|
ФPAГMEHT УЧЕБНИКА (...) Обычно замыкающим типом электростанций служат КЭС, поэтому первой задачей выбора структуры энергосистемы является экономическое обоснование электростанций других типов — ТЭЦ и ГЭС. Мощность ТЭЦ, как известно, определяется тепловыми потребителями, а ГЭС — водотоком и мощностью энергосистемы. Так, например, при проектировании одной ГЭС в Латвийской энергосистеме ее мощность была определена 120 МВт. В процессе проектирования Объединенной энергосистемы Северо-Запада была выявлена возможность и экономическая целесообразность увеличения мощности этой станции до 600 МВт без существенного увеличения капиталовложений.
При проектировании энергетических систем необходимо учитывать значительный технический минимум нагрузки для мощных КЭС. При эксплуатации блоков 300 МВт с параметрами пара 24 МПа и 565 °С были выявлены значительные трудности в осуществлении переменных режимов. Пуск блока из холодного состояния выполняется за 8 ч 30 мин. В зависимости от степени участия КЭС в регулировании нагрузки энергосистемы может быть получена кратковременная пиковая мощность на паротурбинных блоках. В нашей стране и за рубежом в этом направлении ведутся поиски. Исследования, проведенные в Центральном НИЦ котлотурбостро-ения (ЦКТИ), показали возможность повынзения располагаемой мощности крупных блоков на 8...12 % путем временного отключения одного или двух подогревателей высокого давления, а также повышения давления в котлоагрегате. Таким образом, в некоторой мере покрывать пики нагрузок могут паротурбинные КЭС высоких параметров.
Из тепловых электростанций наиболее маневренны и пригодны для покрытия пиков газотурбинные установки. В зависимости от сложности тепловой схемы и мощности агрегатов время пуска газотурбинной установки составляет от 3 до 30 мин, а паротурбинных агрегатов — несколько часов.
В СССР основное внимание уделяется парогазовым установкам с высоконапорными парогенераторами. В США используются схемы парогазовых установок, в которых предусмотрен сброс отработанных в газовой турбине газов в паровой котел. Парогазовые установки обоих типов отличаются лучшей маневренностью по сравнению с паросиловыми установками. Например, на первой в СССР парогазовой установке пуск осуществлялся за 1 ч 20 мин.
В некоторых странах (СССР, Швейцария, Австрия, Италия) для снятия пиков применяются насосно-аккумулирующие станции. Агрегаты этих станций в часы «провалов» нагрузки, когда в системе имеется свободная мощность, работают в режиме насосов — закачивают воду в верхний бьеф ГЭС, а затем в часы пик отдают накопленную энергию, работая в генераторном режиме. Таким образом, насосно-аккумулирующие станции выравнивают суточный график и обеспечивают более спокойный режим работы тепловых электростанций.
Существенную роль в энергетике начинают играть атомные электростанции. - Помимо исходных общеэнергетических условий, при решении вопросов о целесообразности строительства атомных электростанций учитывается также их экономическая эффективность. Опыт работы действующих атомных электростанций в нашей стране и за рубежом показал, что при выполнении всех известных в настоящее время технических и эксплуатационных мероприятий
обеспечивается полная радиационная безопасность для населения окружающего района и для обслуживающего персонала электростанций. По условиям обеспечения чистоты воздушного бассейна атомные электростанции имеют преимущества перед крупными тепловыми электростанциями, работающими на обычных видах топлива. Они не выбрасывают в окружающую атмосферу сернистых соединений и углекислого газа. При работе атомной электростанции освобождаются значительные транспортные средства, отпадает необходимость сооружения больших складов топлива на электростанциях. Удельная стоимость одного установленного киловатта на атомных электростанциях существенно выше, чем на обычных тепловых конденсационных электростанциях, а себестоимость 1 кВт-ч ниже вследствие меньшей величины топливной составляющей себестоимости электроэнергии, полученной с использованием ядерного топлива. Поэтому уже в настоящее время строительство атомных электростанций целесообразно в ряде европейских районов страны.
Особое внимание должно быть обращено на три части графика: для пиковой следует предусмотреть применение специальных пиковых установок (пиковые ГЭС, ГАЭС, ГТС), для полупиковой — установок, обеспечивающих возможность ежесуточных ночных остановов оборудования, а для базисной части — базисных электростанций, высокоэкономичных по расходу и стоимости топлива.
Поиск оптимального варианта развития энергосистемы производится путем технико-экономического сравнения вариантов развития и структуры энергосистемы. Сравниваемые варианты развития генерирующих мощностей должны формироваться из наиболее совершенных для проектируемой энергосистемы типов электростанций. В настоящее время этот поиск облегчается благодаря применению ЭВМ. В процессе поиска репшются следующие вопросы нахождения состава электростанций: размещение их по территории района, определение вида используемого топлива, выбор установленной мощности и типов агрегатов. В пояснительной записке приводятся также соображения о динамике развития электростанций различных типов.
Проектирование наивыгоднейшего развития генерирующих мощностей энергосистемы следует производить в две очереди. В первую очередь на основе оптимизации структуры ЕЭС и топливно-энергетического баланса страны по ЕЭС в целом, в основном по ОЭС, определяются: структура топливного баланса электростанций, суммарная установленная мощность КЭС на различных видах топлива, состав и мощность наиболее крупных ГЭС, общая мощность специальных пиковых установок, оптимальные размеры перетоков энергии между объединенными энергосистемами. В стоимость топлива при этом включаются прямые затраты на добычу и транспорт с учетом тех или иных ограничений по использованию отдельных видов топлива.
Во вторую очередь применительно к конкретным условиям развития проектируемой ОЭС уточняются структура генерирующих
мощностей по типам электростанций, их размещение, установленная мощность, динамика развития, типы устанавливаемого оборудования и режимы использования отдельных электростанций, а также структура топливопотребления электростанций ОЭС. Затраты на топливо при этом рассчитываются по так называемым замыкающим затратам, которые определяются при оптимизации топливно-энергетического баланса.
Уточним понятие замыкающих затрат. Для решения задачи производства определенного количества электроэнергии можно использовать различные виды топлива, рассматривая их в порядке увеличения затрат на получение и транспортировку. Конечно, в план использования топливных ресурсов выгоднее включить самое дешевое топливо. Но если его недостаточно, то придется обратиться к более дорогому. Затраты на единицу самого дорогого топлива, включенного в оптимальный план, называются замыкающими. Если план производства электроэнергии увеличить, то придется использовать еще более дорогое топливо. Следовательно, увеличатся замыкающие затраты. Каждому плану производства электроэнергии соответствуют свои замыкающие затраты на топливо.
Очередность развития конденсационных станций и их размещение уточняются из соображений, связанных со стремлением получить минимум суммарных приведенных затрат на электростанции и электрические сети энергосистемы.
В число рассматриваемых вариантов размещения электростанций должны входить варианты развития каждой отдельной установки до технически предельной мощности при условии, что мощность отдельной электростанции на каждом этапе не должна превышать 15...20 % суммарной установленной мощности электростанций ОЭС.
Если при сравнении выявляются варианты, требующие по условиям баланса мощности системы более медленных темпов ввода мощностей на станциях, то должны учитываться «замораживание» капиталовложений и соответствующее ухудшение экономических показателей электростанций.
На КЭС единичную мощность агрегатов рекомендуется принимать максимально возможной из номинальных мощностей энергетических блоков, которые изготавливаются промышленностью для рассматриваемого вида топлива.
Единичная мощность агрегатов электростанций обосновывается сравнением экономии, обусловленной укрупнением агрегатов, и тех дополнительных затрат, которые появляются в связи с повышением аварийного резерва системы. Обычно полагают, что мощность агрегата не должна быть больше 5 % мощности системы. При этом необходимо учесть возможное влияние развития проектируемой энергосистемы и объединения ее с другими системами.
Параметры крупных гидроузлов и динамика их строительства (сроки ввода очередей и т. д.) выбираются из рассмотрения конкурирующих вариантов установленной мощности и сроков ввода агрегатов ГЭС с учетом влияния на другие отрасли народного
хозяйства и условий окружающего района. В таком сопоставлении учитывается динамика освоения установленной мощности ГЭС по условиям строительства и использования в графике нагрузки энергосистемы.
Мощность и состав пиковых и маневренных электростанций выбирают с учетом тепловой экономичности этих установок и влияния их на режим электрической системы.
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) развиваются с учетом задач теплоснабжения городов, промышленных узлов и отдельных потребителей теплоты.
Для определения генерирующей мощности и потоков мощности, которыми данная система обменивается с другими объединениями, составляются балансы энергии и мощности энергосистем. Балансы мощности рассчитываются для годового максимума нагрузки.
Потребляемая мощность, или расходная часть баланса мощности, состоит из собственной нагрузки системы — регулярного максимума, потоков мощности в другие объединения, вероятного превышения нагрузки сверх регулярного максимума за счет случайных (нерегулярных) колебаний. Сюда же включается и необходимый резерв мощности (ремонтный и аварийный).
Ремонтный резерв, предназначенный для проведения плановых, текущих и капитальных ремонтов оборудования, определяют исходя из установленных сроков ремонтов для различных типов основного оборудования.
Аварийный резерв мощности устанавливается на основе экономически оправданной надежности энергоснабжения с учетом затрат на резервную мощность и ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. Иногда расчетная надежность электроснабжения принимается равной 0,999.
Приходная часть баланса мощности (покрытие нагрузки) включает располагаемую мощность электростанций и потоки мощности, идущие из других систем, а также потоки обмена мощностью более крупного энергообъединения, в которое входит проектируемая система. Баланс мощности должен быть таким, чтобы ее дефицит или избыток не превышал 1...2 % максимума нагрузки. |
