Гидроэлектростанции. энергоэффективность и энергосбережение. основные требования (стр. 9 )

- паспорта систем учета энергоресурсов, акты соответствия;

- однолинейную схему электрических соединений с нанесением установленных приборов коммерческого и технического учета электроэнергии.

А.2 Определение фактических показателей энергетической эффективности ГЭС

А.2.1 Показателем энергетической эффективности использования потока воды в каждый текущий момент времени является коэффициент полезного действия гидроэлектростанции (КПД гэс), определяемый отношением величины электрической мощности на шинах всех гидрогенераторов к величине подведенной к ГЭС гидравлической мощности потока.

При переменном суточном графике нагрузки ГЭС в качестве среднеинтервального за промежуток времени Т (например, среднесуточного) значения показателя энергетической эффективности может быть принято среднеинтервальное значение КПД гэс - :

где: Э - выработка электроэнергии за период времени T;

Qi, Нi - средние значения расхода воды и напора ГЭС за учитываемый при оперативных измерениях отрезок времени Δt (например, 1 час), Δt   = T / n.

Энергоэффективность производства электроэнергии для внешнего потребления также определяется по зависимости (1), в которой значение Э определяется как количество электроэнергии, отпущенной с шин ГЭС в энергосистему за расчетный промежуток времени T.

Для определения показателя энергетической эффективности гидроэлектростанции необходимо сравнивать фактическое значение КПД с его нормативным значением.

Нормативные среднеинтервальные значения КПД определяются по нормативным энергетическим характеристикам, разработка которых для каждой ГЭС регламентирована ПТЭ [7] и СТО 17330282.27.140.015-2008; а методика разработки приведена в

Среднее за расчетный период (смена, сутки, неделя и т. д.) значение нормативного КПД гэс - определяется выражением

где: Рi и hi - значения мощности и КПД на нормативных энергетических характеристиках.

Значения мощности Рi определяются по графику нагрузки, разбитому на n равных промежутков времени.

В качестве показателя энергетической эффективности принимается величина:

А.2.2 Определение фактических показателей энергетической эффективности производится в ходе энергетических обследований путем анализа:

- состояния оборудования и сооружений, включая оборудование и сооружения собственных, хозяйственных и производственных нужд и анализа режимов работы оборудования и технологических систем объекта;

- эффективности использования водных ресурсов, включая водно-энергетические режимы и потери воды;

- потребления энергоресурсов при проведении ремонтов и ТПиР;

состояния систем технического и коммерческого учета;

энергетического баланса.

А.2.2.1 Анализ состояния оборудования и сооружений гидроэлектростанции включает изучение общих сведений по составу и техническому состоянию оборудования, внешний осмотр оборудования, анализ собранной информации и разработку мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности.

По составу оборудования должны быть собраны следующие сведения:

- основные технические данные по основному силовому оборудованию (гидротурбины, гидрогенераторы, силовые трансформаторы);

- схема водоподводящих и отводящих сооружений;

- состав основных внешних водопотребителей в верхнем и нижнем бьефах, а также для производственно-бытовых нужд ГЭС;

- состав потребителей электроэнергии на собственные, хозяйственные и производственные нужды и схема их электропитания;

- схема первичных соединений.

Оценка состояния оборудования и сооружений гидроэлектростанции должна включать:

- анализ технического состояния водоподводящих сооружений, гидротурбинных водоводов и отводящих сооружений в отношении минимизации потерь напора;

- сведения о периодичности капитальных ремонтов гидроагрегатов, наличии инструментальных оценок качества его производства;

- оценку состояния проточной части гидротурбин;

- наличие контроля комбинаторной зависимости поворотно-лопастных гидротурбин и техническое состояние схемы регулирования комбинаторной связи по напору;

- наличие ограничений минимальной и максимальной мощности гидроагрегатов и техническое состояние устройств ограничения мощности;

- техническое состояние вспомогательного оборудования.

Анализу подлежат факторы, оказывающие влияние на техническое состояние оборудования:

- характерные суточные графики нагрузки ГЭС для различных сезонов года;

- существующие режимы регулирования активной и реактивной мощности;

- наличие и продолжительность работы генераторов в режиме СК;

- размещение на ГЭС вращающегося резерва и его величина;

- наличие и техническое состояние устройств автоматического регулирования активной и реактивной мощности;

- участие ГЭС (и отдельных гидроагрегатов) в регулировании частоты и перетоков мощности в энегосистеме;

- среднесуточное число пускоостановочных операций;

- водно-энергетические режимы, статистические данные о сезонных, недельных и суточных колебаниях уровней верхнего и нижнего бьефов и напорах за период не менее 4-х лет (суточные ведомости за период не менее, чем за 4 года);

- почасовые данные учета электроэнергии за период не менее 4-х лет (в объеме реализованного коммерческого и технического учета);

- диспетчерские графики нагрузки оборудования за период не менее 4-х лет.

В результате проведенного анализа состояния оборудования и сооружений гидроэлектростанции должна быть дана оценка и характеристика энергетических потерь с указанием причин их возникновения, определено оборудование, на котором имеет место неэффективное использование гидроэнергоресурсов.

А.2.2.2 Анализ эффективности использования водных ресурсов, включая водно-энергетические режимы и потери воды, выполняется на основе изучения:

- водно-энергетических режимов и характеристик оборудования;

- сезонных, недельных и суточных колебаний уровней верхнего и нижнего бьефов;

- напоров ГЭС;

- расходов воды;

- суточных графиков нагрузки ГЭС для различных сезонов года;

- распределения нагрузки между агрегатами.

В результате проведенного анализа должна быть дана оценка и характеристика потерь водных ресурсов с указанием причин их возникновения по обследуемым объектам, составлен водный баланс гидроэлектростанции с выделением объемов, характеризующих распределение водных ресурсов на турбинные расходы, холостые сбросы, фильтрацию, неэнергетические расходы.

Фактические значения показателей эффективности использования стока воды на ГЭС определяются по результатам измерений. При подготовке к производству измерений должны быть намечены характерные дни недели, продолжительность и цикличность измерений энергетических параметров, подготовлены и подключены необходимые измерительные и регистрирующие приборы, намечены посты наблюдений и назначены лица, ответственные за измерения.

Цикличность производства измерений зависит от режима работы ГЭС.

При работе ГЭС в базисе или в полупиковой части графика нагрузки, но без возложения на ГЭС функций регулирующей электростанции цикличность измерений может составлять 20-30 мин. При этом рекомендуется дополнительно регистрировать моменты изменения нагрузки ГЭС и мощность генераторов до и после изменения.

На регулирующих ГЭС измерения следует производить с цикличностью не более 5-10 мин. В связи с большим объемом измерений следует применять преимущественно автоматическую регистрацию параметров.

Для вычислений фактических среднеинтервальных значений КПД используется выражение (1). При этом должен быть определен КПД как для каждого гидроагрегата, так и для ГЭС в целом для произведенной и отпущенной электроэнергии. Расход воды Q, при отсутствии расходомеров вычисляется по расходно-мощностной характеристике по измеренным значениям Рi и Нi. При вычислении КПД ГЭС по производству электроэнергии в расчете принимается значение электроэнергии, равное сумме измеренных значений на шинах всех гидрогенераторов, а при вычислении КПД ГЭС по отпуску электроэнергии - значение электроэнергии, измеренной на шинах ГЭС.

Для вычислений нормативных значений КПД используется выражение (2), в котором в качестве ήi принимается значение КПД по нормативным энергетическим характеристикам. При равномерном распределении нагрузки между агрегатами допустимо использовать средние для агрегатов значения мощности Рi.

Сопоставление фактических и нормативных значений показателей энергетической эффективности должно производиться для показателей, вычисленных для равных периодов времени и для одинаковых режимов работы ГЭС. При наличии каких-либо различий в режимах работы ГЭС, влияющих на ее эффективность, следует скорректировать значения нормативных показателей введением поправочных коэффициентов аналогично тому, как это предусмотрено для удельных расходов воды. Результатом сопоставления должно быть вычисление величины Δή в соответствии с выражением (3).

А.2.2.3 Анализ потребления энергоресурсов на ремонты и ТПиР

При проведении анализа потребления энергоресурсов на ремонты и ТПиР должно определяться соответствие фактического потребления энергоресурсов запланированным показателям. В ходе обследования должны быть проанализированы фактические расходы энергоресурсов, установлены причины их отклонения от запланированных и даны предложения по обеспечению режима энергосбережения и повышению энергоэффективности, с оценкой инвестиционной привлекательности реализации предложенных мероприятий.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14