Снижение потерь энергии на электростанциях и в электрических сетях

из "Энергетический бизнес Изд2 "

Увеличение энергетической эффективности в производстве и передаче электроэнергии является важнейшей целью технической стратегии генерирующих и сетевых компаний (см. рис. 17.1). Рассмотрим этот вопрос применительно к тепловым электростанциям и распределительным электрическим сетям. [c.315]
Кроме того, снижение удельных расходов топлива оказывает косвенное влияние на рост производства электроэнергии на данной электростанции (в генерирующей энергокомпании), когда диспетчер энергосистемы (оператор энергетического рынка) повышает степень загрузки более экономичных генерирующих установок. [c.315]
Наглядное представление о достигнутом уровне топливной (тепловой) экономичности производства электрической энергии на отдельных стадиях технологического процесса дают энергобалансы потерь, связанных с отпуском энергии. В табл. 17.2 приведен пример подобного баланса для ТЭС. Как следует из него, кпд (нетто) электростанции составил 37,46%, что соответствует удельному расходу условного топлива 328,3 г/(кВт-ч). Таким образом, на стадии отпуска электроэнергии в сеть суммарные потери оцениваются величиной 62,54%. [c.315]
Отметим, что на покрытие потерь в турбинах затрачено 55% произведенной теплоты (это объясняется значительными потерями в конденсаторах турбин с охлаждающей водой). На покрытие потерь в котлах потребовалось 10% тепла топлива. [c.316]
Особое внимание в энергобалансе должно быть обращено на потери произведенной электроэнергии. Расход электроэнергии на собственные нужды в данном примере учтен в размере 5,65% от выработки. [c.316]
На рис. 17.2 приведена укрупненная схема основных направлений снижения удельных расходов топлива в компаниях и на электростанциях. В верхней части схемы показаны направления, обеспечивающие прогрессивные изменения в структуре генерации путем ускорения ввода и повышения готовности к работе экономичных конденсационных энергоблоков и оборудования ТЭЦ. При этом выделена необходимость повышения маневренности и модернизации всего энергооборудования. [c.316]
В нижней части схемы обозначены пути повышения топливной экономичности на уровне отдельных агрегатов, установок, систем. Она связана с верхней частью, поскольку на снижение удельных расходов топлива на отдельных участках оказывают влияние внешние структурные факторы. Здесь в качестве главных направлений указывается улучшение состояния основного и вспомогательного оборудования, а также топливо- и водоснабжения. Важными задачами являются обеспечение экономичных режимов работы при распределении электрических и тепловых нагрузок между агрегатами, а также соблюдение оптимальных параметров при ведении технологического процесса. В связи с этим требуются разработка уточненных нормативов, режимных карт, налаженный технический учет и контроль, внедрение средств комплексной автоматизации производственных процессов и современных информационных систем на базе компьютерных технологий. С помощью этих средств должен осуществляться регулярный комплексный анализ результатов работы с последующим инструктажем, обучением персонала и стимулированием его к достижению наилучших технико-экономических показателей. [c.316]
Следует подчеркнуть особую важность технического учета в сложном энергетическом производстве, где многие процессы непосредственно не наблюдаются и зависят от режима и условий работы оборудования. [c.318]
Цель мероприятия повышение топливной экономичности котельной. [c.318]
Паропроизводительность (мощность) парогенератора (QT) 220 т/ч. [c.318]
Годовое число часов использования установленной мощности (Ну) - 6000 ч/год. [c.318]
Стоимость топлива (5Т) 840 руб./т. [c.318]
Капитальные затраты на модернизацию (Км) 9200-1 03 руб. [c.318]
Объединив результаты расчетов, полученные разными методами, можно заключить, что период окупаемости находится в пределах 2-3 лет, что является приемлемым для энергосберегающих мероприятий в электроэнергетике. [c.318]
Электрические сети. Потери электроэнергии в сетевом комплексе выражаются в абсолютных и относительных величинах. Абсолютное значение определяется как разность объемов электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной потребителям по данным системы учета. Относительные потери - это процентное отношение абсолютной величины потерь к отпуску электроэнергии в сеть. [c.318]
Для электрических сетей российской электроэнергетики в целом этот показатель оценивается на уровне 13% и имеет тенденцию к росту, причем очевиден значительный разброс значений относительных потерь по региональным сетевым комплексам в некоторых энергосистемах они составляют более 20%. Для сравнения - потери электроэнергии в сетях стран Западной Европы, США и Японии находятся в диапазоне от 4,0 до 9,0%. [c.319]
В настоящее время в состав коммерческих включают также потери, вызванные погрешностями измерения электроэнергии (отпущенной в сеть и полезно отпущенной потребителям). Однако такие инструментальные потери правильнее было бы относить к технологическим. [c.319]
Технологические потери являются суммой технических потерь при передаче электроэнергии по сетям разного класса напряжения, расхода электроэнергии на собственные нужды трансформаторных подстанций и потерь, связанных с инструментальными погрешностями измерения электроэнергии. На рис. 17.3 приведена их развернутая структура. [c.319]
Нагрузочные потери, которые называются ещё переменными, составляют порядка 75% общих технологических потерь (остальная часть - условно-постоянные потери). В основном это потери в линиях электропередачи (около 65%) и силовых трансформаторах. В трансформаторах сосредоточены главным образом потери холостого хода. [c.319]

Вернуться к основной статье