Экономика и менеджмент \ Организация и планирование энергетического производства

Нахождение оптимального распределения производства электрической и тепловой энергии между электростанциями для расчёта производственной программы энергосистемы, страница 3

Qп = 0,6 • Qпмах = 0,6•200 = 96 Гкал/час;

               Для периода с 8 до 24 часов:

Qп =  Qпмах = 160 Гкал/час;

   Для всей ТЭЦ данная производственная нагрузка не измениться, поскольку на ТЭЦ установлен только один агрегат ПТ-135.

Для турбин 4хТ-100.

Теплофикационная нагрузка равна:

Qтзим = 0,8 . Qтном = 0,8•160 = 128 Гкал/час;

Qтлет = 0,2 . Qтзим = 0,2•160 = 25,6 Гкал/час;

               Для всей ТЭЦ данная теплофикационная нагрузка  измениться на величину равную количеству установленных на ТЭЦ агрегатов Т-100. Таким образом теплофикационная нагрузка всей станции будет равна:

Qтзим = 128•4 = 512 Гкал/час;

Qтлет = 25,6•4 = 102,4 Гкал/час;

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЯ И РЕЖИМА ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ.

По данным таблиц 1 и 3 необходимо рассчитать и построить на милли­метровой бумаге два суточных графика. Графики строятся ступенчатыми с временным интервалом, равным одному часу. Далее необходимо рассчитать и построить и построить суточные (для зимних и летних суток) и годовой график по продолжительности нагрузки. После построения графиков опре­деляются показатели, характеризующие режим электропотребления.

1. Суточное потребление электроэнергии для зимних и летних суток.

Данный график приведен в приложении 3 и 4.

2. Число часов использования максимума для зимних и летних суток, а также для года в целом.

Для промышленности:

зима -     час;

лето -     час;

Для комунально-бытового сектора:

    час;

 час;

Для сельского хозяйства:

    час;

 час;

Для транспорта:

    час;

 час;

3. Средняя суточная нагрузка для зимних и летних суток и средне­годовая нагрузка энергосистемы.

Зима:

               Э1 = 2781,12 МВт;

               Э2 = 347,07 МВт;

               Э3 = 457,56 МВт;

               Э4 = 731,35 МВт;

               Эзима = 4317,12 МВт;

Лето:

            Э1 = 2105,39 МВт;

               Э2 = 252,89 МВт;

               Э3 = 305,15 МВт;

               Э4 = 637,62 МВт;

               Элето = 3301,06 МВт;

За год:

               Эгод = 3732,53 МВт;

5. Коэффициент равномерности графиков нагрузки для зимних и лет­них суток.

Зима:

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

Лето:

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

 МВт;

Годовой:

 МВт;

6. Коэффициент заполнения графика нагрузки (коэффициент нагрузки) для зимних и летних суток.

;

Зима:

                МВт;

                МВт;

                МВт;

                МВт;

Лето:

                МВт;

                МВт;

                МВт;

                МВт;

Для тепловой энергии необходимо построить два суточных графика с выделением в базовой части теплофикационной нагрузки, а также годовой график по продолжительности.

ПОСТРОЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ПРИРОСТОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ЭНЕРГОСИСТЕМЫ.

Построение ХОП агрегатов КЭС

На основе характеристик относительных приростов (ХОП) электрос­танций осуществляется экономичное распределение активной электрической нагрузки между электростанциями энергосистемы. Критерием экономичности является минимум затрат на топливо.

ХОП энергоблока или электростанции определяется как

E = g • r

где g - относительный прирост расхода тепла турбоагрегата;

r - относительный прирост расхода топлива котлоагрегата.

ХОП котлоагрегатов приведены а табл. 3.

Таблица 3.

Тип   ТА

***

Нагрузка КА в % от номинальной

КПД  ТА

50 %

60%

70%

80%

90%

100%

К-150

320

0,153

0,156

0,159

0,164

0,170

0,180

0,89

К-300

605

0,151

0,153

0,156

0,160

0,165

0,171

0,91

К-500

1025

0,150

0,152

0,155

0,158

0,162

0,167

0,92

Энергетические характеристики турбоагрегатов приведены в  табл. 4.

Таблица 4.

Тип ТА

Энергетические характеристики     Q­час=Qхх+q2•Pэк+ q2•(Р-Рэк)

К-150

Q­час=24,85+1,922•Pэк+ 2,101•(Р-Рэк),  Гкал/час.      Рэк=124 МВт.

К-300

Q­час=35,00+1,810•Pэк+ 1,930•(Р-Рэк),  Гкал/час.      Рэк=270 МВт.

К-500

Q­час=58,00+1,805•Pэк+ 1,900•(Р-Рэк),  Гкал/час.      Рэк=450 МВт.

ПТ-60

Q­час=12,00+1,99•P+ 1,12•Рт,  Гкал/час. Рт=0,35•Qп+0,614•Qт-8,7; МВт.

Qп(ном)=85 Гкал/час; Qт(ном)=52 Гкал/час.

ПТ-135

Q­час=20,00+1,95•P+ 1,11•Рт,  Гкал/час. Рт=0,36•Qп+0,616•Qт-14,5; МВт.

Qп(ном)=200 Гкал/час; Qт(ном)=110 Гкал/час.

Т-100

Q­час=15,00+1,89•P+ 1,02•Рт,  Гкал/час. Рт=0,63•Qт-9,5; МВт.

 Qт(ном)=160 Гкал/час.

Расчет относительных характе­ристик КЭС производится по трем точкам и сводится в таблицу.

Нагрузка КЭС, МВт•ч

q   (Гкал/МВт•ч)

r   (т.у.т./Гкал)

Е  (т.у.т./МВт•ч)

Рmin

q1

Рэк

q1/q2

Рмах

q2

Минимальная нагрузка КЭС определяется минимальной нагрузкой кот­лоагрегатов. Для КЭС, работающих на газо-мазутном топливе, минимальная нагрузка котлоагрегатов принимается равной 50% от номинальной, а для работающих на твердом топливе - 60%.

Зная минимальную нагрузку КА, можно найти электрическую нагрузку ТА и КЭС в целом. ХОП ТА при минимальной нагрузке будет выглядеть

Qмин = Qхх + q1 • Pмин

В результате минимальная электрическая нагрузка КЭС будет равна

где n - количество блоков на КЭС.

Для экономической и максимальной (номинальной) нагрузок ТА по ха­рактеристикам (таблица 4) определяется часовой расход тепла и соот­ветствующие значения относительных приростов КА. Так как ХОП КА в таб­лице 3 приведены в дискретной форме, то относительный прирост КА при любой нагрузке находится с помощью интерполяции по формуле

Скачать файл