Меню
Главная
Авторизация/Регистрация
 
Главная arrow Техника arrow Инжиниринг объектов интеллектуальной энергетической системы. Проектирование. Строительство. Бизнес и управление

Предынвестиционная фаза проекта (разрабатываемые документы — концепция, ОИ, ТЭО, БП)

Все необходимые на предынвестиционной фазе развития проекта исходные данные можно разделить на следующие группы.

  • 1. Априорные для данного проекта знания проектировщиков[1], основанные на их интеллекте и компетенции (опыте). На основе этих знаний даже до сбора первичных исходных данных у проектировщика формируется мысленная модель объекта строительства, хотя она и не зафиксирована пока ни в каком документе.
  • 2. Балансы электрической энергии и мощности в пределах ОЭС, зоны свободного перетока электрической мощности (см. термины в прил. 1), территориальной энергосистемы (в пределах субъекта Федерации), энергорайона (энергоузла).
  • 3. В случае строительства ТЭЦ (или генерирующих источников на основе ВИЭ с выдачей теплоты) — балансы тепловой энергии и мощности в районе теплоснабжения станции, исходя из экономически обоснованного и технически рационального радиуса. Кроме того, следует знать к какому типу относится система теплоснабжения — открытая или закрытая (см. прил. 1), а также существующие способы регулирования подачи тепла потребителям.

Существуют три принципиально различных метода регулирования отпуска тепловой энергии на нужды теплоснабжения: качественный, количественный и качественно-количественный. При качественном методе регулирования температура теплоносителя изменяется в зависимости от температуры наружного воздуха, а его расход остается постоянным. При количественном методе, наоборот, температура теплоносителя остается постоянной, а его расход в системе теплопотреб- ления меняется в зависимости от температуры наружного воздуха. Качественноколичественный метод сочетает в себе характеристики обоих названных методов. В свою очередь, все эти методы подразумевают центральное (в источнике тепла) и местное регулирование.

  • 4. Модель загрузки ТЭС (строящихся мощностей) по электрической и (при комбинированной выработке электроэнергии и тепла) тепловой мощности. При ее определении предполагается проведение предварительных маркетинговых изысканий на рынках электроэнергии и тепла (для ТЭЦ).
  • 5. Данные по территориальному размещению генерирующих источников: ситуационный план площадки и прилегающих территорий в радиусе 10—20 км; выкопировка из существующей схемы генерального плана; микро- и макроклиматическое районирование площадки строительства для оценки стоимости заказываемого оборудования (в соответствии с ГОСТ 15150—96).
  • 6. Существующая инфраструктура проекта и планы её развития: электрические и тепловые сети, источники водоснабжения и устройства водоотведения, схема автомобильного и железнодорожного транспорта (последняя важна при планировании строительства угольной электростанции).
  • 7. В случае реконструкции, в том числе расширения, технического перевооружения действующей станции:
    • • проектные и эксплуатационные данные по работающему оборудованию;
    • • графики фактической загрузки по электрической и тепловой мощностям;
    • • выработка электроэнергии, теплоты по месяцам и по годам за последние полные 2 года;
    • • тепловая схема;
    • • схемы водоподготовки для собственных нужд и нужд тепловых сетей (при строительстве ТЭЦ);
    • • схемы генерального плана и инженерных сетей на площадке;
    • • главная схема электрических соединений и электрическая схема собственных нужд.
  • 8. Результаты предварительного риск-анализа: о наличии и характере политических, экономических рисков, о возможностях получения положительных (без обременения инвестора) ТУ на присоединение к внешней инфраструктуре проекта.
  • 9. Технические и стоимостные данные по основному оборудованию станции (технологическим установкам ВИЭ по производству электроэнергии, котлам, турбоустановкам, генераторам, мощным трансформаторам — блочным, собственных нужд, автотрансформаторам связи распределительных устройств разных напряжений).
  • 10. Технические и стоимостные данные по вспомогательному оборудованию.

Вышеперечисленная исходная информация дает основание для разработки первого приближения модели энергообъекта. Она часто не имеет форму документа, так как не скреплена подписями ответственных лиц, её применение не влечет за собой никаких последствий со стороны государственных регулирующих и надзорных органов. Далее, по мере развития проекта и расширения объема знаний о нем, появляется необходимость в новых исходных данных, объем которых определяется спецификой предполагаемого строительства.

Модель загрузки энергоисточника по электрической и тепловой энергии в виде графика (зависимости мощности от времени) строится на основании прогнозных графиков потребления. Зная их, можно определить в первом приближении (которое, как правило, удовлетворительно и для всех дальнейших стадий проекта) потребность в топливе. Чаще всего на этапе предпроект- ных проработок применяется упрощенный подход, заключающийся в использовании одноступенчатого графика зависимости установленной мощности Ny от условного времени — так называемого числа часов использования этой мощности за год Ту. При этом сохраняется неизменной прогнозируемая годовая выработка электроэнергии fVr:

Расчет потребности в газообразном топливе для ПГУ (ГТУ) при рассмотренном упрощенном подходе к планированию годовой загрузки дается ниже в примере 7.1.

Пример 7.1. Расход газа в ГТУ или ПГУ, млн м' без дожигания топлива в котле-утилизаторе (КУ) при нормальных условиях’ (давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0 °С) рассчитывается по формуле

где 0,86 — физический эквивалент 1 МВт ч (0,86 Гкал/(МВт ч)); Ny — номинальная мощность ГТУ или ПГУ, МВт; Ту — число часов использования номинальной (установленной) мощности ГТУ или ПГУ; рг — плотность газа, кг/м’’ (принимается равной [2]

0,683 кг/м"[3]); г)э — электрический КПД ГТУ или ПГУ; Q? — низшая теплота сгорания природного газа (принимается равной 11 714,5 ккал/кг)[3].

Иногда вместо КПД для газовых турбин изготовители в документации приводят так называемый удельный расход теплоты, измеряемый, как правило, в килоджоулях на киловатт-час. Если перейти от килоджоулей к граммам условного топлива (г у.т.), то придем к привычному удельному расходу условного топлива и КПД.

Необходимо иметь в виду, что ОАО «Газпром» при расчётах с потребителями использует атмосферные условия по ГОСТ 2939—63, которые часто называют «стандартными»:

  • • температура 20 °С (293,15 К);
  • • давление760 мм рт. ст. (101 325 Н/м-);
  • • степень влажности — нуль.

Таким образом, масса 1 м3 газа по ГОСТ 2939—63 несколько меньше, чем при «химических» нормальных условиях.

Топливом для ГТУ в подавляющем числе случаев является сухой природный газ (ГОСТ 5542), состав (в объемных долях), низшая теплота сгорания и плотность которого задаются заказчиком изготовителю турбины.

Порядок расчета годовой потребности в топливе для угольной электростанции приведен в примере 7.2

Пример 7.2. Требуется рассчитать годовую потребность в угле пылеугольного энергоблока мощностью 800 МВт с КПД, равным 45 %. Ту = 6500 ч. Низшая теплота сгорания бурого угля Qр = 2825 ккал/кг.

Зная КПД, определяем расход условного топлива (с теплотой сгорания 7000 ккал/кг) по известной формуле [18J

Годовая выработка электроэнергии

Годовое потребление условного топлива

Годовое потребление натурального топлива

  • [1] Наименования профессии «проектировщик» и «проектант» сейчас стали синонимами. В текстебудем употреблять более старый термин «проектировщик».
  • [2] Стандартные физические условия, к которым обычно приводят свойства веществ. Нормальныеусловия [(н. у.), соответствуют англ. Standard temperature and pressure, STP]. определены IUPAC(Международным союзом чистой и прикладной химии).
  • [3] 2 1 кал/кг = 4,1868 Дж/кг.
  • [4] 2 1 кал/кг = 4,1868 Дж/кг.
 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ ОРИГИНАЛ   След >
 

Популярные страницы