Рогалёв Н.Д. (ред.) Экономика энергетики

Подождите немного. Документ загружается.

191

Выразив производные через относительные приросты, перепишем

уравнения (9.23) в виде

ст 1

+ λ

(1 – σ

) = 0, …, r

ст n

+ λ

(1 – σ

) = 0;

п + 1

ст (п +1)

+ λ

(1 – σ

п+1

) = 0, …, λ

ст т

+ λ

(1 – σ

) = 0;

г 1

+ λ

(1 – σ

г 1

) = 0, …, λ

г п

+ λ

(1 – σ

г п

) = 0;

а1

а 1

+ λ

(1 – σ

а 1

) = 0, …, λ

а п

+ λ

(1 – σ

а п

) = 0.

Отсюда

ст1

1σ

−

= – λ

, …,

ст

1σ

−

= – λ

;

1ст

(1)

1σ

−

= – λ

, …,

ст

1σ

rλ

−

= – λ

;

г1 г1

г1

1σ

rλ

−

= – λ

, …,

гг

1σ

rλ

−

= – λ

; (9.24)

a1 a1

1σ

rλ

−

= – λ

, …,

1σ

rλ

−

= – λ

Следовательно, для обеспечения распределения электрической на-

грузки между отдельными электростанциями (конденсационными,

ТЭЦ, гидроэлектростанциями, атомными электростанциями) на мини-

мум суммарного расхода топлива энергообъединением необходимо,

чтобы в каждый момент времени выполнялось следующее условие:

ст1

1σ

−

= … =

ст

1σ

−

1ст

(1)

1σ

−

= … =

ст

1σ

rλ

−

г1 г1

г1

1σ

rλ

−

= … =

гг

1σ

rλ

−

a1 a1

1σ

rλ

−

= … =

1σ

rλ

−

, (9.25)

где r

ст1

, r

ст2

, …, r

ст п

— относительные приросты расхода условного

топлива на 1, 2, …, п-й тепловой электростанции (нетто),

т у.т/(МВт·ч); r

ст (п+1)

, …, r

ст т

— относительные приросты расхода

условного топлива на п + 1, …, т-й тепловых электростанциях, кото-

рые должны израсходовать определенное количество топлива (не-

транспортабельные горючие отходы промышленного предприятия)

или теплоты вторичных энергоресурсов, т у.т/(МВт·ч); r

г1

, …, r

гп

—

относительные приросты расхода воды на 1, 2, …, п-й гидростанции,

(м

/с)/МВт; r

а 1

, …,

а п

— относительные приросты расхода ядерного

топлива на 1, 2, …, п-й атомной электростанции, выраженные в тон-

нах условного топлива, т у.т/(МВт·ч); λ

п + 1

, …, λ

— безразмерные

коэффициенты, используемые для обеспечения режимов на (п + 1),

…, т-й тепловых электростанциях, при которых ими расходуется за-

192

данное количество топлива или теплоты вторичных энергоресурсов;

г1

, …, λ

гп

— коэффициенты, характеризующие изменение расхода

условного топлива в энергосистеме под влиянием изменения расхода

воды на 1, 2, …, п-й ГЭС, (т у.т/ч)/(м

/с); λ

а1

,…, λ

ап

— безразмерные

коэффициенты, необходимые для обеспечения определенного (наи-

большего) использования 1, 2, …, п-й атомной электростанции (с уче-

том ограничения по минимальной мощности реактора, вызываемого

эффектом «отравления»);

, …, σ

;

п+1

, …, σ

; — относительные приросты потерь мощности

г1

, …, σ

г п

; в электрических сетях.

а1

, …, σ

а п

Изменение режима работы отдельных электростанций сказывается

главным образом на топливной составляющей себестоимости элек-

троэнергии в энергосистеме. Поэтому достижение минимума затрат

на топливо означает и минимум затрат на производство электроэнер-

гии. При одинаковых удельных затратах на одну тонну условного то-

плива на всех тепловых электростанциях оптимальный режим работы

электростанций энергосистемы соответствует минимальным затратам

на это топливо.

При различных удельных затратах на топливо, присущих отдель-

ным электростанциям данной энергосистемы, для достижения мини-

мума себестоимости электроэнергии необходимо, чтобы в каждый

момент времени существовало равенство:

ст1 т1

1σ

−

= … =

ст т

1σ

−

1ст т

(1)

1σ

−

= …

… =

ст т

1σ

тт т

rλ

−

г1 г1 т

ср

г1

1σ

rλ

−

= … =

гг т.ср

1σ

rλ

−

a1 a1 а1

1σ

rλ

−

= … =

aa а

1σ

nn п

rλ

−

, (9.26)

где Ц

т1

, …, Ц

тп

, Ц

т(п+1)

, …, Ц

тт

— удельные затраты (цены) на ус-

ловное топливо на 1, 2, ..., п, (п+1), …, т-й тепловой электростан-

ции, руб/т у.т.; Ц

т.ср

— средние удельные затраты на условное топ-

ливо на тепловых электростанциях, нагрузка которых меняется с

изменением нагрузки гидростанций, руб/т у.т.; Ц

а1

, …, Ц

ап

— удель-

ные затраты на ядерное горючее, выраженное в тоннах условного

топлива, руб/т у.т.

Если принять удельные затраты на топливо одной из электростан-

ций за базисные, то, разделив равенство (9.26) на Ц

т i

, получим:

193

ст1

т1

1т

1σЦ

−

= … =

ст

1σЦ

пi

−

1ст

(1)

т( 1)

1т

1σ Ц

пi

−

= …

… =

тст.т т.т

тт

1σ Ц

rλ

−

г1 г1

т.ср

г1 т

1σ Ц

rλ

−

= … =

гг

т.ср

гт

1σ Ц

rλ

−

a1 a1 а1

a1 т

1σ Ц

rλ

−

= … =

aa а

aт

1σ Ц

nn n

rλ

−

. (9.27)

Таким образом, для перехода от критерия минимума расхода топ-

лива к критерию минимума себестоимости электроэнергии в энерго-

системе или объединении энергосистем необходимо значения относи-

тельных приростов расхода топлива умножить на отношение удель-

ных затрат на топливо на данной станции к аналогичному показателю

на базовой электростанции. Причем если (Ц

/Ц

т i

) > 1, то на данной

электростанции для обеспечения минимума себестоимости электро-

энергии необходимо снизить нагрузку сравнительно с ее режимом на

минимум расхода топлива. Если (Ц

/Ц

т i

) < 1, то на данной станции

необходимо повысить нагрузку по сравнению с режимом, обеспечи-

вающим минимум расхода топлива. Коэффициенты λ

, λ

устанав-

ливаются итеративным или иным методом исходя из условия полного

использования заданного суточного расхода воды на ГЭС, определен-

ного количества топлива на ТЭС, имеющей ограничения по расходу

топлива, обеспечения определенного (наибольшего) использования

ядерного топлива атомной электростанции.

Перераспределение электрической нагрузки между электростан-

циями 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 необходи-

мости умножения относительных приростов расхода топлива элек-

тростанций на поправочный коэффициент 1/ (1 – σ).

Суммируя нагрузки отдельных станций при одинаковых значениях

относительных приростов расхода топлива, найдем электрические

нагрузки энергосистемы, соответствующие этим относительным при-

ростам. Так устанавливается связь между нагрузкой энергосистемы и

нагрузкой каждой станции.

Сложность оптимизации использования производственных мощ-

ностей электростанций и потребность в учете меняющихся условий и

ограничений приводят к необходимости применения ЭВМ. Опреде-

ление оптимальных режимов использования производственных мощ-

ностей выполняется не только в эксплуатационных условиях, но и

при проектировании развития энергетики.

194

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 на-

значение.

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 произ-

водственных мощностей электростанции в энергообъединении.

195

Глава 10

ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ РЕМОНТНОГО

ОБСЛУЖИВАНИЯ В ЭНЕРГЕТИКЕ

10.1. Организация ремонтного обслуживания

энергетических предприятий

Машины подвергаются физическому и моральному износу, вслед-

ствие чего они перестают соответствовать предъявляемым к ним тре-

бованиям 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 совер-

шенное. Модернизация позволяет увеличить сроки службы дейст-

вующего оборудования, при этом затраты на устранение морального

износа в таком случае несравненно ниже затрат на его замену, неред-

ко 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 со-

стоянии, восстановление его наиболее важных характеристик, улуч-

шение эксплуатационных качеств и повышение экономической эф-

фективности его использования достигаются за счет применения сис-

темы 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

196

ликвидация ее последствий. Это не исключает необходимости в ава-

рийном ремонте, если авария все же имела место.

Ремонт по системе ППР включает текущий ремонт и капитальный.

Потребность в текущем ремонте выявляется при контрольно-

осмотровых операциях и в процессе эксплуатации машины. Цель те-

кущего ремонта — обеспечить надежную работу оборудования до

очередного ремонта (текущего или капитального).

При текущем ремонте производят несложные ремонтные опера-

ции с разборкой или без разборки узлов, различного рода регулиров-

ки, 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 пара-

метрами машины. Капитальный ремонт должен гарантировать беспе-

ребойную службу машины в течение установленного межремонтного

периода при условии ее надлежащего технического обслуживания,

проведения текущих ремонтов и эксплуатации в соответствии с ут-

вержденными инструкциями и эксплуатационными характеристика-

ми. Оборудование может быть выведено в капитальный ремонт, если

большая часть основных узлов нуждается в восстановлении, а техни-

ческое состояние машины ухудшается в связи со снижением надеж-

ности 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 уз-

лов и машины в целом.

Капитальный ремонт оборудования при необходимости сочетается с

его модернизацией, в результате которой технические и эксплуатаци-

онные качества оборудования доводятся до уровня лучших образцов.

Периодичность проведения капитальных и текущих ремонтов обо-

рудования электростанций и сетей устанавливается для каждого вида

оборудования исходя из требований надежности и экономичности его

работы.

197

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:

Годы ремонтного цикла 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Вид ремонта Тр Ср Кр

Тр Ср Кр

В течение этого времени проводятся:

капитальные ремонты трех категорий (Кр

, Кр

), различаю-

щиеся по объему и сложности работ, связанных с заменой поверхно-

стей 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 продолжительно-

стью 12 календарных дней в год в период планируемых кратковре-

менных остановов (как правило, в выходные дни) в целях устранения

отдельных неисправностей, а также техническое обслуживание на

действующем оборудовании (ТОД) для поддержания его работоспо-

собности.

Средняя продолжительность межремонтного периода различного

энергетического оборудования зависит от типа оборудования, год:

Агрегаты тепловых станций .............................................................................2—3

Гидроагрегаты....................................................................................................4—5

Котлоагрегаты....................................................................................................1—2

Трансформаторы силовые............................................................................... До 15

Вспомогательное оборудование.............................................................................1

Длительность МРП для энергосистемы имеет большое значение.

При увеличении длительности МРП и сохранении продолжительно-

сти простоя в ремонте в заданных пределах возрастает степень готов-

ности агрегата к работе, уменьшается численность персонала, необ-

ходимого для ремонта, повышается эксплуатационный резерв энерго-

системы.

Степень готовности электростанции к работе характеризуется так

называемым коэффициентом готовности агрегата:

198

аб

крем

−

рем

к.р р.т.р р.т.р т.р т.р

р.ц

tnt nt

где Т

раб

— время оборудования в работе, ч; Т

— календарное время,

равное 8760 ч; Т

рем

— продолжительность ремонта, ч/год; t

к.р

— про-

должительность капитального ремонта, ч; t

р.т.р

— продолжительность

расширенного текущего ремонта, ч; n

р.т.р

— число расширенных те-

кущих ремонтов за время ремонтного цикла; t

т.р

— продолжитель-

ность текущего ремонта; n

т.р

— число текущих ремонтов за время ре-

монтного цикла; t

р.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 материально-

техническая подготовка к ремонту. За два-три месяца до начала ремон-

та 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 последова-

тельности;

• пооперационные нормы времени и нормы расхода ремонтных

материалов.

199

На основе проекта организации ремонтных работ разрабатываются

сетевые и линейные графики ремонта и технологические карты ре-

монтных 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 пере-

довые методы. Максимально механизируются трудоемкие ремонтные

работы, подъем грузов к рабочим местам, горизонтальный транспорт

грузов. Монтируются кислородные, ацетиленовые и электросвароч-

ные 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 оборудова-

ния (при наличии резервных агрегатов собственных нужд). При раз-

дельном ремонте основного и вспомогательного оборудования один

из комплектов последнего ремонтируется до останова основного аг-

регата. Это позволяет значительно сократить простой основных агре-

гатов в ремонте и снизить потребность в ремонтном персонале.

Прием основного оборудования из капитального ремонта электро-

станций производится комиссией под руководством главного инже-

нера станции. После предварительного приема оборудования из ре-

монта оно проверяется в работе под нагрузкой в течение 24 ч. При

отсутствии дефектов в работе в течение этого срока дается предвари-

тельная оценка качества ремонта и оборудование принимается в экс-

плуатацию. Если при опробовании под нагрузкой обнаруживаются

дефекты, то капитальный ремонт считается неоконченным до их уст-

ранения и вторичной проверки агрегатов под нагрузкой в течение

24 ч. Окончательная оценка качества ремонта дается после месяца его

работы под нагрузкой, когда производятся необходимые эксплуата-

ционные испытания и измерения.

Основные эксплуатационные показатели, характеризующие каче-

ство ремонта:

• для котлов — паропроизводительность, давление и температура

перегретого пара, температура уходящих газов, потери тепла с ухо-

дящими газами, КПД агрегата брутто, расход электроэнергии на тягу

и дутье и на помол топлива;

200

• для турбоагрегатов — расход свежего пара, давление и темпе-

ратура свежего пара, вакуум в конденсаторе, температура питатель-

ной воды за подогревателями высокого давления, измерение вибра-

ции опорных узлов.

Если по истечении одного месяца работы агрегата после капиталь-

ного ремонта предварительная оценка качества ремонта не изменяет-

ся, она утверждается в качестве окончательной.

Используют три способа ремонтного обслуживания: хозяйствен-

ный, 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, центра-

лизованная 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 обще-

каскадным персоналом при объединении ГЭС в каскады.

При цеховой форме ремонтного обслуживания капитальные и те-

кущие ремонты оборудования рассредоточены по основным цехам

станции и производятся ремонтным персоналом соответствующего

цеха на закрепленном за ним оборудовании. В обязанности ремонтно-

го персонала цехов входит также межремонтное обслуживание обо-

рудования. Изготовление необходимых для ремонта запасных частей

и приспособлений сосредотачивается в этом случае в мастерских

станции.

Цеховая форма имеет как преимущества, так и недостатки.

С одной стороны, имеется ремонтный персонал, который может

быть использован при проведении как плановых, так и внеплановых,

аварийных ремонтов. Высокая ответственность и квалификация ре-

монтного персонала и повторяемость работ не требуют особого кон-

троля при ремонте со стороны руководящего инженерно-техническо-

го персонала. Высокая производительность труда и относительно

низкие затраты на содержание цехового ремонтного персонала при-

водят к тому, что ремонты обходятся относительно недорого по срав-

нению с подрядным способом.

С другой стороны, цеховая форма не всегда экономически целесо-

образна. Эта форма экономически оправдана только для крупных

станций, имеющих сравнительно большой объем ремонтных работ,