии со структурой ремонтного цикла несколько раз между двумя капитальными ремонтами, но не реже, чем 1 раз в год.
Текущий ремонт предусматривает осмотры, чистку узлов деталей, замену неисправных узлов деталей, а также устранение замеченных дефектов.
Последний текущий ремонт перед капитальным используется для уточнения объема и содержания работ, которые необходимо будет произвести в ходе капитального ремонта.
Текущие ремонты направлены на поддержание эксплуатационной готовности оборудования.

Финансирование всех видов ремонтных работ осуществляется из средств специального ремонтного фонда, который создается на каждом энергопредприятии. Ремонтный фонд включается в себестоимость энергии (сначала по плану, потом по факту)

Понятия, используемые в системе ППР:

· Ремонтный цикл – это наработка оборудования, выраженная в годах календарного времени между двумя капитальными ремонтами

· Структура ремонтного цикла – это определенная последовательность выполнения различных видов ремонтов и работ по техническому обслуживанию в пределах одного ремонтного цикла
К-Т-Т-Т-Т-Т-К (6 лет) – трансформатор
К-Т-Т-С-Т-К (2-3 года) – к/а

· Межремонтный период – это наработка энергооборудования, выраженная в месяцах между двумя плановыми ремонтами

· Техническое обслуживание – это комплекс работ, которые производятся для поддержания работоспособности оборудования в процессе его эксплуатации, а также хранения и транспортировки

Техническое обслуживание предусматривает уход за оборудованием, проведение осмотров, систематических наблюдений за его исправным состоянием, контроль за режимом работы оборудования, соблюдением инструкции завода-изготовителя, а также местных инструкций по эксплуатации оборудования, устранение мелких неисправностей, при которых не требуется останавливать оборудование (смазка, чистка, регулировка)

Для проведения тех. обслуживания также производятся технологические перерывы (обеденное время, время между отдельными сменами)

Техническое обслуживание осуществляет эксплуатационный персонал.

Особенности проведения ремонтов в электрических сетях

Организация ремонта в электрических сетях очень тесно связана с эксплуатационным обслуживанием.

Нет четкой границы между эксплуатационными и ремонтными работами.

Для проведения ремонтных работ в каждом сетевом предприятии имеются ремонтно-производственные базы (РПБ).

В зависимости от количества оборудования и объема производимых работ в сетевых предприятиях РПБ бывают шести категорий.

РПБ отличаются по количеству условных единиц оборудования, которые они должны обслуживать.

Условная единица оборудования – это трудозатраты в человеко-часах, которые необходимы для поддержания в нормальном эксплуатационном состоянии ЛЭП напр. 110 кВ, одноцепной, протяженностью 1 км на металлических или железобетонных опорах.

РПБ1 – создается в том случае, если сетевое предприятие имеет 45000 у.е. оборудования и более, в том числе прилегающих к центральной базе 6-8 тыс. у.е.

РПБ6 – создается в том случае, если сетевое предприятие имеет до 1 тыс. у.е. оборудования.

Основные формы проведения ремонтов

1. Централизованная форма (подрядный способ)

2. Децентрализованная форма (хозяйственный способ)

При централизованной форме все виды ремонтных работ или их определенная часть осуществляются специализированными ремонтными предприятиями.

Централизованные формы проведения ремонтов имеют разную степень детализации:

1) Комплексный ремонт: все виды работ выполняют специализированные ремонтные предприятия

2) Агрегатный ремонт: специализированные ремонтные предприятия выполняют все виды ремонтов отдельных агрегатов

3) Узловой ремонт: специализированные ремонтные предприятия выполняют ремонт отдельных узлов

4) Техническая помощь: ремонтные предприятия обеспечивают техническое руководство, а сами работы выполняются хозяйственным способом

Достоинства централизованной формы проведения ремонта:

- Более квалифицированная форма проведения работ

- Хорошая загрузка ремонтного персонала

- Возможности использования передовой техники и новых технологий

Недостатки:

- Является более дорогим видом ремонта

- Худшее знание конкретного оборудования

- Некоторое снижение ответственности за качество выполняемых работ

При децентрализованной форме

Достоинства:

- Хорошее знание персоналом ремонтируемого оборудования

- Более низкая стоимость, чем при централизованной форме (нет налогов, смета только на материалы, персонал в штате)

Недостатки:

- Недостаточное внедрение бытовой техники

- Плохое использование имеющегося оборудования

- Недостаточное количество квалифицированного персонала

Организация проведения ремонта энергетического оборудования на промышленных предприятиях

Специализированные ремонтные предприятия (СРП), как правило, проводят на промышленных предприятиях только капитальные ремонты, которые по трудоемкости составляют ~20% от общей трудоемкости ремонтных работ.

СРП целесообразно создавать в том случае, если оно находится на расстоянии не более 300-400 км. от ремонтируемого предприятия.

Увеличивается целесообразность создания СРП при организации приемно-обменных пунктов на расстоянии 100-150 км от предприятий, на которых производится ремонт.

Для ремонта не транспортируемого кабельного оборудования в СРП формируются выездные ремонтные бригады.

Планирование ремонтных работ

Все планирование ремонтных работ осуществляется в целом по энергосистеме, поскольку только по энергосистемам осуществляется планирование баланса мощности и баланса э/э.

Данный вопрос решается РДУ (региональным диспетчерским управлением).

Планирование ремонтных работ включает в себя:

1) Составление перспективного плана и текущих годовых планов ремонта, реконструкции и модернизации оборудования

2) Составление месячных планов проведения ремонтных работ

При составлении перспективных и текущих планов активное участие на начальном этапе принимают первичные предприятия (отдельные ЭС и сетевые предприятия). Они самостоятельно разрабатывают свои предложения и до 1 июля текущего года направляют их в РДУ для составления плана на следующий год.

В РДУ эти предложения обрабатывают, рассматривают, анализируют, корректируют и к 1 сентября текущего года направляют предприятиям в качестве руководства к действию.

Годовой план оформляется в виде таблицы:

К годовому плану выполнения ремонтных работ прикладывается линейный или сетевой график.

В энергосистеме составление плана осуществляется в следующей последовательности:

1. На основании данных о неиспользуемых мощностях составляется годовой график эксплуатационной мощности энергосистемы.

2. На основании годового графика месячных максимумов нагрузки и расчетной величины эксплуатационного резерва определяется для каждого месяца величина потреб. дисп. мощности: Рдисп. = Рмакс + Рэкспл.рез. (показано на графике)

3. Корректируется предварительный план проведения ремонтов, полученный от первичных предприятий таким образом, чтобы каждый месяц потребность в ремонтах была меньше или равна величине системного резерва в этом месяце

После корректировки каждое первичное предприятие получает свой утвержденный план ремонта. Если величина резерва меньше потребности, то решается вопрос о возможности снижения величины эксплуатационного резерва, что снижает надежность энергоснабжения, и решается вопрос о снижении величины неиспользуемой мощности.

Снижение потребности в ремонтах может быть достигнуто за счет постоянного наблюдения за работой оборудования во время эксплуатации, а также за счет использования специальных средств диагностики состояния основных узлов и агрегатов.
результатами диагностики являются изменения сроков проведения ремонтов, а также изменение объемов ремонтных работ.

На основании календарного плана проведения ремонтных работ составляется ряд документов:

1) Проект организации ремонта (ПОР)

2) Сетевой или линейный график проведения работ

3) Объем типовых ремонтных работ

4) График совмещенных работ всех организаций, участвующих в ремонте

5) Программы опробования регулировки испытаний, проводимых до и после работ

6) Число и состав рабочих бригад

7) Спецификация на инструмент, оснастку, запчасти

8) Смета затрат

Проект организации ремонта

Включаются следующие вопросы:

1. Подготовка места установки и выбор типа лесов, подвесных люлек, деревянных щитов и ограждающих устройств

2. Создание условий для выполнения ремонтных работ, обеспечивающих соблюдение правил техники безопасности и пожарной безопасности в соответствии с правилами технической эксплуатации и безопасности

3. Размещение рабочих мест, такелажных устройств, размещение материалов, деталей и узлов ремонтируемого оборудования с учетом максимальных нагрузок на перекрытие. Размещение должно быть нанесено на план производственного помещения.

4. Обеспечение рабочих площадок подъемно-транспортным оборудованием и средствами механизации

5. Разработка схем и выбор места подводки воды, сжатого воздуха, кислорода, ацетилена, установки подводок к электросварочным постам, электрифицированному инструменту, переносному освещению

6. Организация уборки помещения и транспортировки мусора

7. Организация станочной обработки деталей, а также их транспортировка к месту обработки и обратно

8. Обеспечение рабочих мест средствами связи

9. Разработка схем грузопотоков и подъемно-транспортных работ

В проекте организации ремонта указываются календарные сроки проведения ремонта.

Смета расходов: на каждый капитальный ремонт обязательно составляется смета, в которой указывается объем работ в человеко-часах, необходимые материалы с указанием их стоимости и указываются средства труда с указанием их амортизационных отчислений.

Порядок вывода оборудования в ремонт и из ремонта

Вывод оборудования в ремонт является процессом передачи оборудования из эксплуатационного обслуживания в ремонтное обслуживание.

Причины на ремонт (кроме планового):

1) Снижение производительности оборудования

2) Ухудшение технических показателей

3) Снижение надежности работы оборудования

4) Повреждение оборудования

Вывод оборудования в ремонт должен быть оформлен заявкой, которая подается в диспетчерскую службу не позднее, чем за 3 дня до начала проведения работ.

В день вывода оборудования в ремонт необходимо получить от диспетчерской службы подтверждение разрешения на остановку оборудования.

Если ремонт на ЛЭП производится без отключения оборудования, то разрешение не требуется.

Для остановки оборудования составляется наряд, в котором эксплуатационники сдают оборудование, а ремонтники принимают оборудование.

До вывода оборудования в ремонт необходимо составить ведомость дефектов, заготовить необходимые запчасти, детали, укомплектовать инструмент, подъемно-транспортные механизмы, укомплектовать ремонтные бригады, провести инструктаж и выдать наряды на производство работ, необходимо произвести наружный осмотр оборудования, отметить видимые дефекты, записать рабочие параметры оборудования, проверить состояние масла, изоляции.

Прием оборудования из ремонта

Осуществляется комиссией во главе с главным инженером; составляется акт, в котором кратко указывается объем выполненных работ, а также технико-экономические показатели работы оборудования, зафиксированные в течение 24 часов после пуска

Основными задачами ремонтного обслуживания являются:

- Сокращение сроков проведения ремонтных работ

- Повышение качества проведенных ремонтных работ

Показатели экономичности ремонтного обслуживания

1. Показатель, характеризующий продолжительность ремонта:
±Δ=(Т^план_рем – Т^факт_рем)/Т^план_рем *100%

2. Показатель, характеризующий продолжительность межремонтного периода:
±Δ’=(Т^план_межрем – Т^факт_межрем)/Т^план_межрем *100% (+ плохо; - хорошо)

3. Показатель, характеризующий затраты на ремонт:
±Δ”=(И^план_рем – И^факт_рем)/И^план_рем *100%

4. Показатель, характеризующий готовность оборудования в межремонтный период:

5. Трудозатраты, приходящиеся на единицу потенциально возможной выработки э/э за время готовности оборудования в течение одного ремонтного цикла:
Т’р.зат. = ΣТ^рем.ц._р.зат./(Р^рем.ц._ср.*Тгот.)

6. Трудозатраты, приходящиеся на 1 час эксплуатационной готовности оборудования:
Т”р.зат. = ΣТ^рем.ц._р.зат./(Трем.ц. - Тпростоя)