Определение характеристики относительных приростов затрат и расходной характеристики теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

ВВЕДЕНИЕ

Энергетическая система (энергосистема) является основным технологическим звеном производства электрической и тепловой энергии, и представляет комплекс электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей, связанных общностью режима работы и соответственно имеющих централизованное оперативно-диспетчерское управление. На теплоэлектроцентралях энергосистемы осуществляется совмещенное производство тепловой и электрической энергии. Поэтому, разделение энергосистемы на независимые электроэнергетическую и теплоэнергетическую части производится условно.

В данном курсовом проекте ведется расчет и построение энергетических характеристик ТЭЦ и ГЭС, а так же оптимизация активной мощности с учетом и без потерь, оптимизация распределения реактивных нагрузок и уровней напряжений в ЭЭС.

Задача оптимизации режима проводится на стадиях планирования и ведения режима.

Планирование режима состоит из 2-х этапов: долгосрочное планирование и краткосрочное планирование режимов.

Задача планирования краткосрочных режимов ставит цель разработки детального графика потребления, генерации, потерь и перетоков мощности с разницей по времени суток на срок до недели.

При планировании потребления на рассмотренные сутки учитываются следующие факторы:

- потребление в аналогичный день прошлого года

- общая тенденция развития потребления

- учет климатических факторов

- день недели

Задачей оптимального режима является минимизация затрат энергосистемы на производство электрической энергии.

Определение характеристики относительных приростов затрат и расходной характеристики теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).

Исходные данные:

Топливо – уголь, регулировочный диапазон котлов (65÷100) % от номинальной нагрузки.

Общий вид расходной характеристики турбоагрегата:

Для усредненных условий теплоснабжения  расходная характеристика турбоагрегата приводится к виду:

246,2+7,344, ГДж/ч.                                (1.1)

Область нагрузки каждого турбоагрегата составляет диапазон 76÷100 МВт. Относительный прирост затрат турбоагрегата (и эквивалентного турбоагрегата) 7,344 ГДж/(МВт·ч). Тепловая нагрузка эквивалентного турбоагрегата ТЭС в режиме минимальной нагрузки составляет:

2·(246,2+7,344·76)=1609 ГДж/ч,                  (1.2)

а в режиме максимальной нагрузки, при =100 МВт – 1961 ГДж/ч.

Оптимальному режиму однотипных котлоагрегатов соответствует равенство их нагрузок. Регулировочный диапазон эквивалентного котлоагрегата составляет диапазон от 4·0,65·540=1404 ГДж/ч до 4·540=2160 ГДж/ч.

На основании выражения (1.3) и исходных кпд эквивалентно котлоагрегата равен кпд котла  0,91.

                    (1.3)

Регулировочный диапазон тепловой нагрузки ТЭЦ в данном случае полностью определяется расходом теплоты турбоагрегатами и соответствует диапазону от 1609 ГДж/ч до 1961 ГДж/ч.

Нагрузка каждого котла в максимальном режиме ТЭЦ составляет:  = / = 1961 / 4 = 490,3 ГДж/ч.                                                    (1.4)

Характеристика относительных приростов затрат котлоагрегата определяется по выражению:

                    (1.5)

Соответствующий относительный прирост затрат котельной составляет 0,03980 т/ГДж.

Принимая 0,07, относительные приросты затрат ТЭЦ определяются по выражению (1.6) и равны  0,03980·7,344 / (1-0,07) = = 0,3143 кг/(кВт·ч).

(1.6)

Т. к. относительные приросты затрат турбоагрегатов постоянны во всем диапазоне нагрузок, то форма ХОП ТЭЦ повторяет форму ХОП котельной (возрастающая кубическая парабола) (рис. 1.1).

Электрическая нагрузка в данном случае равна:  =  = 2·100 = 200 МВт.

Расход условного топлива определяется по формуле (1.7) и составляет  1961 / (29,3·0,91)  73,6 т/ч.    

                                            (1.7)

Результаты аналогичных расчетов сведены в таблицу 1.1 и представлены на рис. 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1:

Рис. 1.1 «Характеристика относительных приростов ТЭС»

Рис. 1.2 «Расходная характеристика ТЭС»

Расчет энергетических характеристик ГЭС (расходной характеристики, характеристики удельных расходов и удельных приростов).

Исходные данные:

Определение границ оптимальных нагрузок ГЭС при разном числе включенных гидроагрегатов производится следующим образом. Для заданного напора на основании эксплуатационной характеристики агрегата определяется характеристика кпд агрегата (таблица 1.).

На основании выражения (1.8) определяются коэффициенты характеристики КПД:

                                            (1.8)

Аппроксимированное значение (12 МВт) ≈ 0,853. Для остальных значений нагрузок (13,6; 16,8 и 20 МВт) аппроксимированные значения также близки к оригиналам.