Стартовая >> Архив >> Генерация >> Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС

Экономическое стимулирование маневренных режимов ТЭС - Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС

Оглавление
Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС
Общие показатели эксплуатации ТЭС
Графики электрических нагрузок
Требования к маневренным характеристикам и режимам работы энергоблоков
Режимы работы энергоблоков ТЭС
Условия работы оборудования ТЭС
Частичные нагрузки оборудования ТЭС
Пути повышения надежности котлов при частичных нагрузках
Выбор типа парораспределения турбин при работе в маневренном режиме
Работа турбин при переводе в режим скользящего давления среды
Экономичность оборудования на частичных нагрузках при переводе с номинального на скользящее давление
Работа барабанных и прямоточных котлов на частичных нагрузках
Минимальные нагрузки энергоблоков 150 МВт с котлами ТГМ-94
Минимальные нагрузки энергоблоков 150 МВт с котлами ТП-92
Минимальные нагрузки энергоблоков с котлами ТП-100
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами ТГМП-314
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами ТПП-312
Минимальные нагрузки энергоблоков с котлами ТГМП-3I4A
Минимальные нагрузки энергоблоков 250/300 МВт с котлами ТГМП-344А
Режимы энергоблоков 300 МВт с комбинированным давлением среды
Применение скользящего давлении на энергоблоках 800 МВт
Работа энергоблоков 1200 МВт на скользящем давлении среды
Рекомендации по совершенствованию гидравлических схем и работы котлов на частичных нагрузках
Работа ТЭС в условиях резкопеременных нагрузок
Режимы перегрузок энергоблоков с включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТГМП-М4 и включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТГМП-314 и включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТПП-312 и включенными ПВД
Увеличение перегрузочных возможностей энергоблоков после модернизации оборудования
Проверка перегрузочных возможностей энергоблоков за счет отключения ПВД
Перегрузочные возможности ТЭС
Кратковременные набросы нагрузок энергоблоков
Приемистость энергоблоков 300 МВт в режиме скользящего и номинального давлений среды
Приемистость энергоблоков 300 и 800 МВт при отключении ПВД
Способы быстрой разгрузки ТЭС
Сбросы нагрузок энергоблоков 160 МВт с котлами ТГМ-94 с переводом их в режим нагрузки СН
Сбросы нагрузок энергоблоков  200 МВт с котлами ТП-101 с переводом их в режим нагрузки СН
Сбросы нагрузок энергоблоков  200 МВт с котлами ТП-100 с переводом их в режим нагрузки СН
Перевод энергоблоков 160 -200 МВт на нагрузку собственных нужд
Перевод энергоблоков 300 МВт в режим нагрузки собственных нужд
Работа энергоблоков в моторном режиме
Режимы пуска и останова оборудования ТЭС
Требования, предъявляемые к пусковым схемам энергоблоков
Варианты принципиальных пусковых схем энергоблоков
Типовые пусковые схемы энергоблоков 300 и 800 МВт
Организация пускоостановочных режимов энергоблоков с примоточными котлами
Подготовка энергоблока к пуску энергоблоков с примоточными котлами
Операции пусковых режимов энергоблоков с примоточными котлами
Режимы пуска энергоблоков с пониженным расходом питательной воды
Влияние режимов частых пусков и остановов на надежность и экономичность работы
Допустимые скорости прогрева и расхолаживания толстостенных элементов энергоблоков
Расходы теплоты и потери топлива при пусках оборудования
Определение потерь топлива на пуски и остановы энергоблоков
Оптимизация режимов работы ТЭС
Оптимизация режимов работы ГРЭС с однотипным оборудованием
Оптимизация режимов работы ГРЭС энергоблоками 160 и 300 МВт
Совершенствование тепловых схем и режимов работы энергоблоков
Экономическое стимулирование маневренных режимов ТЭС
Список литературы

По условиям топливно-энергетического баланса страны в целях экономии дефицитного газомазутного топлива в европейской части СССР следовало бы максимально уменьшать выработку электроэнергии газомазутными конденсационными электростанциями в часы минимума электропотребления. Для уменьшения выработки электроэнергии планируется использование остановов энергоблоков в резерв на выходные, праздничные дни и на ночь, а также разработка и внедрение мероприятий по снижению достигнутого технического минимума, при этом использование маневренных режимов прямым образом снижает технико-экономические показатели работы ТЭС и одновременно повышает эффективность работы ОЭС в целом вследствие,уменьшения выработки электроэнергии на дефицитном газомазутном топливе в часы минимума электропотребления,
В условиях хозрасчета, самофинансирования и самоокупаемости повышение маневренности ТЭС при существующих экономических положениях приведет к снижению их прибыли.
В этой связи система экономического стимулирования должна быть направлена на повышение заинтересованности персонала, работающего на ТЭС при резкопеременном графике электрических нагрузок. Основным фондообразующим показателем в системе экономического стимулирования в настоящее время выступает коэффициент использования установленной мощности (см. § 1.1):
(6.4)
Из уравнения (6.4) следует, что коэффициент использования установленной мощности не учитывает особенностей маневренной мощности и не стимулирует участия ТЭС в регулировании электроснабжения.
По сравнению с базовой мощностью маневренная электрическая мощность характеризуется более высокими потребительскими свойствами и требует существенных дополнительных затрат на создание и эксплуатацию. В этой связи совершенствование экономического стимулирования ТЭС можно осуществить путем ввода соответствующих поправок, например, целевого понижающего коэффициента ф к базовой мощности; ф< I [182].
Тогда формулу (6.4) можно записать в следующем виде:
(6.5)
где W- электроэнергия, выработанная блоком в маневренном и базовом режимах; ф коэффициент, стимулирующий выработку электроэнергии в маневренном режиме.
Разделение выработанной электроэнергии в маневренном и базовом режимах должно осуществляться с учетом фактического графика электрической нагрузки. Выработанная маневренная электроэнергия отличается тем, что ее экономические преимущества проявляются не в сфере производства, а в сфере потребления. Поэтому значение коэффициента ψ невозможно определить технико-экономическими показателями работы ТЭС, так как с переходом в маневренный режим, как было отмечено выше, эти показатели ухудшаются. Единственным экономическим показателем, учитывающим преимущества работы ТЭС в маневренном режиме, является удельная балансовая прибыль от реализации потребителям 1 кВт-ч электроэнергии [182].  Указанную прибыль следует использовать для оценки названного коэффициента. Прибыль представляет собой разность между ценой и себестоимостью:
(6.6)
Цена и себестоимость электроэнергии имеют аналогичные структуры. Обе они складываются из составляющих, пропорциональных мощности и энергии.
В цене это хорошо видно на примере двухставочного тарифа, включающего основную и дополнительную платы:
(6.7)
где а — основная плата потребителя за максимальную электрическую нагрузку; /Су.Ккс коэффициент, учитывающий участие нагрузки потребителя в максимальной нагрузке энергосистемы; hмакс — число часов использования максимальной электрической нагрузки; β — дополнительная плата за потребленную электроэнергию.
Первое слагаемое уравнения (6.7) — мощностная составляющая цены, второе — расходы на используемый энергоресурс (топливо).
Аналогична структура и себестоимости электроэнергии. В упрощенном выражении ее можно записать так:
(6.8)
где Копф— удельная стоимость основных производственных фондов, отнесенная на 1 кВт установленной мощности; Рам, Рэ — доля отчислений от основных производственных фондов на амортизацию и эксплуатацию издержки; hу — число часов использования установленной электрической мощности; б — удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию; Цт — цена потребляемого топлива; ус — доля расхода электроэнергии на собственные нужды.
Первое слагаемое уравнения (6.8) издержки на электрическую мощность, второе — на топливо.
Обе составляющие — мощностная и топливная — должны обеспечить прибыль. От реализации мощности удельная прибыль определится так:

а от реализации энергии (топливная составляющая) Пт = β — — ЦТбЭ, причем Πэ = ΠΝ + ΠΤ.
Соотношение величин ПN и ПТ представляет собой структуру прибыли. Она зависит от многих факторов, в том числе и от режима работы ТЭС.

По данным [182] при переходе с базового на маневренный режим работы мощностная составляющая цены 1 кВт-ч электроэнергии растет быстрее, чем мощностная составляющая его себестоимости, вследствие чего удельная балансовая прибыль от реализации электроэнергии в маневренном режиме возрастает.
Это необходимо использовать при оценке коэффициента φ, стимулирующего маневренную выработку электроэнергии:
(6.9)
где— удельная балансовая прибыль от реализации 1 кВт-ч электроэнергии в базовом и маневренном режимах (мощностная составляющая).
Усредненные рекомендуемые к использованию значения коэффициента φ при числе часов использования электрической мощности в маневренном режиме в год 4000, 3500, 2500 [182] для ТЭС с конденсационными энергоблоками 160—800 МВт соответственно равны 0,65; 0,59 и 0,45, для ТЭС с теплофикационными турбоагрегатами Т и ПТ — соответственно 0,66; 0,59 и 0,45.



 
« Статическая система регулирования оперативным током на ТЭЦ-25   Строительство, реконструкция и ремонт дымовых труб »
электрические сети